鄯善油田含水上升类型及分类控水对策研究

针对鄯善油田含水上升速度过快,已成为制约油田稳产的这个最主要的矛盾。１９９７年围绕“稳油控水”,通过运用综合分析方法,划分了三种含水上升类型,剖析了不同含水上升类型的开发特征及产生机理,并结合单井提出了分类控水的具体对策。通过现场实施,明显见到了降水增油的效果。     

渤海油田区块整体调驱技术研究及应用

渤海K油田X砂体为3注4采井网,非均质性强,平面渗透率差异大,综合含水率90.8%,含水率上升速度快,注水开发效果逐年变差,因此,有必要开展区块整体稳油控水措施。针对三井同时作业和海上作业空间受限问题,采用了集成式在线调驱注入工艺缩减设备占地面积,开展了“初低黏缓凝凝胶”和“水基微球”的在线调驱体系研究与评价,并介绍了整体调驱设计方法。实验结果表明,在线调驱体系均具备良好的注入性、封堵性和提采能力。矿场应用表明,X砂体区块整体调驱见效良好,作业期间已累计增油9 599 m³,作业后区块整体仍保持良好受效态势,综合含水率下降8.0个百分点,日净增油50.42 m³,井组已持续见效长达11个月降水,增油效果明显。区块整体调驱技术及设计方法可为海上类似区块开展稳油控水措施提供借鉴。     

深部调驱在海上老油田控水稳油中的应用

渤海Q油田主力油田采出程度已达40.6%,综合含水率96%,已处于“双特高”开发阶段,呈现出单井产能低、采油速度低、经济效益差的开发特征。针对油田经过长期注水开发,井间优势渗流通道发育,注水利用率低等问题,开展深部调驱技术研究,采用非连续性调控剂对低效水循环区域进行调整,实现微观液流转向,提高微观波及体积和波及效率,从而实现控水增油的目的。矿场试验结果表明,深部调驱能够有效封堵优势渗流通道,P16井组3口受效井累计增油5 108 m3,含水率下降2%～4%,为海上“双特高”油田控水稳油及进一步提高采收率提供了借鉴。     

底水稠油油藏水平井生产特征及产能预测研究——以渤海曹妃甸11-1油田为例

水平井开发方式在世界范围内不同类型油气藏(气顶/稠油/底水等)已经逐步得到了广泛应用。利用水平井开发海上底水油藏较直井优势明显,如初期产量高、投资回收期短等。但暴露出的问题也日益突出,尤其是稠油底水油藏水平井产量递减快、底水上升快和找水控水困难等。常规的做法是下入井下测试工具测试或利用数值模拟方法,前者风险大,且价格较为昂贵;后者由于储层渗流方式复杂,建立和求解数学物理模型难度大。本文针对渤海海上曹妃甸油田的实际生产情况,利用偏最小二乘法进行多元回归分析,建立产能与影响因素之间的经验模型。对曹妃甸11-1油田生产井进行了预测,预测结果显示平均单井产能和含水率与实际相比,误差率分别为5.8%和4.9%,精确度较高,可以为油田的稳油控水措施提供技术依据,取得了良好的效果。     

海上油田电控智能控水采油工具研制及性能评价

为了解决渤海油田高含水阶段生产井分层控水采油难题,提高生产井的稳油开发效果,研制了电控智能控水采油工具。工具采用单芯电缆实现井下供电和通讯,设计采用多测试通道并列结构,配备流量、含水率、温度和压力实时测试功能;采用超声波时差法测量单层产液量,采用射频法测量单层产液含水率,能够根据各层含水情况进行实时控制,实现生产井生产时的控水稳油。工具性能试验结果表明,电控智能控水采油工具在60 MPa压力下密封性能可靠,120 ℃温度下工作正常,含水率测量范围0~100％,在流量高时流量测量精度高,满足海上油田现场应用要求。电控智能控水采油工具为海上生产井实现分层采油、高效稳产开发提供了新的控水工具,也为下一步海上油田现场应用奠定了技术基础。      

海上油田井下油水分离技术研究与应用

井下油水分离技术作为一项机械式控水工艺,对于高含水油井具有较好的稳油控水效果。经过长时间的发展,由于能够有效缓解高含水油田开发过程中产出水的举升、存储与处理难度大等问题,近几年来该项技术在海上高含水油田得到了应用。该项工艺在实现稳油控水的同时,缓解了地面水处理能力受限对油田提液稳产的制约,尤其对于海上高含水油田的油井措施挖潜、降低产出水处理能耗与成本、减缓环保压力以及提高油田采收率等具有重要意义。     

海上水平井精确控水实验获得成功

<正>中海油湛江分公司历经一年多的技术探索和实践,目前已具备水平井精确控水稳油作业能力,文昌8-3油田的第一口实验井控水作业已成功完成,作业后该井的含水比例大幅降低,日产油量由70立方米增加到170立方米,日增油143%。这标志着中海油首次在海上油田成功应用水平井管外分段、管内分采技术,     

