注水井转抽技术研究及其应用

低渗透油田采用水驱方法效果较差,最终采收率只有20%。为此,开展了注水井转抽现场试验研究。根据室内实验和水驱油渗流机理,阐述了油田注水井微观出油机理和宏观出油机理,应用理论计算分析和数值方法,定量分析认为,影响注水井转抽效果的主要因素有启动压力、毛管力、到断层的距离、孤立砂体有效厚度等。通过室内核磁共振实验和孔隙结构分析,阐明了换向驱油（注水井转抽）可以提高采收率,在此基础上,从总结矿场试验资料入手,通过地质基础和开发特征研究,提出了适合注水井转抽的地质条件：转抽的注水井要取得较好效果,则注水井到断层的距离应大于50m,或该井钻遇孤立的中高渗透砂体且有效厚度应大于3m。     

低渗透储层低效注水井成因分析及治理

造成低渗透储层注水井吸水能力下降的原因主要包括：孔喉半径小、连通性差,原油物性差,油水井距过大,储层存在强一中水敏和中一弱酸敏,尤以注入水对储层伤害最大。室内实验研究了不同渗透率岩心在不同水质下的岩心伤害数据,结果显示,污水中悬浮物粒径超标对岩心的伤害最大,其次是悬浮物含量和油含量,细菌含量对岩心伤害程度较弱;渗透率级别越低,污水超标引起的伤害越严重,渗透率级别小于10×10^-3μm2的岩心对污水超标十分敏感。结合油田矿场实际,提出了储层伤害周期的评价方法,确定了注水井吸水能力下降幅度与水质、累积注水量之间的关系。实验还认识到实际储层伤害的半径比现场认识的半径更大,为此提出应用复合解堵技术、缓速技术、强穿透技术、强力螯合技术、储层孔道保护技术等,进行周期性注水解堵增注的建议。     

注水井循环洗井技术研究

注水井洗井可以清除井筒内的聚集物,减少炮眼附近油层污染。常规罐车拉运洗井方式难以满足大庆油田外围采油厂距离废液处理站远及无洗井流程的注水井洗井需要。进行注水井循环洗井技术研究,根据Hazen“浅池理论”和斯托克斯理论,设计出元动力油水分离系统。该系统工艺结构合理,布局紧凑,通过多级机械塔板的缓冲沉降．实现油水及杂质的无动力分离,适用于注水井洗井工作需要。无动力油水分离系统与加药技术和精细过滤技术合为一体．在洗井水流经无动力油水分离器时,启动加药系统,向污水中加入优选的杀菌药剂,实现油水的分离、杀菌及絮凝。处理后的洗井液通过精细过滤器的二次过滤,达到标准后回注到井内,实现注水井的循环洗井。注水井循环洗井技术克服了常规洗井方式存在的污染环境、耗资大的问题,符合绿色油田的发展需要,具有广阔的应用前景。     

电阻率测试技术在注水井中的应用

电阻率测试技术是一种地球物理探测方法。在石油天然气勘探中,用于解决油气藏边界探测、井周围油气藏探测、剩余油分布探测等问题。在采油工程中,该项技术用于解决水力压裂裂缝几何参数探测、酸化压裂裂缝几何参数探测、注水推进方向和波及范围探测、注水井调剖堵水效果探测等问题。对于注水井来说,了解和掌握注入水的运动方向和推进速度、注水前缘位置,了解和掌握不同油层或同一油层的不同部位的水淹特征,是合理部署注采井网、研究剩余油的分布规律、挖掘剩余油、提高最终采收率、提高注水开发水平的基本要求。因而,应用地球物理新方法和新技术,探测注水驱油前缘分布参数,意义重大。     

