低渗透油田注水开发注水水质问题研究

我国油田拥有丰富的低渗透油田储量，虽然近十几年来许多新技术、新工艺、新材料、新方法用于油田开发，但注水开发仍是这些油田开发的主要方式，占有很大的比例。为了增加低渗透油田注水开发的采收率，对注水水质问题的研究是势在必行的，笔者主要对注水中悬浮物和油进行了研究。     

油田注水系统效率测算方法分析

通过对行业标准注水系统效率计算方法以及现场流量测试进行分析,发现标准中的方法计算出的 系统效率不能完全反映胜利油田注水系统的实际能耗,因此在现场易测参数的基础上,从能量平衡角度 出发,根据能量平衡模型和方程推算出计算系统效率的新方法,通过对比两种方法计算出的系统效率可 知,该方法科学、合理,准确度高,用该方法计算的结果能正确评价注水系统的能耗。     

转向注水改善特低渗油藏开发效果

针对卫城油田沙四段油藏进入高含水开发后期,受裂缝发育影响,平面、层间矛盾日益突出,含水上升速度加快、开发形势变差的状况,开展油藏精细描述研究工作,重点研究地应力-裂缝对开发的影响,认识到注采井网不适应是该油藏高含水开发后期的主要问题。在剩余油研究基础上,一是通过实施避开裂缝方向优选转注井点,转换注采方向,使注采方向与裂缝方向成45°夹角注水;二是通过打塞、挤堵、重分、差层转注等手段,抽稀Ⅰ类层井网、建立差层井网,同时改变Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注水强度,实现了卫城沙四段特低渗油藏高含水开发后期"转换注水方向、转换注采井别、改变注水强度"的转向注水。通过研究及应用,使卫城沙四段特低渗油藏注采井网逐步优化,水驱控制程度、水驱动用程度分别提高7.5和5.4个百分点,油藏综合含水下降0.4%,日产油量由135t/d回升到154t/d,自然递减率同期对比减缓7.62个百分点,增加可采储量10.5×104t,提高采收率1.45个百分点。     

油田加热炉热效率影响因素现场测试研究

对大庆油田1.745MW火筒式加热记热效率进行了现场测试,根据测试结果分析了油田部分加热炉热效率偏低的主要原因,定量计算了加热炉过量空气系数和负荷率对加热炉热效率以及燃料耗量的影响,提出加强加热炉管理的重要意义。     

线性注水方式在裂缝方向单一油田开发中的应用

新肇油田储层裂缝发育,注水开发初期即出现油井见水快、见水后含水上升快和产量递减快的特征,油田平面矛盾突出,注水调整效果差。为此,通过应用微地震和动态分析等技术手段对储层裂缝的发育状况进行了研究。结果表明,油田储层裂缝方向以东西向为主,与井排方向一致。在此基础上,结合裂缝性油田的渗流机理和数值模拟结果评价了目前井网的适应性,优选了注采系统调整方式,分批次地对古634区块转注了19口油井,形成线性注水井网。通过调整,有效利用了储层裂缝,使注水井排形成水线,促进了水线两侧油井储层的基质受效,进而缓解了由于裂缝造成的平面矛盾,扩大了注入水波及体积,增加了水驱控制储量,使油田含水上升速度和产量递减速度得到控制,尤其是较早转注的注水井区,见到了明显效果。     

油田配电网损耗影响因素仿真分析

油田配电网大多呈辐射状且分支较多,拓扑结构复杂,而且采油设备运行具有周期往复运行的特点,线路潮流存在一定的波动性,导致网损率普遍高于公用配电网.本文结合具体油田配电网拓扑结构与设备参数,并考虑油田负荷运行特点,系统分析了功率因数、电压等级、线路老化、变压器型号等因素对于网络损耗的影响机理;结合实际情况,基于Matlab建模仿真对比分析了针对不同影响因素的降损措施节能空间.为准确掌握油田配电网的网损影响主控因素并实施科学有效的降损措施,提供了理论支撑.     

超前注水增产机理及影响因素室内研究

以低渗透油藏非线性渗流规律为基础,利用室内物理模拟方法研究压敏效应的影响.选择某一低渗透油藏为油藏模型,数学模型采用BOAST-NFR For Excel三维三相黑油模型,选择隐式求压力显示求解饱和度的IMPES算法,对超前注水增产机理及建立有效驱替压力系统、注水时机、人工裂缝等影响因素进行室内研究.     

