底水气藏水锥控制技术

底水气藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进,最大程度地延长气井无水采气期和控制底水均匀驱替,以达到提高底水气藏开发效果的目的。利用压差控制、水锥控制、井下气液分离技术来控制底水的锥进,气井含水得到了有效控制,从而达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的,取得显著效果。     

氮气+凝胶二元控堵底水技术及现场应用

底水水平井开发的关键技术是控制底水侵入、保证地层压力和有效提高采收率,最大限度的延长油井的无水采油或低含水采油期和保持底水均匀驱替,以提高底水油层开发效果。氮气+凝胶二元控堵底水技术,在底水油藏油水界面附近形成凝胶隔板和高压气腔,增加水流阻力,降低动液面,可以有效压水消锥,提高水平井的采收率。现场的实际应用验证了其技术的有效性和可靠性,该项技术可以广泛应用到底水油藏控水稳油的开发实践中去。     

稠油底水裂缝油藏单井封堵参数研究

为了抑制底水锥进，采用人工方法，在油井裸眼的下部挤入聚丙烯酰胺等化学剂，形成弹性隔板，以扩大水驱油体积，控制含水上升，改善油藏开发效果。利用油藏数值模拟技术，综合研究了单井隔板的厚度、半径、位置对油水运动规律的影响。结果表明隔板半径越大，油井有效生产时间越长，开发效果越好；隔板位置越高，油井开发效果越好；隔板厚度对油井开发效果影响不大。     

底水油藏先期堵水技术

底水油藏在自然开采过程中因油水界面无隔层、流度比较大等,易造成底水锥进,有效控制底水锥进速度直接影响油藏采出程度,为此,进行了先期堵水技术研究.油层射开前在油水界面打化学隔板延缓底水上窜,在不污染生产层段的情况下通过调节堵剂性能和注入参数来提高堵剂的波及效率,在油水界面充分分布形成有效阻挡.对堵水时机、高黏度高强度复合凝胶堵剂的开发、优化工艺设计3方面进行了室内研究.现场应用表明,底水油藏先期堵水可实现油井低含水投产,采出程度大大提高,效果好于底水锥进后再进行后期治理.     

底水油藏油井注入堵剂的合理隔板半径研究

在底水油藏开发的过程中,油井面临的核心问题是底水锥进速度快、临界产量低、无水采油期短等难题。底水油藏由于存在底水,底水的锥进是底水油藏开发不可避免的问题。油井产水后,含水率迅速上升而导致油井关井。为了提高油井的产量,希望尽可能延缓油井的见水时间。在前人研究的基础上,根据带隔板底水油藏油井见水时间和临界产量计算公式,推导出了带隔板底水油藏油井合理的隔板半径计算公式,该公式可计算出底水油藏设置隔板半径时存在最优值。通过实例证明,当油井的隔板半径设置为合理半径,油井以临界产量生产时,油井的见水时间最晚,有利于提高采收率。     

"疏导控锥"提高底水稠油油藏采收率研究

针对底水薄油环稠油油藏产量低、底水锥进明显,含水上升快,产量递减严重问题,文章在"大禹治水"的思想、"开渠排水、疏通河道"办法的启发下,提出利用采底水、控制底水锥进,其原理为"疏而不堵,适当采水,疏通水路,控制油层和水层压力平衡开采,达到控制底水锥进的作用",从而增加无水产油期,提高底水稠油油藏采收率.地层水生产到地面,经过简单处理后可以回注储层,达到既能控制底水锥进,降低油井产水,保持较高的油相渗透率,提高底水稠油油藏的采收率,又能补充地层能量,还可以减少钻水井的成本的目的.     

复杂断块底水油藏含水上升规律

渤海湾盆地南堡凹陷发育带有隔夹层的复杂断块底水油藏。底水油藏油水界面处隔夹层控制着底水锥进速度及单井水淹时间,如何利用隔层控制油藏含水上升速度对延长单井见水时间及提高油藏水驱开发效果至关重要。在精细刻画油藏隔夹层分布模式的基础上,利用修正的底水油藏见水时间公式,研究了隔夹层对油藏含水上升的变化规律。最终确定油井隔层半径为150 m时,既可以有效传导底水能量,又能够延长油井见水时间,此时计算油井见水时间为2 a;南堡凹陷堡古2油藏应用针对性的控水稳油对策,取得了较好开发效果。     

底水油藏采水消锥与冻胶隔板复合控水方法

底水油藏中后期容易出现底水锥进现象,为了取得较好的开发效果,必须采取合理有效的控水消锥措施.因此,提出了采水消锥与冻胶隔板复合控水的方法.通过室内岩心实验对聚合物冻胶堵剂的强度、抗剪切、封堵、耐冲刷等性能进行了评价;结合实际单井优化了采水点汇射开位置、产液量,隔板位置及半径.结果表明所选堵剂具有较强的堵塞和耐冲刷性能,形成冻胶强度高;采水消锥与冻胶隔板复合工艺能有效控制底水锥进,降低油井含水,提高原油产量.该方法对底水油藏的综合治理有积极的指导意义.     

