碳酸盐岩底水油藏控水技术研究进展*

我国碳酸盐岩油藏大多底水发育,由于底水锥进导致油井含水快速上升,严重情况下造成油井水淹。控制碳酸盐岩油藏底水快速突破成为近年来研究热点问题之一,因此有必要对碳酸盐岩油藏底水控制技术进行梳理和总结。综述了碳酸盐岩底水油藏油井出水特征及机理、控水工艺以及控水或堵水材料,总结了无机材料、聚合物溶液或凝胶等控水材料及工艺的研究进展及面临的问题,展望了纳米复合材料在低渗碳酸盐岩油藏控水中的应用前景。图7参60。     

侧钻井卡堵水工艺

油井出水,对于油田企业的生产,可造成诸多不利影响。影响油井日产量,对井筒、管杆造成一定的损害,增大油气集输负荷,加大原油脱水难度,加重污水处理工作量,尤其是大量增加了无效的能源消耗。侧钻井卡堵水工艺可充分发挥油井的产能,在降低油井地层水产出的同时,提高油井的日产油量,在"降本增效"、"清洁生产"、"节能环保"等方面具有良好的应用前景,一举多得。目前,侧钻井已占江苏油田试采一厂油水井数的六分之一,侧钻井套损随着年限增加也越来越多,该套工艺技术已配套成熟。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。     

长期关停套损出水井的找漏技术及应用

套管破损(套损)直接影响油水井正常开采,给油田造成巨大的经济损失。长庆油田每年有几十口井因套损出水导致高含水关停,如何有效治理套损高含水井,提高油田采收率,是长庆油田目前面临的重要工作之一。针对该难题,开展套损井腐蚀机理及判识技术研究,通过油井临时改注,利用相适应的生产测井组合测试技术,进行出水位置的精准判识。通过对长庆油田Z277示范区块多井次的现场应用,利用该技术找到出水位置并处理后,A井日产油2.0 t、含水率33.3%,A井、B井和C井的平均产量达1.97 t/d、平均含水率46.5%。通过采用针对长期关停套损出水井的找漏技术进行综合治理,让长期关停套损出水井再次恢复生产,创收经济效益,对示范区块Z277长期关停高含水井治理具有推广意义。     

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。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,其非均质性极强,且多种流动方式共存,勘探开发属于世界级难题。综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程,确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因;水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因。同时分析了目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率面临的主要问题,初步探索了缝洞型油蔵提高采收率的途径,提出了天然能量开发阶段以"整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力",补充能量阶段以"优化、改善注水开发为主,注气、稠化水驱等扩大波及体积的方法为辅"的提高采收率技术思路,对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义。     

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。     

吐哈油田套管损坏机理分析及套管保护技术

统计分析了吐哈油田各采油厂套管损坏情况,指出吐哈油田套损主要形式是套管变形,套损点对应岩层主要为泥岩,套损部位主要集中在油层段及其顶部以上30m以内,套损主要原园是高压注水导致泥岩吸水发生蠕变膨胀迫使套管变形,油井变形大干水井的原园与油井生产压差过大有直接关系。通过研究提出了套管损坏的预防方法。即开发前期的预防方法和开发中的预防方法。     

套管应力检测传感器技术

正随着油田注水开发采油技术的持续推进,伴随而来的套管损伤(套损)问题严重地制约油田的发展,一种用于油井钢套管的应力检测技术为解决套损的预测预报带来了突破。套损预测预报的核心是套管应力状况检测,根据油井的应力分布状况才能进行套损评价与预测。应力检测仪器能获取油井的应力分布状况,该仪器的核心是应力传感器及其信号提取技术。     

侧钻井卡堵水工艺

油井出水，对于油田企业的生产，可造成诸多不利影响。影响油井日产量，对井筒、管杆造成一定的损害，增大油气集输负荷，加大原油脱水难度，加重污水处理工作量，尤其是大量增加了无效的能源消耗。侧钻井卡堵水工艺可充分发挥油井的产能，在降低油井地层水产出的同时，提高油井的日产油量，在”降本增效”、”清洁生产”、”节能环保”等方面具有良好的应用前景，一举多得。目前，侧钻井已占江苏油田试采一厂油水井数的六分之一，侧钻井套损随着年限增加也越来越多，该套工艺技术已配套成熟。     

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。     

油井套管气控制装置探讨

在原油生产中,为了防止套压过高造成沉没度过低和发生抽油泵＂气锁＂的现象,普遍采用套管放气方法。从安全角度讲,目前所使用的放气方法欠佳。为了节能减排,保护好油井,防止油井出砂、出水,必须对套压进行控制,其控制装置有油井套管气直排装置和可调压喷射式油井套管气携液装置。油井套管气直排装置结构简单、成本低,安装方便,适用于生产压差稳定、原油粘度较小的油井;可调压喷射式油井套管气携液装置适用于生产压差尚不稳定,需要调节生产压差的油井和需要对原油进行加热降粘的稠油井,性能更好,定压开启,开启压力可调,适应油井工况更广。     

控制压力平衡是减缓套损趋势的有效途径

高压注水可以加剧套管损坏已越来越成为共识,并已初步确定了原始地层压力是预防套损的合理注水压力.首先从大庆喇、萨、杏油田的压力变化与套损关系入手,注意到了压力变化对套损趋势的影响,进而对喇、萨、杏油田6个主要开发区的压力变化与套损趋势的关系进行了分析,认为只有当注入压力高于原始地层压力并出现明显的梯度变化时,才会造成套损井数的激增.这主要是由于较高的注入压力变化加剧了井间或层间压力场的变化,从而使地层出现颤动的因素得以加强,在构造相对薄弱的地带就会出现局部蠕动,造成套管的变形与错断.     

