海上零散薄油藏地层自流注水开发实践

零散薄油藏由于油层薄、油砂体小、储量分散、天然能量弱,采用常规定向井方案开发效果较差,采用水平井开发虽然可以有效改善初期单井产量,但由于地层能量不足,单井产量递减快,无法从根本上解决采收率低下问题。采用注水开发方式,虽然能解决地层能量不足问题,但增加平台注水设施和钻专用注水井等将使开发成本大幅提高,有可能因经济效益变差而无法开采。研究和我国海上开发实践表明,在精细油藏描述基础上,采用多底、多分支水平井及地层自流注水技术相结合的开发模式可以有效突破海上分散状薄油层开发的经济瓶颈,与常规的不注水定向井方案相比其单井产量可提高6～10倍,采收率提高10个百分点以上,为海上油田中后期挖潜以及低丰度、难动用储量的有效开发探索出一条新的途径。     

惠州25-8油田井下自流/助流注水工艺实践

针对惠州25-8油田主力油藏L30up层地层能量下降过快,水体能量供应不足,而目前该油田无注水地面设备及管网设施,无法实现注水开发。文章根据油藏地质分析及水质配伍性研究成果,利用油田现有油井转注,打开L30up层上部的水源层,采用采上注下的工艺,设计开发了Y管自流/助流注水工艺和罐装电潜泵自流/助流泵注水工艺方案,满足大排量自流注水或助流注水过程中温度、压力、流量的监测,以及对注水量的控制和控制线缆的保护等要求。现场应用情况表明:油田实施自流/助流注水后注水受效明显,降低了油田开发成本,提高了油田水驱开发效果。     

伊拉克鲁迈拉油田可控性自流注水可行性研究

伊拉克地区水资源缺乏,水处理成本极高,面对鲁迈拉油田在开发过程中急需注水来补充地层能量的问题,提出采用可控性自流注水的方法。该方法不同于传统的注水方式,以同一口井的地层水作为水源,不建地面设备和管网直接把水注入到目的层,实现注水并有效解决鲁迈拉油田水源短缺的情况。通过进行自流注水的工程条件可行性论证、自流注水的节点分析研究,设计了采用井下流量控制阀(ICV)的可控性自流注水工艺管柱、倒置电潜泵同井注采工艺方案,解决以往自流注水不可控的缺陷。该方法为解决中东地区需要注水补充能量开发的难题开辟了新途径。     

涠洲12-1油田北块注水优化数值模拟研究

涠洲12-1 油田北块储层连通性复杂,非均质性较强,稳定注水开发存在原油产量低、采出程度低、稳产难度大等问 题。为了提高该油田综合开发效果,为油田下一步开发调整提供依据,利用油藏数值模拟技术对该油田进行了注水方案研究。通过对比分析,优化的不稳定注水方案比常规注水方案原油采收率可提高3 个百分点左右,为类似油藏的开发提供了借鉴。     

海上低渗油田注水潜力评价及应用

注水开发是海上低渗油田提高采收率的有效手段,但目前针对海上低渗油田尚无完善的注水潜力评价方法。文章在陆上低渗油田注水开发经验的基础上,从水驱难易程度、水驱均匀程度两个方面筛选评价指标,引入低渗油田启动压力梯度,建立了7个一级指标共16个二级指标的评价体系,再利用模糊数学算法经过两次模糊变换,建立了低渗油田注水开发潜力综合评价模型。将该方法应用于渤海低渗油田A油田,与油田实际注水效果一致,为油田下一步开发策略提供了合理的理论依据,有利于指导海上低渗油田的进一步挖潜。     

控制自流注水的智能完井技术

自流注水是指流体从一个地层被引流到另一个地层,以保持油藏压力的一种技术。该技术已在科威特应用了多年,油井通常要钻穿一个含水层和一个储油层,在条件合适和含水层压力较高的情况下,大量的水从含水层流至储油层。在油藏开发后期,因不可控制的压力补充方式给油藏管理带来很多难题,而且随着油藏压力下降,含水层和油层之间的压差增大,射孔时,压降下降过快,流量过高,导致含水层碎屑基岩不稳定。2007年初,科威特西部油田采用智能井工艺完成一口可控制自流注水井,提高了用自流注水工艺维持压力平衡的油藏管理能力。本文介绍了科威特智能井在自流注水井中的安装原理、设计及数据分析。     

缝洞型碳酸盐岩油藏自流注水流动耦合计算模型及应用

随着常规油气资源的衰竭,非常规资源的地位日益突出,碳酸盐岩油藏便是典型之一。我国新疆塔里木油田很多碳酸盐岩油藏属于缝洞型储层,其中一部分具有典型溶洞型特征,为了解决能量补给所需水源问题,这类开发井可以采用自流注水技术。本文对自流注水过程进行节点流态分析,通过计算机编程将各节点流动方程联立耦合起来,获得自流注水系统耦合计算数学模型。利用该模型对油田实例进行了模拟计算,结果显示效果良好。     

