再述周期注水的油藏数值模拟研究

应用油藏数值模拟方法，研究了各种地质、开发因素对周期注水效果的影响。这些地质因素是：毛管力、原油粘度、垂直渗透率与水平渗透率的比值、渗透率的组合即油层的非均质程度；开发因素是：周期注水的工作制度、连续注水转为周期注水的时机。最后证明了周期注水的唯一缺点是延长了油田开采时间。     

采气速度对南海东部水驱气藏采收率的影响研究

东海已开发气藏主要分布在XH凹陷的中央背斜带以及西部斜坡带,气藏类型主要以水驱气藏为主,气藏投入开发后普遍面临产水难题,影响气藏采收率。为有效提高东海水驱气藏开发效果,通过对已开发水驱气藏开发特征进行系统分析,总结不同开发阶段产水特征及其主控因素,建立了“早期防水、过程控水、后期排水” 的全周期防水治水策略,并开发出了水平井井轨迹优化、水平井变密度定向射孔等配套技术。通过采用全周期的防水治水开发对策,东海水驱气藏气井无水采气期显著提高,气井产后通过采用合理的排采措施,有效提高产水气井累产水平。

     

怎样对有含水区的油藏进行注水开发？

向有底水的油藏注水常常会有许多问题，这是由于注入水窜入水层的缘故。可是这类油藏资源在Ａｌｂｅｒｔａ和Ｓａｓｋａｔｃｈｅｗａｎ地区非常丰富。这项研究针对在底水区降低水的流度以增加注水效率。共验证了三种方法：乳化剂段塞方法（ＥＳＰ），交替水和甩乳化剂注入方法（ＡＷＥ）以及动态封（ＤＢＰ）。这三种方法都能够使垂向扫油效率有所提高，并有得盱聚合物或浮化剂与水的注入。每一种情况，均有两种方式：封堵和驱替。这     

注水采油中注入水与产层配伍性分析

本文在储层地质研究的基础上，采用岩心流动，粘土膨胀、滤膜系数，腐蚀挂片，细菌培植和油水乳化等６项常规试验手段，通过显微镜及扫描电镜的观察分析，对辽河油田冷东４３断块注水采油的开发方案进行全面的先期分析评价，为注水方案提供了可靠的决策依据。结论：注入水矿化度尽可能和实际地层水接近；水的滤膜系数应大于１０；注水水矿化度尽可能和实际地层水接近；水的滤膜系数应大于１０；注水速度应低于１．８６ｍｌ／ｓ。文中     

油田采气的智能化建设应用体系探究

目前,随着我国社会的不断发展,油田的规模也在逐渐扩大,在油田开采的过程中,不仅会对石油进行相应的开采,还会对天然气进行开采,随着我国科学技术水平的不断提升,在进行油田采气的过程中,一般都会使用相应的智能化设备,为了保证能够完成智能化应用体系的建设,相关负责人员必须要提高油田采气过程中相关机械设备的技术水平,并且要保证能...     

中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向

中国东部大庆、胜利等６个注水开发油区综合含水已达８５．５％,处于高含水期开发阶段,主河道砂体油层绝大部分水淹,但其年产油量、剩余可采储量在全国仍占举足轻重的地位。分析了影响高含水期水驱采收率的３个要素（驱油效率,平面波及系数,厚度波及系数）的现状。预计在高含水期阶段要实现预期目标相当艰巨,６个油区标定的平均采收率为３７．８％,目前实际采出程度为２７％,剩余油分布总体高度分散,但局部相对富集。在水驱开发方式下,钻加密调整井和采用再完井技术是剩余油挖潜的基本措施。目前井网已较密,井网控制不住的边角部位未淹砂层的剩余油（约占可采储量的１５％）相对富集,平面调整主要是在这些位置打些调整井,通过提高平面波及系数挖潜;目前厚度波及系数约为５６．７％,纵向挖潜的目标主要是吸水差、渗透率低的河道间及三角洲前缘薄砂层的剩余油（其可采储量约占总剩余油储量的８０％）,到含水９８％时,厚度波及系数可能达到７０％～７５％。根据剩余油分布的不同规律,提出８项挖潜措施,指出为达到高效调整的目的,可采用定向侧钻井、多底井及侧钻水平井技术,既能有效挖掘剩余油,又可节约钻井费用。参１（郭海莉摘）     

深水水驱气藏高效开发技术研究

如何高效开发深水水驱气藏是深水A气田开发过程中的研究重点。为摸清高渗–特高渗水驱气藏水侵特征,开展了微观水侵机理和宏观见水规律物理模拟。高渗水驱气藏存在“临界速度”,若驱替速度大于该临界速度则发生水窜,导致驱替效率降低;水平井开发驱气藏,同时配以合理采气速度,可有效延缓见水时间。采用数模法模拟了不同地质条件及开发参数对水驱气藏开发效果影响,对深水A气田进行聚类差异分析,制定各井区合理采气速度3%～5%。研究结果表明,该方法延缓了气井见水时间,使气田投产以来生产稳定,年供气30亿方,稳产10年,提高了气田开发效果。该项研究成果为后续深水气田开发提供了有效的技术支持,具有较好的推广应用价值。     

苏东气田排水采气技术研究

苏东气田气井生产过程中会带出成藏时期形成的滞留水和凝析水,随着生产时间延续,气井产量降低携液能力不足而形成井筒积液,当积液量逐渐增大时,致使气井水淹而无法产气,目前苏东气田有产水气井270口,占投产气井的33.2%,产水井产能不能够有效发挥成为制约气田稳产、上产的主要因素因此苏东气田把排水采气工艺列为气田开发重点工作并将持续开展下去。本文简述了苏东气田采用的泡沫排水采气、连续油管排水采气、井间互联气举排水采气工艺技术原理并对其适应性进行分析评价,建立了排水采气技术路线,为排水采气工艺技术的推广应用提供了依据。     

