大庆油田注聚井解堵增注技术

大庆油田聚合物驱三次采油过程中，随着聚合物注入体积的增加，注聚井堵塞问题日益突出。主要表现是：注入压力高、达不到配注、间歇注入等，严重影响聚驱效果。注聚井解堵增注技术分析了聚驱注入井注入压力上升的主要原因及注聚井堵塞规律，并根据注聚井近井地带堵塞物的成分分析，研制出新型注聚井解堵剂配方；为减少注聚井解堵后因聚合物的再吸附而重新堵塞，研究了注聚井油层保护技术，形成了既能防止聚合物在油层孔隙表面的再吸附，又能通过竞争吸附将吸附在油层孔隙表面的聚合物驱替掉的油层保护剂配方。该技术现场试验22口井，从解堵施工到油层保护等方面技术完善配套，现场试验取得了明显的效果。     

萨中开发区注聚区块套管损坏原因

近几年来，随着聚合物驱油方式的工业化应用，萨中开发区注聚区块葡一组油层部位套管损坏井数急剧增加，套损的加剧直接影响着聚驱井 的正常生产，同时危胁着周围水驱井网的安全，通过研究注聚区块葡一组套损特点，系统地分析了引区葡一组油层部位套损的主要原因，分析认为套损加快的主要原因：一是由于聚驱井网部分井长期超破裂压力注入聚合物溶液，导致油层破裂，出砂损坏套管；二是注聚后主力油层压力上升的同时，易在油层变差部位及二类连通的河间薄差层形成异常高压层，使通过该部位的多口油水井套管损坏，并提出了控制葡一组套管损坏的基本措施。     

大庆油田萨中开发区分层注聚过程中的相关问题探讨

聚合物驱分层注入技术是提高原油采收率的有效途径之一。大庆油田萨中开发区笼统注聚井存在注入剖面不均匀、层间矛盾突出、中低渗透层得不到有效动用等影响聚驱开发效果的问题。为此，在聚合物驱的过程中对层间矛盾突出的注入井采取分层注聚措施。目前已有302口注入井分层注聚。占总数的37．6％。实际结果表明，分层注聚对聚合物驱最终采收率的提高发挥了不可替代的作用。但受到油层适应性与分层注入工艺等多种因素的影响，在生产中还存在一些需要解决的问题。通过对处于不同注聚阶段的分层注聚井的油层动用状况、动态变化特征及生产问题的分析，阐述了分层井的选井原则及分层时机，分析了目前分层注入工艺的适应性与存在的问题，为进一步完善聚合物分层注入技术提供了依据。     

大庆油田萨中开发区分层注聚过程中的相关问题探讨

聚合物驱分层注入技术是提高原油采收率的有效途径之一。大庆油田萨中开发区笼统注聚井存在注入剖面不均匀、层间矛盾突出、中低渗透层得不到有效动用等影响聚驱开发效果的问题。为此,在聚合物驱的过程中对层间矛盾突出的注入井采取分层注聚措施,目前已有302口注入井分层注聚,占总数的37.6%。实际结果表明,分层注聚对聚合物驱最终采收率的提高发挥了不可替代的作用,但受到油层适应性与分层注入工艺等多种因素的影响,在生产中还存在一些需要解决的问题。通过对处于不同注聚阶段的分层注聚井的油层动用状况、动态变化特征及生产问题的分析,阐述了分层井的选井原则及分层时机,分析了目前分层注入工艺的适应性与存在的问题,为进一步完善聚合物分层注入技术提供了依据。     