葡北油田注水压力对套管损坏影响研究

在进行了室内模拟实验,建立岩体失稳模型,对注水压力统计分析,以及对葡北油田原始地应力计算、岩石力学参数实验等综合分析基础上,计算得出葡北油田防止套管损坏注水压力。分析计算结果表明,葡北油田套管损坏的主要原因是不同岩性岩石的层间滑动。注水压力是使层间滑动的动力,注水地层以上泥岩层的水化是诱发地层层间滑动的重要原因。随着注水压力的增加,层间的滑移量随即增加,在某个注水压力值后,滑移量呈线性增加。滑移层不发生在注水层,而是发生在注水层以上的泥岩层。建议采取控制泥岩层浸水和水化措施来预防套损,断层附近应尽可能减小注水,防止断层浸水和断层滑动。对于注水压力较高的区域,建议将注水压力降低到临界压力以下;在未水化地层,地层压力控制在24MPa以下;已发生水化地层,地层压力应控制在22MPa以下。     

油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用

油藏数值模拟技术是迄今为止定量描述非均质地层中多项流体流动的唯一方法,此项技术在陆梁油田开发生产中发挥了巨大作用。陆梁油田陆9井区油藏具有构造幅度低,储层非均质性强,油层厚度薄,边、底水能量充足特点。开发初期,针对油藏地质特征,对各区块开展油藏数值模拟研究工作,对油藏开发方式、射开程度、临界产量进行评价和论证。经过近10年的全面开发,随着动(静)态资料数量、类型的增加,对油藏的认识不断深化,建立了数值模拟跟踪系统,通过修正地质模型,不断优化开发方式。通过油藏模拟研究,加深了对油水运动规律的认识,摸清了油藏剩余油分布规律,同时,对单井组注采比进行优化研究,为油藏精细注水提供依据,并开展了油水井措施优化研究,确保措施有效实施。此外,针对水平井,进行了可行性和开发方式的研究,为水平井开采边、底水油藏提供了依据。目前,该技术已成功应用于油田的动态调水、老区剩余油挖潜以及水平井设计等工作中,有效改善了油藏开发效果,减缓了油藏综合递减率,确保了油藏持续高效开发。     

特高含水油田成本变化规律影响因素分析

我国很多油田进入了特高含水阶段,通过对特高含水油田生产成本变化规律进行研究,找到降低高含水区油田成本的方法 ,对我国油田目前的经营管理具有重要的现实意义。以我国某东部油田采油厂为例,以2006~2012年该厂的生产数据和2006~2012年中国统计年鉴中有关原材料、燃料、动力购进价格等数据构建数据库(以2006年为基期),利用SPSS软件指数分析了含水率、电力价格、物价这三个主控因素对单位完全成本、操作成本的影响。分析结果表明,含水率、电力价格、物价均与单位完全成本、操作成本呈正相关,对单位完全成本、操作成本影响很大。提出了降低高含水油田生产成本的措施建议:实施"科技降本"战略,有针对性地开展科技攻关,采取降低含水率、降低产液量的新技术和新方法降低采油成本;分析不同的油藏类型的特点,把油井划分为A、B、C三个不同的等级进行成本管理;调整成本工艺结构,获取经济产量效益。     

辽河坳陷火山岩岩性特征及储层评价

辽河坳陷火山岩主要为玄武岩、粗面岩、响岩、安山岩、流纹岩和凝灰岩,以抗压强度较弱的少含暗色矿物的粗面岩和流纹岩为主.粗面岩主要分布在东部凹陷第三系,流纹岩主要分布在西部凹陷中生界.岩石化学分析表明,以浅色造岩矿物为主的火山岩抗压强度低,在应力作用下容易形成裂缝,而含暗色矿物较多的火山岩,抗压强度高,在相同应力下难以形成裂缝,并且暗色矿物蚀变后形成的绿泥石、方解石等,往往将早期形成的裂缝充填.运用岩石化学分析和测井响应特征,分别建立火山岩岩性和火山岩储层划分标准;同时,根据中子和电阻率测井响应特征,将火山岩划分为轻度蚀变、中度蚀变、重度蚀变和泥化火山岩4类.应用氧化物分析法,可将东部凹陷火山岩区分开;利用能谱测井,可将西部凹陷的火山岩划分出来:采用测井交会图法,可以划分辽河坳陷火山岩储层.     

安塞油田王窑区裂缝性储层注水综合研究

安塞油田王窑区长6油藏属典型低孔低渗油藏,主力油层为长611油层。该储层物性差,微裂缝发育导致油藏非均质性强,注水及剩余油分布明显受裂缝影响。进入中高含水开发期后,综合含水率上升迅速,产量递减严重。在进行野外露头观测和室内岩心观察基础上,对裂缝类型、性质、规模、密度进行定性和定量描述,使用古地磁方法确定主应力方向。结合实际生产资料,对注水开发中裂缝发育引发的生产动态特征进行分析,对比王窑区裂缝分布综合图与油井见水方位综合图,用生产动态方法验证裂缝研究的正确性。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,分析裂缝对注水开发的影响和剩余油分布特征。根据王窑区长611储层裂缝发育状况和裂缝发育区剩余油分布特征,提出在控制注水压力的基础上,进行强化注水、合理布局有效井网,提高侧向水驱效率,以及注水剖面调整等措施。     

