注水油田提高采收率的方法与技术

人工注水是当今世界石油工业提高采收率的一种主要方法，在有利的地质条件下，注水可保证原油采收率达60％～65％。提高采收率是油田开发工作的最终目的。而提高采收率是建立在研究剩余油分布基础上，通过现场各种调整措施来实现的。文中对剩余油分布进行分析，从几个方面阐述了提高水驱油田原油采收率的方法与技术，对注水油田的开发具有一定的指导意义。     

超前注水技术中一些参数的确定

超前注水作为低渗透油田提高采收率的一种技术方法,已在我国很多油田得到了广泛应用。为了提高低渗透油田探明储量的动用程度及开发效果,根据低渗透油田的地质特点,借鉴国内外油田开发经验,探讨了超前注水技术开发低渗透油田的技术机理、适应的地质条件、措施实施要求以及相关技术参数的确定方法。研究表明:超前注水技术能够尽快建立有效的压力驱替系统,及时补充地层能量;油井投产后,产量较高且稳定,初期递减小;可以保持地层压力,降低因压力下降而造成的储层渗透率伤害,降低油井含水率;提高驱替压力、驱油效率、波及体积,最终提高采收率。     

注水开发砂岩油田参数计算方法

本文考虑地质、开发、经济和提高采收率方法及各开发参数间的定量影响关系,提出和推导了一套注水开发砂岩油田参数(提高采收率方法提高采收率幅度,合理注入化学剂段塞体积、合理井网密度、界限井网密度、合理采油速度、最大采液速度、合理稳产时间、合理油水井数比)的计算方法。并举出一个应用这套方法的实际油田算例,     

低渗透油田超前注水技术研究及应用

针对低渗透油田存在启动压力梯度和介质变形的特点,在借鉴国内外油田开发经验的基础上,研究了利用超前注水技术开发低渗透油田的机理及相关参数确定方法。研究表明,超前注水可建立有效的压力驱替系统,降低因地层压力下降造成的地层伤害,降低油井初始含水率,有利于提高最终采收率。合理确定压力保持水平,注水压力,累计注水量,注水强度,注水时机,油井投产时机,采油井合理流压等参数,可以提高单井产量。现场实践表明,应用超前注水技术开发低渗透油田可取得好的效果,对同类油田开发具有借鉴和指导作用。     

不稳定注水开始时机对注水效果的影响

不稳定注水是非均质油藏提高采收率的经济有效方法。影响不稳定注水效果的主要因素有储层性质,不稳定注水工艺参数和不稳定注水开始时机等。本文采用人造非均质地层模型进行了不稳定注水实验,研究了不稳定注水开始时机对注水效果的影响。得到了不稳定注水全过程的生产特征和阶段划分,指出了不稳定注水的主要见效期;不稳定注水开始时机越早注水效果越好,尤其是在注入水突破前开始不稳定注水。可大幅度提高采收率和大幅度降低耗水量;注入水突破后开始不稳定注水,随含水率的增高增产效果逐渐变差,但也能在一定程度上提高采收率和降低耗水量。     

轮南油田周期注水物理模拟实验研究

根据轮南油田地质特点,设计了全尺寸非均质岩心物理模型,进行了周期注水的室内高压物理模拟实验,对周期注水开发效果度其变化规律进行分析评价.结果表明,周期注水采收率提高幅度为0.88％～1.02％,且注水效果随着周期数的增加而变差.     