以渤海A油田为例分析聚合物驱注入压力

注入压力上升是聚合物驱水井最重要的变化,因此需要重点分析压力动态,治理高压井和低压井,保证注入压力合理上升。文中根据渤海A油田聚合物驱注入井井口压力的变化数据得到了其曲线变化图,并对这些注聚井注入压力的变化趋势进行了归类分析,提出了注入压力不同情况下必须采取的对应策略,总结了一些高压井、低压井出现异常压力的原因和治理措施,最后以某个注聚区为例介绍了治理低压井的方法和措施效果。综合分析渤海A油田10口注聚井的压力变化情况,可将其分为缓慢上升、快速上升、先升后降再升、逐步下降后再缓慢上升等4种类型。当井无法完成配注量时,应及时提高注聚系统压力或降低聚合物的相对分子质量;发现注聚后压力下降时,应及时提高聚合物的质量浓度或配注量,采取有效的调剖措施,或使用更高相对分子质量的聚合物。     

聚驱电泵井系统分析方法及其应用

根据渗流力学理论、非牛顿流体力学理论、采油工艺原理和节点系统分析方法等知识,对聚驱电泵井生产系统中流体运动规律做了较为全面的论述和分析。运用VisualBasic 5.0语言,编制了电泵井生产系统节点分析软件。该软件操作简单、界面友好、可视化程度较高;并对大庆采油六厂 11口聚驱电泵井生产数据进行验证和分析,计算的井底压力与实测井底压力相比,最大相对误差为 13.1%,平均相对误差为 5.3%,这表明导出的含聚采出液井筒压力计算方法理论上是正确的,满足工程计算要求。同时对这些井进行了敏感参数分析,敏感参数有下泵深度、井口油压、含水率、气油比、级数、油管直径、变频频率等,给出了提高油井产量的途径。     

二类油层注入压力与见效的关系

大庆油田二类油层A区块采出井见效有一定差异性,其变化规律与井区注入井注入压力有关。注聚3个月后注入压力即达到注聚前允注压差的80%以上井区采出井见效最快,但是含水下降幅度小,低含水稳定期短;注入井压力上升速度缓慢井区采出井见效相对滞后,但含水下降幅度较大,低含水稳定期相对较长;注聚后压力没有明显上升井区采出井见效滞后,注聚后12个月以上注入压力才达到注聚前允注压差的80%以上井区采出井见效最晚。采出井见效受到注入压力变化影响,其主要原因在于两方面:一是注入井压力升幅速度影响注入能力;二是注入井压力升幅速度影响剖面动用和改善的程度。     

聚合物驱注入压力探讨

该文以理论结合实践，探讨了聚合物驱注入压力的变化规律，分析了影响聚合物驱注入压力的五大因素，即聚合物水溶液本身，注采井距，注入强度，注入速度及油层条件对聚合物驱注入压力的影响，理论和实践都证明，聚合物分子量，注采井距，注入强度，注入浓度及注入速度等参数值越大，聚合物注入压力就越高，尤其注采井距对聚合物驱注入压力影响更明显，与注水相比，其压力升值正比于注采井距平方的数倍，而地层系数越大，则注入压力越     

渤海S油田注聚井注入压力界限潜力

渤海注聚油田的井口注入压力界限是在油田早期注水时计算得到的,开始注聚后,由于注入流体的性质发生改变,原有的井口注入压力界限已不适用当前的注入状况,在一定程度上影响了配注。采用压力节点分析方法,优化计算参数,对注聚井井口注入压力界限潜力进行分析研究。结果表明,S油田注聚井井口注入压力界限较原给定的井口注入压力界限(10 MPa)提高幅度可达23.2%~52.3%。研究成果为适时调整注聚阶段的井口注入压力界限、提高配注提供了理论依据。     

改善聚合物驱油效果的调整措施

1．注聚前期调整 1．1 合理井距研究 聚合物驱的现场试验和数值模拟结果都表明，不同井距条件下注聚合物会有不同的增油降水效果，因此，注聚前对井网调整是必要的。但是在油田进行聚合物驱时，对井距的选择必须考虑两个因素：一是注入压力，即注水时达到配注要求时的注入压力与油层破裂压力之间的余量，因为注水井改为注聚合物溶液后，随井距的增大，聚合物段塞注入过程中注入压力随之增大；二是聚合物在地层中的热稳定性和化学稳定性的时间长短。上述两个方面是决定聚合物驱井距大小的主要因素。而这两个因素又受油层的渗透率、油层温度及地层水矿化度等方面的制约。     