油田老井重复压裂技术研究应用

油田老井重复压裂,提高产液量、达到增产稳产的目的,其关键在于依不同的地层厚度、岩性、物性、堵塞程度、堵塞物性质等选择不同的压裂方式和施工参数,优化液体配方,以较低成本延长老井重复压裂的有效期。从油井重复压裂的作用、井层选择、工艺技术应用与效果分析,以及提高老井重复压裂效果的途径等方面进行了论述,同时提出了下步工作设想。     

扶余油田压裂技术发展方向研究

压裂改造技术已成为低渗透油田开发的主要手段,也是低渗透油田稳产的重要保障,在增油方面与其他技术相比,有着明显优势.随着油田开发的不断深入,以及储层改造的对象变得越来越复杂,压裂技术必须与井网特点紧密结合,以改善注采关系为重点,多种配套措施结合应用,实现区块整体改造,从而有效提高水驱采收率.以处于开发后期的扶余油田为实验对象,分析压裂技术在高含水老油田的实施效果,并对现存的瓶颈问题开展技术攻关,探索压裂技术未来的发展方向.提出压裂改造技术与注采井网相结合;研究合理的压裂周期,提高油层导流能力;采取压裂和调剖、堵水、分采等多项措施技术配套应用,综合调整区块的注采矛盾,实现剩余可采储量的有效动用;发展特殊工艺井压裂技术,对疑难井挖潜等措施,为扶余油田产能建设目标的顺利实现提供技术保证.     

萨北过渡带和三次加密注水井增注技术的研究应用

大庆油田第三采油厂生产的石油磺酸盐阴离子型表明活性剂LD,具有表面活性强,原料来源广,质量稳定,高温不挥发、低温不结晶,常温下溶解性好,稀释配制方便等特点。为了明确LD型表面活性剂的适应性,首先在室内开展了相关实验,对表面活性剂的各项性能指标进行评价。确定了合理的注入参数,并通过现场实施4口井,取得了良好效果。实施LD型表面活性剂增注后,4口注水井累计增注21417m3,周围20口无措施采油井累计增油3663t,LD型表面活性剂对因原油物性影响的注水井有一定的增注能力,并能较好改善薄差油层和表外储层的吸水动用状况,对解决萨北过渡带和三次加密注水井注入压力高、注入困难的问题具有一定的指导意义。由室内实验及现场实施效果表明,当表面活性剂的注入有效浓度为0.2%,注入半径为20～30m之间时,增注降压效果明显。     

陇东油田采出水处理工艺技术研究

分析陇东油田采出水“集中处理、集中回注”工艺所暴露出的问题,通过工艺流程优化、新工艺新技术应用、工艺改进与完善,形成了采出水“分区处理、就近回注”的新格局,满足了生产需要,实现了水资源的有效利用,达到了保护环境的目的。     

特高含水期层状砂岩油田周期注采的实践与认识

针对萨北开发区油层沉积特点及特高含水期剩余油分布特点,以水动力学原理为指导,对以往周期注水的效果进行分析,在已有的实践经验基础上,结合数值模拟研究,优化周期注水方式及各项参数,引入了油井间歇采油改变液流方向改善开发效果的做法,在实践中取得了较好的效果。     

喇嘛甸油田特高含水期各套层系注采状况研究

喇嘛甸油田先后经历自喷开采、层系调整、全面转抽、注采系统调整、二次加密调整、一类油层聚合物驱和二类油层三次采油等7个开发阶段。井网调整后,开发层系增多、井网密度加大,各套层系的注水井,除了给本井网采油井注水外,还为其他层系采油井注水,使得各套层系的注采状况较为复杂。喇嘛甸油田于1997年进入特高含水期后,为控制低效无效循环和挖潜厚油层内剩余油,采取了堵水、补孔等挖潜措施,加剧了各套层系注采状况的复杂性。针对以上问题,有必要对各套层系的注采状况、动用状况进行研究,确定出各套层系在特高含水期注采状况及油层动用状况,指导各套层系注采调整。从典型区块入手,以动态劈分方法为依据,利用动态、静态以及油藏监测资料,研究喇嘛甸油田特高含水期开发阶段水驱各套层系注采状况,为采取切实可行的分层调整及挖潜措施提供依据。     