油田注水开发效果评价方法

我国低渗透油气资源十分丰富,边水与底水驱动不明显,天然的能量补给较差,增加了开发难度。随着石油的不断开采,国内大多数油田需要采取注水开发以保持地层压力,达到提升最终采收率的目的。对这些注水开发油藏,如何评价注水开发效果,到目前为止,还几乎没有系统完善的方法。在充分调研的基础上,对现阶段油田注水开发效果的评价方法进行了归纳分析。     

利用多段井模型预测自流注水速度

自流注水工艺难点之一是监测和控制注入速度。运用多段井模型模拟自流注水过程,并预测自流注入速度、注入量等关键参数,分析了井筒摩阻,油（套） 管内径对注入过程的影响。以海上油田实践为例,描述了模拟的细节。结果表明：自流注水注入速度和注入量的峰值出现在注水的中后期;改变井筒摩阻或油（套）管内径可以控制自流速度。研究结果可以为自流注水实践提供重要依据。     

海上注水油田多压力注水系统可行性分析

注水开发是海上油田开发的重要手段! 尤其对于进入中高含水期的老油田,注水关系到了油田的稳产与增产。但是注水系统也是海上油田的耗能大户,占到了海上油田总能耗的30%~40%。目前国家对节能减排的要求越来越高,同时海上众多老油田由于电力紧张限制了产能的提高。目前海上注水开发油田一般仅设置一个
压力等级的注水系统,对于注入压力低的注水井在井口对高压水源进行节流注入,造成了注水系统的大量能耗损失。文章从压力分配、能耗分析与经济对比等方面进行综合分析,论证多压力注水的可行性。     

海上岩性油藏自流注水量计算新方法

针对目前自流注水量计算方法没有考虑多井同时生产的问题,利用等值渗流阻力法、距离反比加权法及物质平衡方程,推导了一种计算自流注水量的新方法,编制了相应计算程序,并进行了实例计算。结果表明：若生产层工作制度不发生大的变动,自流注水开始时注水量最大,后随生产层平均压力的增大逐渐减小,最后趋于稳定;为提高自流注水效果,应最大程度提高自流注水井在注入层的压力,优选渗透率高、供给压力高、流体黏度低的层位作为注入层。研究成果对同类型油藏自流注水量的计算及注水层位的优选提供了理论依据。     

老君庙油田L油藏注水开发效果评价与分析

本文应用油田矿场实际资料统计规律与理论计算曲线比较,评价L油藏注水开发效果,即注入水利用率、水驱油效率、水驱波及系数和水驱最终采收率等。认为L油藏注入水利用率实际值与理论计算曲线基本接近,预测最终水驱油效率、水驱波及系数分别为0.541和90%,最终水驱采收率达到48%以上。同时,论述了L油藏注水开发中,在改善开发层系、加密井网,调整注水方式和注采井的比例,以及选择合理的分层注水,排液采油等方面的主要方案调整和技术措施,所取得的开发效果。     

跃进二号油田注水开发效果分析

跃进二号于1998年开始进行注水开发，注水开发8年来，取得了一定的成果和认识。本文简要分析了油田开发的历史及现状，对油田注水开发几年来的效果进行了评价，并提出了改善油田注水开发效果的建议。     

油砂山油田周期注水效果评价

油砂山油田Ⅰ、Ⅱ断块全面注水开发时间较早,长期注水开发已使部分区域一线油井水淹严重,油田综合含水快速上升、产量快速下降的矛盾日益突出。为了实现合理的注采平衡、有效控制综合含水快速上升,2009年3月开始对油田部分高含水井区域开展了周期注水试验,取得了积极成果,截至目前试验区内综合含水下降了9.7个百分点。     

涠洲W断块高凝油油藏开发对策

涠洲W断块高凝油油藏具有构造复杂、原油含蜡量高、凝固点高、析蜡温度高的特点,开发难度大。在总结断块高凝油油藏开发特征,及开发过程中注采系统不完善、油井结蜡、储层伤害、压力和产量下降快等问题的基础上,采用立体井网优化控制理论的矢量化井网加密、注水井增注、深穿透射孔、加深保温油管长度和加深泵挂等措施,形成了适合W断块高凝油油藏的开发技术。经过现场实施,日产油量由38.33 m3/d增加到500.00 m3/d,充分发挥了高凝油油藏的生产潜能,实现了海上油田"少井、高产",促进了海上油田高速高效开发。     

南八仙油田试注水效果评价及改善开发效果调整

以地质研究为基础,开展南八仙油田N22、N12、N1主要层段试注水效果评价,通过对主力区块试注水井影响注水因素分析,揭示注水开发过程中存在的主要问题,通过油藏合理的经济方案指标计算,结合油藏潜力评价,提出了改善油田开发效果调整意见。     

涠洲油气终端处理厂阴极保护工程实践

介绍涠洲海上油田油、气终端处理厂厂外供水管线及厂区埋地设施的阴极保护系统设计、建造、调试运行工程实践,并对此前由国外技术建造的某海上气田陆上终端厂阴极保护系统出现的问题,进行了对比讨论。认为对具有高电阻垫层的大型储罐罐底,采用外加电流阴极保护系统,较为可靠。