不稳定注水提高非均质油藏水驱开发效果研究

由于非均质地层中不同渗流特性介质的压力传导速度不同,不定期地改变注水井的注入量可在储层中高渗透层和低渗透层之间产生不稳定的压力差,压力差产生油水交渗流动,弹性力使油被置换出来,从而达到提高原油采收率的目的。现场生产实践表明,在达到相同的采出程度时,常规注水的含水率高于不稳定注水的含水率;不稳定注水的最终采收率明显高于常规注水的最终采收率。     

一种计算油田注水系统效率的方法

通过对油田注水系统效率分析、实例计算,介绍了一种计算注水系统效率的方法,为分析油田注水系统效率提供了依据。从电动机、注水泵和管网运行效率等３个方面,分析了影响注水系统效率的因素,进一步提出了优化注水工艺,提高注水泵效率,合理匹配增压泵和调整注水管网,增加油田注水系统效率的方法。该方法在文留油田应用后,注水系统效率提高了２％～５％,取得了良好的经济效益,。     

安塞特低渗油田注水开发效果分析

根据安塞油田王窑区王１９－４井组的静态资料及生产动态资料,分析限油层吸水状况、沿井见效及见效时间产量、动液面及含水等动态变化情况,并进行了产能预测,分析了井组中的存在的问题,研究表明其且内注水压力平稳,油层吸水状况良好,注水见效时间快,见效程度高,无水采油期长,大部分油井生产形势平稳,产量下降幅度不大,稳产期较长,王窑区油藏自然能量的最终采收率只有８％,而注水后水驱采收率提高到２１．９％,体现了长     

安塞特低渗油田注水开发效果分析

根据安塞油田王窑区王１９－４ 井组的静态资料及生产动态资料,分析了油层吸水状况、油井见效及见水时间、产量、动液面及含水等动态变化情况,并进行了产能预测,分析了井组中存在的问题。研究表明井组内注水压力平稳,油层吸水状况良好,注水见效时间快,见效程度高,无水采油期长,大部分油井生产形势平稳,产量下降幅度不大,稳产期较长。王窑区油藏自然能量的最终采收率只有８％ ,而注水后水驱采收率提高到２１．９％ ,体现了长６１ 油层的注水开发效果较好。该研究结果对特低渗油田注水开发提高采收率具有指导意义。     

水驱含水98%以后采出程度的计算与讨论

应用多种方法对大庆主力油田主力油层水驱含水98％以后的采出程度进行了计算。结果表明,含水98％以后含水上升非常缓慢．因而采出程度增加很多;水驱含水从98％到99％的采出程度平均增加5．36％,含水98％到100%的采出程度平均增加16．78％。虽然大庆油田主力油层聚合物驱比水驱提高采收率10％～12％。三元复合驱比水驱提高采收率20％．但聚合物驱在油田应用中不可能提高驱油效率。而三元复合驱提高驱油效率也不超过5％。     

Injection Efficiency and Water Loss Optimization Using Streamline Simulation in Water Flooding Process

This work has used a novel method for injection efficiency optimization following water flooding management. This method is based on individual streamline simulation ability to describe well allocation factor for injection and production wells. In addition, the well allocation factor can provide the amount of attributed fluid to each injector-producer pair and water loss amount, so it is possible to define injection efficiency. Optimization of injection efficiency is based on increasing the injection rates in efficient injectors and decreasing them in inefficient injectors.

In this study, we used streamline simulation for injection efficiency and water loss optimization with the aim of increasing oil recovery. The current study includes two parts. Firstly, we identify well injection rates based on mathematical relationships and, secondly, we increase injection efficiency and oil recovery by decreasing water loss to the aquifer. By using this method and with the same amount of injected water, in the first and second part injection efficiency increased from 46 to 53% and 53 to 57%, respectively, in a 3-year simulation. It was determined that this method is suitable to identify and optimize injection rates, reduce water loss to the aquifer, and subsequently increase oil recovery.     

氧活化测试资料在海上中低渗油田的应用

由于海上K油田中低渗储层的渗透率不同，导致储层间物性差异大。注水井投注后，注入压力快速上升，吸水能力下降，使得注水量无法满足地质油藏的需求。根据地质油藏静态资料和油水井生产动态数据，选用氧活化测试手段，来确定各储层吸水能力及启动状况。利用测试资料成果，分别采取细分层系和提高注入压力两种方法，不仅注水井注水量增加，油井自然递减率随之减缓，还提高了低渗透储层的采出程度，从而有效改善了油田的开发效果。从现场注水井应用效果来看，在中低渗油田值得推广使用。     