天津市用水结构演变及其影响因素分析

基于2004~2013年天津市农业、工业、生活、生态及总用水量数据,分析了各类型用水量的变化态势及其影响因素,采用信息熵的方法分析了用水结构的演变过程,并通过灰色关联法识别出影响用水结构演变的主要影响因素。结果表明,天津市总用水量呈微增趋势;农业用水量为波浪式下降趋势;以2008年为界,工业用水出现先减少后增加的态势;生活用水和生态用水总体上均呈增加趋势;2004~2013年,天津市用水结构的信息熵和均衡度均于2010年达到峰值,用水结构发展已较为成熟,系统内部处于较为均衡的状态,单一因素的影响力逐渐减弱;经济社会发展因素对用水结构的演变具有较强的影响,其中农村用电量、耕地面积、园林绿地面积、农业总产值、万元工业产值用水量、轻工业产值等10个影响因素与天津市用水结构呈强关联。     

基于综合权重法的河北省水资源脆弱性评价及影响因素分析

基于水资源数量、水资源质量和水资源时空不均衡性(洪灾和旱灾)三个维度,从水量、水质、旱灾、洪灾四个方面构建河北省水资源脆弱性评价指标体系,采用层次分析法(AHP)-熵权法确定评价指标综合权重,并运用综合指数评估法评价河北省2001~2016年水资源脆弱性。同时,运用相关分析、因子分析和回归分析法探究水资源脆弱性变化的主要影响因素。结果表明,2001~2016年间,河北省水资源脆弱性主要集中于中强等级,随时间变化水资源脆弱性呈减缓趋势;旱灾脆弱性为河北省水资源脆弱性主导因素,水资源脆弱性与人口密度、国民生产总值、人均用水量、灌溉用水量呈高度正相关。     

新疆油田火山岩气藏体积压裂机理研究及应用

进行火山岩气藏压裂改造时,通常采用形成单一裂缝的增产改造技术,气井稳产时间较短.借鉴页岩气开发理念,深入研究火山岩气藏体积压裂机理.根据缝内压力传导的力学模型,研究不同液体体系对压力传导的影响,分析无滤饼压裂液体系对体积压裂的作用,优选出压裂液体系;建立不同角度天然裂缝开启的力学模型,确立体积形成的关键力学条件,并针对火山岩气藏压裂目的层的地应力结构进行实际分析.从储层矿物角度出发,研究对比火山岩储层的脆性系数;根据力学条件,结合压裂工艺过程,建立相关模型,优化研究体积压裂关键工艺参数,包括排量、压裂规模等;分析降阻水、线性胶、浓胶液三种不同黏度液体对裂缝网络的作用.在上述研究基础上,针对新疆油田DX1413井实际地质条件,分析该井进行体积压裂的有利条件,并进行压裂设计与改造施工,对施工曲线、施工过程、施工结果进行分析,得到了一些有益的结论,这些结论对火山岩气藏的开发有重要的启迪作用.     

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系

岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏特有的复杂地质特征,在一定程度上制约了人们对油、水体的赋存与分布状况及分布规律的认识,制约了预测和控制油井见水技术措施的实施。因此,充分利用岩溶缝洞单元的研究成果,结合开发井的油水资料,不断归纳总结不同岩溶地貌单元油井的开发动态特征,研究和探讨油水的组合规律、组合类型,分析油水分布变化状况,对油水体系进行划分,这对碳酸盐岩油藏开发具有重要的理论与实际意义。     

川口油田长6油层注水解堵开采研究

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率为0.79×10-3～0.96×10-3μm2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,水力压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,随着注水时间的延长,油田开发矛盾也在逐渐暴露,主要表现为水淹井多、吸水剖面不均匀、部分油井见效缓慢。为最大限度地发挥油层潜力,根据油藏地质特征和油水运动规律,进一步完善注采井网,完善注采对应关系,以反九点法井网为主的川口油田注水开采,取得了突破性的发展;严格控制注水参数,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题。油井增产明显,取得了一定的经济效益和社会效益,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技术。为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。     

奈曼油田油水井解堵工艺技术研究及应用

为了解决奈曼油田开发中后期油层堵塞、产量下降、注水压力增高等问题,需要研制高效能的解堵剂和施工工艺。根据岩心溶解实验结果,确定油井解堵剂主体酸液为有机酸,注水井解堵剂主体酸液为多氢酸。通过对大量室内实验数据的分析,优选出黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、防乳化剂、助排剂等助剂的组成成分和配比,形成了油井高效解堵剂和注水井多氢酸解堵剂的基本配方和施工工艺。根据实验优选得到的高效解堵剂配方和多氢酸解堵剂配方,对2口油井和1口注水井进行了现场试验,2口油井有效期内分别累计增油636.7t和356t,注水井由日注17.91m3/d增至24.7m3/d,注入压力由16.8MPa下降至12.5MPa,基本达到了配注要求。试验结果表明,新研制的油、水井解堵剂较好地解决了地层污染和堵塞问题,显著提高了油井产量,注水井达到了降压增注的目的。