智能完井自动气举理论研究

为充分利用气层能量，提高油井日产量，恢复油井自喷能力，通过流入控制阀阻流降压的作用，将气顶气或气藏气注入生产井筒，从而降低井筒的流体密度，延长油井自喷时间。综合分析了自动气举系统的流动理论，以PIPESIM软件为工具，研究了油藏含水率等敏感因素对注气点深度的影响，同时采用节点分析法设计控制阀各级开度的面积。经过案例模拟验证，油井产量从120 m3/d增加到413 m3/d，增长了2.4倍，提高了油井的产量。     

实验设计方法在优化注入参数中的应用

交联聚合物在改善油水流度比、堵塞地层大孔道等方面有着和聚合物相近的作用。因此交联聚合物驱技术是油田改善注水井开发效果,实现油藏稳产的有效手段。利用优化设计软件对西达里亚h1-1油层DK15井组交联聚合物驱的3个主要注聚参数段塞PV数、聚合物段塞浓度和交联剂浓度进行了优化设计。在优化设计的基础上利用数值模拟对设计出的38种参数组合进行了增油量计算。并进一步回归出了增油量计算方程,公式计算结果与数值模拟结果对比,计算结果最大相对误差7．66％,38个方案平均相对误差2．27％,说明增油量方程精度高。在优化注入参数中应用该方法可优选出最佳注入参数,以较低的聚合物用量取得较高的增油量。     

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克-依构造带高产气藏试井的流压上升现象，导致了克-依构造带超高压气藏测试(试井)资料不能被有效解释。自喷井定产量试井流压下降与非自喷井流压上升的试井理论已较成熟，对于自喷井定产量试井流压上升的试井分析理论还没有人进行研究，章研究了高压气井定产量试井导致流压上升的原因。根据渗流理论，建立了交表皮系数、高速非达西渗流、部分打开地层的数学模型；根据数值模拟理论，建立了差分方程；研制了数值模拟软件，用研制的数值模拟软件模拟了部分打开地层、高速非达西渗流、变表皮系数等因素的井底压力响应。在测试过程中地层损害程度在减轻，这是高压气井流压上升的主要原因，表皮系数降低得越多时，井底流压上升得越快。部分打开地层、高速非达西渗流单因素不能导致高压气井流压上升。这些认识对建立自喷井定产量试井流压上升的试井理论有重要意义。章建立的高压气井试井流压上升的数值模拟方法可用来解释高压气井试井流压上升的资料。     

不等厚分形复合油藏不稳定渗流问题的数学模型及压力特征

将分形几何理论与渗流理论相结合,推导不等厚横向非均质油藏不稳定渗流的试井分析数学模型.储集层模型由m(m≥2)个环绕中心的环形区域组成,在不同的环形区域内,储集层和流体的性质不同,其孔隙度和渗透率可以具有不同的分形分布;地层厚度也可以不同,但在同一区域内看作近似不变.考虑井筒储存和表皮效应影响,建立了此类分形复合油藏模型的不稳定渗流有效井径数学模型.针对典型的3类外边界条件,应用Laplace变换求得拉氏空间的解析解;制作了2类两区复合油藏模型的典型压力曲线,分析了压力动态特征和参数影响.分形指数对晚期的压力动态有很大影响压力曲线开始时合并为一,随着时间的增加而发散;分形指数值愈大(表明分形网络越扭曲复杂,地层的连通性越差),直线愈陡,反之愈平缓.地层厚度的变化对典型曲线也有一定的影响,晚期压力随着厚度增大(第二区逐渐变厚)而逐步减小.不等厚横向非均质油藏、均质复合油藏及分形油藏均是此模型的特例,其建模方法可以推广到双重介质分形复合油藏.图1参6(向开理摘)     

Residual Polymer Reutilization for IOR after Polymer Flooding: From Laboratory to Field Application in Daqing Oilfield