基于剩余油分布的分层调配注水井注入量的方法

从生命旋回理论和Logistic增长规律出发,推导了水驱油田可采储量采出程度与累计注入孔隙体积倍数之间的定量关系;按照小层剩余可采储量分布规律,提出了基于剩余油分布的分层调配注水井小层配注量计算方法,该方法适用于中、高含水初期的稳定水驱油田。渤海油田先导试验表明,该方法具有较好的降水增油效果;与以往按照厚度进行配注相比,该方法可以有针对性地增加剩余油富集小层的注水量,扩大注水波及系数,对于海上大段防砂、处于中高含水初期的油田具有很好的推广应用价值。     

海上油田同井注采技术开发与应用

针对海上油田开发生产中出现的油田注水水源不足,采油井多层系开发调整要求分层段、分阶段转注及采油井伴生气回注等技术问题,开发了同井采注工艺技术。将有水层注水井的水层打开提供水源,同时保持原注水井正常注水,与平行双管相比,单管大排量同井采水注水技术使同井采水量从800 m3/d提高到2 500 m3/d;对不同目标层位可分别进行采出或注入,即同井采油注气或同井采油注水,相当于把原来的1口井变成2口井使用,提高了单井利用率,实现了一定范围的井网优化。该技术在渤海湾SZ36-1J、Z9-3、LD10-1等油田成功应用8口井,已成为老油田稳产增产的重要技术手段,为新开发油田生产完井开辟了一个新的完井模式。     

大庆水驱砂岩油田含水上升的基本规律

应用单层水驱油资料和多层油田注水开发资料，结合不同原油性质油田含水率与可采储量采出程度关系曲线，分析了砂岩油田注水开发过程中含水上升的基本规律。指明了高粘油田含水率８０％以后是油田开发的一个重要阶段。对油田含水上升规律的三种基本公式进行了比较，其中双对数型水驱特征曲线在低含水阶段就出现了直线，并一直延续到高含水期，是描述油田含水上升规律的一种较好公式。     

水处理残渣调剖剂室内研究及现场应用

1. Introduction Zhongyuan Oilfield is a complex oilfield with many small fault blocks. Since it entered the high water-cut production period, secondary large porous channels have created, making it difficult to perform profile control and water plugging (…     

井下柔性复合管预置电缆数字式分注技术

低渗透油田分注管柱长期服役后腐蚀结垢严重、分层注水合格率下降快。为此,设计了井下柔性复合管预置电缆数字式分注工艺管柱,研发了智能配水器与过电缆封隔器等关键工具,开展了管柱抗外压、抗拉强度等关键性能室内评价,形成了适用于井下高压条件下的柔性复合管分层注水技术。室内评价结果表明,管柱满足分注井封隔器坐封压力与最大抗外压要求,智能配水器流量测试误差小于2%。现场试验4口井,最长服役时间已超过2年,分层注水合格率100%。研究表明,预置电缆数字式分注技术应用柔性复合管,可以有效提升管柱耐腐蚀性能,实现分层流量自动测调、远程验封和数据监测等功能,满足封隔器坐封、反洗井及后期测试要求,具有较好的应用效果。     

Maximizing the Oil Recovery Through Miscible Water Alternating Gas (WAG) Injection in an Iranian Oil Reservoir

In recent years there has been an increasing interest in water alternating gas (WAG) processes, both miscible and immiscible. Microscopic oil displacement and sweep efficiency of waterflooding and continuous gas injection can be improved by WAG injection. In this work, by designing various scenarios of water and gas injection, WAG injection and simultaneously water and gas injection, the recovery and residual oil saturation obtained by implementing these methods are compared to choose the appropriate method of injection. The results showed that simultaneously the water and gas injection method has the highest recovery but from economic view, WAG process is the best enhanced oil recovery method to increase the recovery. In WAG method, the values of gas oil ratio and water cut are the smallest, so in this case, operational and process facilities problems and their costs are the minimum.