套损井最佳修井时机和修井策略研究

套管损坏将造成很大的经济损失,套损井的修复必须找准修井时机和选择合适的修井工艺,但现场一般靠经验判断,准确性较差。应用非线性规划方法,建立了大修井经济评价模型,通过确定模型参数,分析不同模型参数对修井经济效益影响的敏感性,得出常规修井套损修复概率与使用年限概率的积是影响修井经济效益的主要因素,其它因素均在其控制下发生作用。另外,通过对该模型的求解,得出在现有修井技术水平下,必须在套损较轻时修井,通径大于90mm时是最佳修井时机,整体的修井策略是尽量多地采用先进修井技术,先修难度小、油井产量高、水井注水量高且对周围影响大的井。经现场应用,取得了良好的效果。     

控制压力平衡是减缓套损趋的有效途径

高压注水可以加剧套管损坏已越来越成为共识，并已初步确定了原始地层压力是预防套损的合理注水压力。首先从大庆喇、萨、杏油田的压力变化与套损关系入手，注意到了压力变化对套损趋势的影响，进而对喇、萨、杏油田6个主要开发区的压力变化与套损趋势的关系进行了分析，认为只有当注入压力高于原始地层压力并出现明显的梯度变化时，才会造成套损井数的激增。这主要是由于较高的注入压力变化加剧了井间或层间压力场的变化，从而使地层出现颤动的因素得以加强，在构造相对薄弱的地带就会出现局部蠕动，造成套管的变形与错断。     

碳酸盐岩油层注水替油效果模糊综合评判

筛选单井注水替油的依据是油田的注水替油选井主要评判标准和影响因素,计算所有影响因素的权重;通过模糊综合评判理论,确定所选油井注水替油适宜度.基于模糊综合评判理论方法,建立了缝洞型碳酸盐岩油藏模糊评判标准.根据实际生产资料,对13口典型井分别选取对应的评价指标参数,给出分别对应的开发效果等级(好、较好、中、较差、差).根据模糊综合评判理论方法确定了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏单井注水替油开发效果,在此基础上完善了注水替油井的选井方法,对单井注水替油具有切实可行的指导意义.     

SD油田套损井原因分析及治理对策研究

自2016年11月以来,SD油田生产戴南组的油井已累计出现12口套损,严重影响了SD油田的正常生产。分析套损井生产特征及腐蚀情况,确定硫酸盐还原菌是引起套损的主要原因。优选了生物防腐技术和双封卡采工艺预防和治理套损井,现场应用取得了良好效果,降低了腐蚀速率,套损井恢复正常生产,工艺成功率100%。     

美国Belridge油田套管损坏状况与测井监测方法

在油井生产过程中,许多地区都遇到了套管损坏（套损）问题,套损所造成的经济损失是巨大的,套损的机理比较复杂,对其进行研究,是预防套损的有效途径,在不可能完全预防套损的情况下,监测套损对油田开发具有重要意义,因套损始于套管变形（套变）,故监测套损的首要工作就是监测套变,应用超声成像测井仪（USI）可测出套变情况,并据此预测套损,该文详细介绍了美国加州Belridge油田套损的分类与机理,预防套损的措施,超声成像仪监测套变的原理及现场实例。     

用聚合物处理层状储层调剖

本文重点阐述了聚合物处理在控制注入能力，改善近井注水剖面方面的应用，井中造成注水剖面扭曲的高渗透层及可能存在的阻挡层用裸眼井测吉，生产油井工具，地层，及显微扫描等常规工具研究，鉴别，确立了一套聚合物筛选程序以选择降低液体在高渗透层中的流动性的合适的聚合物配方，这些配方的应用推进了井筒注水剖面的改善，聚合物处理程序的现场动态通过采用结合生产测井工具和试井分析应用的监控程序进行确定。     

长庆安塞油田出水套损井封堵微膨胀水泥体系研究

针对长庆安塞油田严重出水套损井封堵存在的问题,采用微膨胀水泥进行了出水严重套损井化学封堵性能评价及配套体系研究,研究了一套可适用于长庆安塞油田出水严重套损井化学堵漏的微膨胀封堵水泥体系。室内实验表明,该套微膨胀水泥体系具有易混配、稳定性好、可有效驻留封堵层特点,凝固后具有微膨胀性能,有利于防止水泥收缩造成封堵后期出水现象,为有效解决长庆安塞油田出水严重套损井封堵问题提供了一套新型无机化学封堵体系。