Abstract

According to the reservoir condition of the Lamadian block for polymer flooding in Daqing oilfield, the optimized flocculating agent was studied in order to fully use residual polymer in formation and improve oil recovery after polymer flooding. The experimental results showed that stabilized sodium clay is the best flocculating agent and can react with residual polymer to form a floc unit for improved oil recovery (IOR). Using atomic force microscopy, we can see that the flocculating agent can react with residual polymer to form a floc unit and one clay particle usually reacts with four to seven polymer molecules. This residual reutilization technology was applied in six injection wells of Lamadian in Daqing oilfield; the six injection wells had 13 connected production wells with an average water cut of 95.5% and produced polymer concentration of 459 mg/L. About 30,971 m³ flocculating fluid with 842 tons of flocculating agent was injected into the six injection wells. After treatment, the injection pressure of injection wells was increased and the injection profile was improved; the water cut of the connected production wells was decreased and the oil production rate was increased. The oil increment was 3.6 tons/day, the water cut decrement was 2.5%, and the produced polymer concentration decrement was 89 mg/L. By March 2008, the accumulated oil increment was 2,878 tons and the input–output ratio was 1:3.33.     

Application of Horizontal Wells to Improve Injectivity During Polymer Flood Processes

Abstract

This numerical study was undertaken to investigate and compare the performances of polymer flood processes through horizontal or vertical wells. To achieve the objective, the author performed an extensive numerical simulation for 3 different well configurations under polymer flood followed by waterflood. The potential for a horizontal well application was assessed through different scenarios in combinations of injection and production wells and reservoir geometry. Other parameters included the length and spacing of horizontal injectors and horizontal or vertical producers. For different parameters of the system, performances were compared in terms of cumulative recovery and water-oil ratio at the production well and pressure drop or injectivity at the injection well. Results demonstrate that additional oil can be recovered and injectivity was significantly improved by utilizing a combination of horizontal wells when the same volume of fluid is injected into the reservoir. The improvement of injectivity through a horizontal injection well was higher when it was combined with a horizontal producer. Parameters such as reservoir thickness, well spacing, and well length are also shown to impact the predicted injectivity. Improvement in injectivity is obtained for thicker and larger reservoirs and longer horizontal wells.     

爆燃压裂油井产能热稳态数值模拟评价

根据温度场和渗流压力场的相似原理,利用ANSYS热稳态数值模拟模型,分析了爆燃裂缝参数对油藏渗流压力场和油井产能的影响,并与爆燃压裂油井产能数学模型的计算结果进行了对比。结果表明,爆燃裂缝的存在,使靠近裂缝处流体的渗流方式由径向流变为线性单向流,且爆燃裂缝渗透率高,提高了地层流体在油藏中的渗流能力和油井产能;爆燃裂缝前端等温线发生明显弯曲和集中,证明裂缝前端存在汇流现象;保角变换产能数学模型和节点系统分析产能数学模型的计算结果与ANSYS热稳态数值模拟结果的平均相对误差分别为6.13%和7.6%,验证了保角变换产能数学模型和节点系统分析产能数学模型具有较高的精度和工程适用性,可为爆燃裂缝参数设计提供依据。     

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

长63油藏属超低渗低压油藏,天然能量较弱。超前注水后全面投入开发,投产初期单井产量低,含水率变化稳定,部分油井压力下降,部分注水井压力上升。研究认为:在目前井网条件下,部分井组井距过大,没有建立起有效的驱替压力系统,要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应,造成油井产液量较低。通过研究,提出下步调整措施,即进一步细分层系,加密井网,缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。     

运用劈分系数法确定注水井单井配注

如何实现注水井的科学、合理配注是注水开发油藏面临的一个难题。在分析注、采系统的基础上，运用劈分系数法分别建立了注水井的注水量及劈分量计算模型、采油井的产液量及方向比例计算模型，并结合某一油藏，给出了单井定量配注的计算方法和步骤，编制出了计算软件，通过在该油田的实际应用，取得了很好的效果。