底水油藏水锥回落高度预测模型

关井压锥是底水油藏高含水后抑制底水锥进的有效方法,为提高再开井生产的开发效果,准确掌握关井后水锥的回落状况非常必要。利用油藏工程分析方法和数值模拟技术,在对底水油藏水锥回落规律影响因素分析的基础上,建立了底水油藏数值模型,研究水油密度差、油水黏度比、油层厚度、水平渗透率、垂向渗透率与水平渗透率比值等因素对关井后水锥回落高度的影响规律,建立各单一影响因素下水锥回落高度与关井时间的定量关系,利用多元非线性回归方法得到多种因素影响下水锥回落高度与关井时间的预测模型。以Z1块底水油藏Z1-23井为例,对比分析表明,预测模型计算结果与现场监测结果的误差为5.71%。该水锥回落高度预测模型的计算结果能够满足矿场需要。     

蒙古林常规稠油砾岩油藏高效开发技术

蒙古林砾岩油藏属于低饱和底水油藏。由于油层厚度薄，油水粘度比大，储集层非均质性严重，油藏开发难度大，开发过程表现出油藏无水采油期短，综合含水上升快，产量递减快的特点。在深入研究油藏地质特点和动态特征的基础上，根据不同阶段的开发特点，采取了各种针对性强的开发技术和调整措施，达到了减缓含水上升速度，提高注入水波及体积，抑制底水锥进的目的。10年来，经过各项开发技术的综合运用，使油藏达到了较高的开发水平。较详尽地总结了该油藏的开发调整技术，为我国其它同类型油藏开发提供了经验。     

调整水处理药剂以改善水质

针对工艺酸性凝液注入循环水系统以后出现铁离子超标,加剧腐蚀速率,水质运行较差的情况,重新筛选出了调整药剂,并将调整药剂应用到循环水中,取得了预期的效果。     

水量调节器

为保证注水井按照地质配注要求进行注水,主要通过闸门的开启程度来实现截流,使管压达到配注所需要的注水压力。由于截流压差较大,很容易使闸门失效,并影响到注水井的平稳注水。针对注水井人工调节困难的问题,设计了一种水量调节器,安装在配水间,便于现场操作控制,实现了注水井的平稳注水。     

累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系

鉴于目前很多文献中出现错误的累积存水率和累积水驱指数与含水率的关系式,从累积存水率和累积水驱指数的定义出发,结合石油天然气标准中推荐的6 种水驱特征曲线,推导出了正确的累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系表达式。用该系列公式可以正确评价水驱油田的注水适应性及开发效果。     

Water Content of Natural Gas in Equilibruim with Water

Abstract:

A new model for predicting water content of natural gas in equilibrium with water is obtained. This formula is a function of pressure and temperature and is applied within a wide range of temperatures and pressures. This new formula shows good data fit, with an average absolute error of 4.2 for 164 data points.     

优化注水系统 改善注水水质

针对塔里木油田某注水井注入水中悬浮物及油含量不达标的问题,分析了现场工况及注入水水质不达标的原因,据此对生产工艺进行了改进,对设备及生产制度进行了优化。工艺优化后的水质分析结果表明,注水泵进出口水中悬浮物含量及含油量大幅度下降,达到了该区块注入水悬浮物含量小于3 mg/L,含油量小于8 mg/L的要求。     

堵水处理--降低了产水量,增加了采油量

使用凝胶处理可使生产井的水油比(WOR)降低.有几个波及程度很差的实例,通过凝胶处理后,其WOR明显下降.本文就油藏特点、WOR高的油井及为有效减少油藏若油田产水量而需设计的凝胶处理作业的特点进行了讨论.同时,列举了在生产井中使用凝胶利理,WOR降低和油产量增加的实例,并得了凝胶处理具有优化油藏和恢复生产井活力的显著优势.     

Water Content of Natural Gas in Equilibruim with Water

A new model for predicting water content of natural gas in equilibrium with water is obtained. This formula is a function of pressure and temperature and is applied within a wide range of temperatures and pressures. This new formula shows good data fit, with an average absolute error of 4.2 for 164 data points.