低渗油田水平井整体压裂技术实践与认识

A油田P油层属低温薄差储层,同位素测井、井下及地面微地震监测结果及瞬时停泵压力梯度分析均表明,人工裂缝形态为水平裂缝。针对P油层试验区的地质特征,优选双封单卡分段压裂技术,优选新型压裂液和支撑剂,确定射孔方式,选取含油饱和度高的井段进行射孔,在油藏评价和压后产量预测基础上,建立裂缝数目优化模型。参照模拟结果,结合井身结构、地质特点和水平井井组注采对应关系等因素,对试验水平井水平裂缝参数进行优化。确定分段压裂平均砂比为21%,末期砂比在35%以上,施工排量为2.5～3.5m3/min。现场施工效果表明,双封单卡分段压裂管柱在承压性能及过砂量要求上,能满足要求;所选用的低温压裂液体系交联性能良好,能达到设计施工参数(砂比和排量)要求,8口井37个压裂层段工艺成功率达100%。投产井初期平均单井日产油6.0t/d,是同区块直井的4.0倍;投产3个月后,平均单井日产油4.0t/d,仍然是同区块直井的3.6倍。     

油田注汽锅炉技术改进的研究

上海四方锅炉厂于1984年以合作生产方式,引进了美国休斯敦系统制造公司生产的油田注汽锅炉制造技术。该锅炉系“亚临界小容量直流锅炉”,即锅炉压力很高,达18MPa,属亚临界压力,但容量不大,仅9.2吨/时和23吨/时,采用直流强制循环方式。由于锅炉生产的蒸汽直接注入油井,故俗称油田注汽锅炉。 多年生产使用表明该锅炉很适合油田野外工作,整体性强,且便于运输和搬迁。在亚临界压力下,能将出口蒸汽干度控制在x=80％左右,因而降低了对给水水质要求,并大大降低水处理费用。     

低渗透油田生物酶降压增注技术

生物酶能将岩石表面的润湿性转变为亲水性,使原油从岩石颗粒表面脱落,降低残余油饱和度,可有效改善低渗透油田注水压力高、油井受效差的问题,提高驱油效率。通过洗油能力评价、界面张力测定、表面吸附性评价、腐蚀性检测、生物酶降压能力等室内模拟实验对生物酶性能进行评价,结果表明:生物酶浓度在2.0%时,界面张力较低,注入压力平均降幅为51.4%,并且对N80钢质不具腐蚀性,综合考虑多方面因素,最终决定注入生物酶体积倍数选为0.006PV。现场试验选取了A油田试验区块的6口水井极其连通的24口油井作为试验井组,累计注入生物酶原液270t,酶溶液总注入量为11422m3。试验一年以后,水井注水压力下降,视吸水指数上升,层间吸水状况得到改善;连通油井产量略有回升,综合含水保持稳定,地层压力恢复速度明显提高,并且增加了新的采出油位,累计增油3519t,阶段采收率提高了0.38%,为解决外围三类储层注水开发无法建立有效驱替体系的问题进行了有益的探索。     

水平井限流压裂技术在江汉油田的应用

水平井限流压裂工艺具有施工管柱简单、一次施工完成多条裂缝改造等优点,在江汉油田应用前景广泛.对黄18平1井射孔和压裂优化方法进行了论述,并分析了现场实施的效果,对其研究方向和应用提出了建议.     