FS-RPM相渗调节剂在控水防砂中的研究与应用

针对油田开发中后期油井防砂后含水上升快、稳产期短的问题,制备了一种适用于高含水油井防砂用的FS-RPM相渗调节剂,该材料既可以配制成处理液改善近井地带控水能力,又可以化学锚定到石英砂表面制备成控水砂提高充填层的控水效果。性能评价结果表明,在80℃、矿化度30000mg/L的条件下,其标准流体阻力比(NFRR)大于3,具有较好的控水能力。FS-RPM相渗调节剂和负载型控水砂在QTQ9-10井的应用情况表明,措施后油井含水率下降了21%,控水有效期达到380d,累计产油758t,取得了明显的控水稳油效果。     

新型AICD控水性能试验研究及应用

海上油田进入中高含水期,油井见水后含水上升很快,严重制约了油田的高效开发。鉴于传统的自动流入控制装置(AICD)控水工具的局限性,以及海上油田水平井开采面临的技术难题和现实问题,研发出两种新型自动流入控制装置。利用数值模拟软件分析其内部流动规律,分析了流体黏度和含水体积分数等主要因素对控水效果的影响规律。仿真分析结果表明:新型AICD对水产生的过阀阻力大于油的过阀阻力,其控水能力表现为含水体积分数越高,流过控水阀的压降越大。通过地面试验模拟井下生产状况,对比研究了新型AICD对不同黏度及不同含水体积分数流体的过流性能。AICD防砂控水方案实施后,解决了海上油田含水上升过快的问题,现场应用效果表明,AICD完井工艺能均衡水平井产液剖面,降低水平井的含水体积分数,具有控水稳油甚至增油的效果。     

海上油田调驱技术研究与实践

渤海湾海上常规稠油砂岩油藏,储层非均质性严重、胶结疏松,长期注水开发,储层的平面和纵向非均质性加剧,导致油田开发过程中含水上升快、产量递减快等问题出现。调驱技术作为一项改善中高含水油田开发效果、控水稳油、实现油藏稳产的重要技术措施得到广泛应用。针对海上油田开发过程中存在的问题,中国海油开展了各种调剖、堵水、深部调驱等技术研究与应用。文章主要介绍了弱凝胶调驱、冻胶深部调驱、纳米微球调驱、氮气泡沫压锥、改性稠油堵水等调剖技术的技术原理和应用情况。应用这些技术与工艺,取得了较好的增油控水效果,为油田中高含水开发提供了技术保障。     

采油井反向调剖技术试验

南山湾油田葡萄花油层为低渗透砂岩储层,储层非均质性严重,微裂缝发育.开发初期,含水上升速度快,甚至出现暴性水淹,注入水无效低效循环严重,开发效果差,并且采取注水井调剖效果不明显.为了改善油田开发效果和提高采收率,实现控水稳油,提出油井反向调剖试验.为此,对反向调剖的机理、技术特点和技术关键进行了系统研究,对调剖井的选井原则、堵剂优选、方案设计、施工工艺等进行了介绍,现场试验实施后,增油降水效果显著,产液量大幅度下降,产油量明显上升,含水率明显下降,达到产量高峰后单井日增油6.2 t,含水率下降39.5%,措施后12个月累计增油1 488 t,投入产出比1:2.34.反向调剖试验的成功展示了该技术具有较好的推广应用价值,对同类油藏开发具有一定的借鉴意义.     

中低渗透油藏稳油控水综合治理对策研究

元城油田白246井区投产初期主要依靠天然能量开发,2014年实施油井转注注水开发后,压力保持水平仍较低,油井含水上升速度快,产油量下降。为减缓油井产量递减,改善开发效果,开展了稳油控水综合治理对策研究。针对地层能量不足的状况,通过优化合理注采比,实现压力恢复;针对采液强度过大,含水上升过快的情况,通过确定合理的采液强度,实现稳油控水;针对局部注采不完善的状况,通过重复压裂、水淹井复产、完善和恢复注采井网,提高水驱储量动用程度。按照以上综合治理对策,数值模拟研究预测结果表明:研究区开发效果明显改善,含水率略有上升,采收率进一步提高,由12.37%提高到14.29%。     

油田开发后期的增产措施探讨

随着油田开发后期的到来,油田的产能越来越低,油田的采出程度得到一定程度的提高,油田的综合含水率不断上升,给油田生产带来一定的难度。加强对油田开发后期增产措施的研究,满足稳油控水的技术要求,获得最佳的油田产能,为油田生产企业创造最佳的价值。     

基于均衡驱替的平面注采优化研究与应用

海上油田采用不规则井网高速开发,易造成油田水驱不均,影响开发效果。为改善现有井网平面驱替不均衡的问题,基于Buckley-Leverett方程,结合广适水驱理论,得到含水率与产液量、注水量的定量表征关系,以所有单井含水率相同为目标,通过调整产液量和注水量,最终实现现有井网平面均衡驱替,据此提出平面注采调整新方法,编制计算程序,实现实时优化调整。应用该方法在渤海BZ油田X砂体进行矿场试验,砂体日增油为50m³/d,年累计增油为1.5×10⁴m³,矿场效果与预期基本一致,证明该方法准确、可靠。该方法对海上油田的高效开发具有重要意义。     

海上底水油藏水平井自适应控水技术

海上油田具有储层物性好、单井液量大和水平井水平段长等特点,水平井开发底水油藏时容易形成底水脊进,底水突破后含水迅速上升,出现水淹,造成产油量降低,严重影响油田开发效果.针对海上油田水平井控水难点和高含水特点,以室内实验研究为基础,以现场试验为手段,开展了新型控水技术研究与应用.结果表明,自适应控水技术具有"主动式"控水...     