钙土堵剂的二次利用及其应用

前人研究并使用过粘土单液法和粘土双液法堵剂封堵地层大孔道 ,但未对钙土的二次利用进行研究。在研究钙土活化利用的基础上 ,提出了钙土 聚丙烯酰胺 碳酸钠三液法复合堵剂。主要研究了适用于潍坊钙土的离子交换剂以及钙土转化为钠土对封堵效果的影响。实验结果表明 ,碳酸钠是潍坊钙土较理想的活化剂 ,钙土的活化利用可大大提高其封堵效果 ,并且钙土 聚丙烯酰胺 碳酸钠三液法复合堵剂的封堵效果已为中原油田的矿场试验所证实。图 1表 4参 6(李克华摘 )     

一个全新的开发理念：气顶与油区同采

有气顶油藏的常规开采方法是只从油层采油而保留气顶，靠气顶的膨胀维持油藏压力，依据不同的油藏几何形状及倾角和采油速率，气顶气或是向下锥进到生产井，或是从油气前缘突破，从而导致产油井的气油比显著提高。文中提出一种特殊的开采方法，即在气油界面注水以建立一个水障，分隔气顶和油层，同时从气顶采气和从油区采油。这种方法已在低倾角，气顶相对较大和水驱后残余气饱和度较低的油藏中应用。如何采出气直接有市场，这一假说     

超音速雾化排水采气研究

气井排水采气普遍受到井底积液的影响,特别是对于低产量井,清除井底积液已经成为采气行业的一大难题,因此急需开发出能适应于低产量井的排水工艺及技术。本文针对现有的排水采气技术进行调研并做出总结,在此基础上提出超音速雾化排水采气方法;阐述了拉伐尔喷管产生超音速和高速破碎机理;最后进行实验研究,通过实验可知雾化是一种可行的排水采气方法,但是温度对雾化效果的影响较大。     

双河油田井网二次加密调整做法及效果分析

针对双河油田前期井网不完善，厚油层层内非均质严重，剩余油分布复杂等特点，阐述了双河油田井网二次加密调整的做法。     

超声排水采气换能器研究

在气井开采的中、后期,气井底部往往积水,使采收率下降。文章介绍了超声排水采气换能器的设 计,该换能器采用纵向复合式换能器振子和四分之一波长聚能器的组合结构,聚能器设计成阶梯结构,压电陶瓷采 用大功率发射材料,前盖板采用硬铝,后盖板采用20钢。压电陶瓷的居里点为330℃,故该装置适合于深井、高温 条件下使用,并且具有每小时雾化量大,体积小,成本较低等特点。     

PFW水驱气顶油藏二次采气的可行性研究

初期不合理的开采方式会造成水驱气藏地层水的过早水侵,使得大量天然气被封闭而无法采出.通过大量排水降低水封闭气区的地层压力,使封闭气变为可流动的气体,在技术和经济上是可行的.基于三维三相模拟模型,评价了不同二次采气方案的开发效果.模拟结果表明,大于水侵速度的排水量有助于提高气藏的最终采收率,但是要受到地面的水处理设施及经...     

濮城气顶气藏排水采气工艺技术

濮城气顶气藏均已经进入排水采气阶段,对采气工艺提出更高的要求。在气藏开发过程中,根据各气藏特点,在做好气层保护的同时,通过开展工艺适应性研究及工艺技术配套等工作,相继采用了不同类型的排水采气工艺技术,在生产实际中见到了明显的增气效果。     

朝521井抽汲排水增压采气技术及效果分析

朝 5 2 1井位于朝阳沟构造北翼朝1—5 5区葡萄花油层发育边部 ,靠近边水区 ,动态储量 0 2 9〔10 8m3,原始地层压力5 0MPa ,驱动类型以弹性边水驱为主 ,气区开发初期产气量达 2 80 5 0〔10 4 m3/d ,断续生产仅数月便因水淹而停产报废。 1995年对该井实施泡沫排水获得成功 ,初期产气能力为 90 0 0m3/d ,随后应用抽油机抽汲排水、增压采气技术 ,使该井重新恢复生产 ,有效利用了天然气资源 ,获得了良好的经济效益。     

低产低效井排水采气工艺技术研究

苏里格气田西部区域含水气井增多,产水量不断增大,排水采气难度不断增大,急需对这些低产低效井进行有效开发,以期提高气井的利用率和采气量。通过模糊数学法对低产低效井进行了判别,研究了其物性特征,总结了苏西地区低产低效井的分布规律。根据苏里格气田西区的生产实际,对泡沫排水采气和速度管柱排水采气的工艺适用条件、应用现状等进行了评价。这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水采气先导性试验

塔河油田X区奥陶系X25井区为碳酸盐岩缝洞型凝析气藏,此类气藏地质特征表现为基质不储集油气,储集体主要为裂缝、孔洞、溶洞。该井区主要是相对封闭的单井缝洞单元,天然水体能量不足,生产动态表现出明显的定容特征,地层能量下降导致气井停喷后由于液面太深无法通过机采手段继续生产。面对此类气藏开发后期无常规手段继续生产的开发困境,技术人员打破思维枷锁,创新提出了在此类气藏进行注水采气的先导性试验,通过向定容体气井注水补充亏空能量,压缩气体体积,使其恢复自喷能力继续生产。此项试验成功探索出了一条提高缝洞型碳酸盐岩凝析气藏天然气采收率的新途径。