三维流线模拟技术在鸭儿峡油田L油藏注采单元评价中的应用

鸭儿峡油田L油藏自1958年投入开发以来,经历了弹性—溶解气驱阶段、边外注水开发阶段以及边外、边内综合注水开发阶段。由于受过去开采时间长、开采技术落后、开采设备老化等诸多因素的限制,目前油藏虽处于高含水阶段,但还有很大的二次开发潜力。根据L油藏历年动态监测资料,再结合油水井生产数据及注水单元注水数据,动态生产数据、监测数据与静态地质、储层等数据结合,充分刻画目前L油藏的生产动态,摸清其注水替油井、注水单元注水井与采油井的对应效果,通过注采井组间流线模拟来评价注采单元中油井受效程度,并通过与现场注采井组间示踪剂监测成果对比来验证流线模拟的准确性,结果表明,三维流线数值模拟井组间连通性与示踪剂监测井组间连通性成果的一致性达到60%以上,模拟可靠程度高、评价周期短,提高效率的同时节省了大量成本。     

油田污水回注井下综合防腐技术应用

介绍了回注污水腐蚀井下油套管的作用机理,确定了内涂层防腐油管 机械卡封隔离防腐(或化学软密封隔离防腐)工艺的综合防腐措施。通过氢渗试验确定最佳的内涂层防腐油管为热固化环氧粉末喷涂油管,介绍了机械卡封隔离防腐工艺、化学软密封隔离防腐工艺的原理、特点、技术要求等。利用综合防腐技术进行了现场应用,效果良好。     

变质岩潜山体积压裂技术探索与实践

辽河油田变质岩潜山油藏储量丰富,但普遍存在储层物性差、自然产能低等问题,需要进行压裂改造以获得工业油气流。由于储层厚度大,需要大规模加砂压裂改造,但常规方法加砂困难,施工成本高。在常规压裂技术的基础上,将体积压裂思路引入裂缝型变质岩潜山油藏。通过理论计算、数值模拟等方法 ,论证了此类储层实施体积改造的可行性,优选分簇射孔方式,优化低黏、低摩阻滑溜水压裂液,采用大排量、低砂比施工工艺,实现对天然裂缝的最大程度沟通,极大地提高储层整体渗透率,实现储层的立体改造。井下微地震裂缝监测结果显示,与常规瓜胶压裂相比,滑溜水压裂裂缝波及体积明显增大。该技术于2013年开展先导试验以来,累计实施18井次,压后平均单井日增油10.1t/d,是同区块常规压裂日产量的2.2倍,同时射孔及压裂费用总体降低15%以上。     

油田热采锅炉干度测挖技术

在热采锅炉运行中干度是一个重要参数,其精确程度影响着热采锅炉运行的安全性和热力采油的效果在水／蒸汽两相流的动态监测技术的基础上,开发出了干度微机测控技术,用压差节流装置测湿蒸汽的干度与流量等参数,配合温度、压力传感器便可以自动检测热采锅炉的运行情况,同时可以通过信号前馈和反馈控制锅炉给水量和风量,实现热采锅炉自动安全运行。     

扶余油田外围区块生物胶降黏压裂技术试验

扶余油田外围区块原油密度大、黏度高、凝固点高、含蜡量高,采用常规胍胶携砂压裂技术无法有效开采,压裂投产后初期产量较低,达不到效益产能,外围区块基本处于未开发动用状态。为此,研发了生物胶降黏剂体系与压裂工程技术相配套的降黏压裂技术,并进行了实验评价。评价结果显示,该生物胶具有降凝、降黏、防蜡、乳化、驱油等性能,可显著提高原油流动性。现场试验分为生物胶降黏加砂压裂和生物胶降黏不加砂压裂两种技术方式,共在扶余外围及稠油区块累计实施45口井。前置液胍胶造主裂缝+支撑剂+生物胶降黏剂+支撑剂+后置液降黏剂的技术方法应用在新投产的外围及稠油区块,对比老区内部,在储层物性变差的条件下,投产后产油量超设计产能1.6倍,是老区内部的1.4倍。生物胶降黏不加砂压裂技术主要应用在老井二次压裂或多轮次压裂稠油区块或黏度上升井层,同等条件下对比,黏度由压裂前的70mPa·s下降到25mPa·s,增产量是同区块常规压裂的1.3倍。