中心管采油技术在水平井开发底水油藏中的应用

渤海油田因FPSO处理液量能力受限,高液量生产井(尤其是水平井)会因生产需求被迫关停,同时水平井在开发中后期,底水锥近严重导致开发效果变差。为改善开发效果,渤海QHD32-6油田首次利用了中心管采油技术,实现了水平井选择性堵水,将长期限液停产井成功复产。A25h井实际应用中心管采油技术后,日产液量下降351 m³ ／d,含水下降5．9％ ,增油24 m ³／d,该技术为渤海油田水平井增油控水工作提供了技术方向。     

海上强底水油藏高含水期产液结构调整

A油田为海上强底水油藏,由于海上开发开采的特殊性,油田一直保持高速开发,强底水油藏具有含水上升特别快的特点,目前含水率高达96%,高含水阶段一般为提液增油从而达到高产量,而受海上条件限制,油田液的处理能力已达到极限。为了达到增油稳产的目的,需要对单井的产液量进行调整。如何在油田整体液量不变的情况下,合理分配单井产液量从而增加产油量,就成为了一个课题。通过油藏工程和渗流力学方法结合现场工艺,分析单井的最大产液能力,合理生产制度,关井压锥效果等,制定了全油田单井产液结构调整策略。在全油田液量不变的情况下增油稳产,为油田遇到液处理能力瓶颈时,提供借鉴和指导。     

海上注水开发油田单井经济极限含水率分析

经济极限含水率对注水开发油田具有重要的经济意义,目前行业标准笼统选取98%的含水率作为单井经济极限含水率,没有考虑经济因素,显然有失合理性。为合理确定不同经济条件下的单井经济极限含水率,评估单井生产是否具有经济效益,基于油价、油田实际产出、成本、税金等经济参数,运用投入产出平衡理论,首次推导出海上注水开发油田单井经济极限含水率计算模型。以渤海Q油田为例,计算了不同油价、不同采油速度下单井经济极限含水率,并绘制相应图版,评价了油井生产是否具有经济效益。结果表明：成本一定时,油价和采油速度对经济极限含水率影响较大,经济极限含水率随油价的升高而增大,随采油速度的增大而增大。对具有高采油速度的海上注水开发油田而言,高油价（$100/bbl,1 bbl=0.159 m³）下的经济极限含水率高达99.11%,远高于目前行业标准规定的98%的经济极限含水率数值,延长了油井高含水期效益生产的寿命,大幅度提高了单井经济效益,对海上注水开发油田单井生产策略具有重要的指导意义。     

苏丹层状边水油藏水平井开发效果评价与对策研究

针对苏丹层状边水油藏部分水平井呈现产量递减快、含水上升快等现象,综合多学科知识对油藏 进行研究,运用无因次日产油水平、无因次累积产油及月含水上升率等指标评价水平井不同含水期的开 发效果,总结含水上升和产量递减的主控因素,提出相应的开发对策。研究结果表明,水平井是苏丹层状 边水油藏高含水期实现控水稳油的重要技术,水平井位置、产液强度及储层的非均质性是影响水平井含 水上升的主要因素,水平井位置及产液强度、地层压力保持水平及储层保护情况是影响水平井产量递减 的主要因素;主要开发对策为早期加强地质优化设计和生产参数优化,中后期采取卡堵水及提液等措施 控水稳油,并适时注水补充能量和加强储层保护,提高单井产能,以改善苏丹层状边水油藏开发效果。     

海上低幅边底水稠油油藏氮气泡沫调驱技术应用效果评价

由于秦皇岛32-6油田储层非均质性强,油水流度比大,注入水受韵律性的影响沿高渗透大孔道发生窜流,造成油田含水上升快、产量递减大、层间矛盾突出、水驱采收率低。针对上述注水开发存在的问题,开展了氮气泡沫调驱技术室内研究和矿场先导试验。室内试验研究表明,氮气泡沫调驱具有优先封堵高渗层,启动低渗层性能,使注入水由"两极分化驱替"转为"均匀驱替";同时可在水驱采收的基础上提高采收率24. 8%;氮气泡沫调驱技术取得了明显的控水增油效果,井组综合含水下降了5%,累计增油4. 5×10~4m~3。氮气泡沫调驱技术先导试验的成功应用为该项技术推广、应用提供了宝贵的矿场经验,对海上稠油油田的控水稳油工作的深入开展具有重要意义。