海上油田分注分采效果及其影响因素数值模拟——以渤海SZ36-1油田为例

依据渤海SZ36–1油田地质特征和流体性质,通过建立排状注采井网地质模型,利用CMG油藏数值模拟软件,开展了笼统注采、水井单独分注和分注+分采三种注采方式下的增油效果,以及影响分注+分采增油效果的因素研究。结果表明,实施分注分采有利于进一步扩大各层注入水波及体积,提高水驱采收率,但过早或过晚实施分采均会减弱增油效果,排状注采井网的最佳分采时机为含水90%,最优分注率为33%;随井排距比增大,采收率增幅呈现先升后降的趋势,合理井排距比为1.25;对平面非均质性强的油藏,实施分注分采可调整平面矛盾,改善驱替前缘呈矩形推进,从而提升增油效果。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

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针对海上油气田酸化的特殊性进行了不动管柱酸化可行性研究和现场实践活动。考虑高孔高渗油气田伤害特点及增产机理,选用溶解力相对较弱、作用半径相对较大并且不损伤电潜泵系统的酸液体系,最终筛选出了以氟硼酸为主的酸液体系;提出了采用与不动管柱酸化工艺相配套的分流工艺。不动管柱酸化采用平台支撑酸化作业,无需动用钻井船、残酸使用电潜泵返排并直接进入生产流程处理。间隔注酸效果评价试验和电缆腐蚀试验证明不动管柱酸化工艺能够达到海上油气田酸化作业和不影响后续生产的要求,现场应用表明不动管柱酸化工艺完全能满足类似海上油气田的酸化作业需要,从而大大地简化了施工程序,缩短了作业周期,降低了作业成本,在渤海油气田得到广泛应用。     

智能分注分采技术改善水驱开发效果评价方法

近年来,智能分注分采技术在改善油藏水驱开发效果方面发挥着十分重要作用,为评价该技术改善水驱开发效果程度,考虑储层物性、流体性质、采出程度和开发动态等影响因素,建立了一套量化综合评价方法.首先对油田常用开发效果评价指标进行归纳分类,确定筛选原则并依据逻辑分析法筛选出了9个典型评价指标,再以采收率为目标函数,结合灰色关联分...     

分层注水配注方法及其影响因素数值模拟研究

为进一步改善海上油田分层注水开发效果,对现有分层配注方法特点进行了归纳和总结,随后针对渤海SZ36-1油田典型地质油藏特征和流体物性,采用CMG数值模拟软件建立了理论模型,以累积增油量或采收率为评价指标,研究了不同配注方法在不同分注时机条件下的油藏适应性以及分注效果的影响因素。结果表明,分层注水要根据现场数据资料充裕程度和各方法油藏适应性来合理选择配注方法。在低含水时期,推荐使用剩余油法、厚度法以及存水率法;在中高含水时期,推荐使用剩余油法和存水率法;在特高含水期,推荐使用存水率法或欠注法;而地层系数法不推荐使用。对于排状注采井网,分注率愈高,增油效果愈好,推荐分注率范围为大于60%;水井分注配注误差应控制在10%以内、分注合格率应达到75%以上。     

歧口17-2油田水质处理流程调整研究

歧口17-2油田实行清污混注后,注入水含油浓度超标,急需对水质处理流程进行调整。对注水流程各节点含油浓度的检测结果显示,水力旋流器除油效率低是导致注入水含油超标的关键节点。对水力旋流器运行参数进行了优化,结果表明,当PDR值为1.75,流量为95 m3/h时,水力旋流器除油率可提高到70%以上,注入水含油浓度满足控制指标要求。     

反向原子转移自由基反应体系及其研究进展

反向原子转移自由基聚合(R-ATRP)是一种更优于传统ATRP方法的活性/可控聚合方法。本文概述了反向ATRP的反应机理,详细介绍了其反应体系的研究进展,包含聚合方法、引发剂、催化剂、单体等方面,并对反向原子转移自由基聚合研究的发展方向进行了展望。     

非离子型多支化清水剂的合成及清水性能研究

以自制1.0 g树枝状聚酰胺-胺化合物和马来酸酐-丙烯酰胺共聚物为原料,通过酰胺化反应合成一种非离子型多支化清水剂产品PM,并对其结构进行红外光谱表征。以SZ36-1含聚污水为处理对象,用瓶试法对PM进行清水性能研究。结果显示,PM适于含聚污水的处理,在温度为60℃、加药量250 mg/L条件下可取得最佳清水效果。     

扩大波及体积与流度控制组合技术研究与应用

针对渤海S稠油油田在开发中存在的含水上升快、水驱采出程度低、油水界面亲和力低的矛盾,进行了水驱稠油调剖调驱一体化组合技术研究。在储层大孔道封堵的基础上,对剖面调整体系进行了系统筛选,对强化水驱体系乳化性、降黏率、界面张力及驱替效率作了系统评价。结果表明,强化水驱体系在较低浓度下可以实现较好的稠油降黏功效,降黏率达90%以上,油水界面张力可下降至10~(-2) mN/m;在室内非均质岩心的条件下,强化水驱体系低浓度条件下即可提高采收率9.3%,配合调剖措施的情冴下可提高采收率27.2%,具有"1+12"的驱油功效。基于"储层大孔道封堵与冷采驱油"的"调+驱相结合"的技术思路,进行了组合调驱工艺方案设计幵完成了现场有效实施,实施后一线受益井见效比例达66.7%,综合含水下降5%～7%,目前阶段净增油10 500 m~3,且持续有效。该组合调驱一体化工艺,施工工艺成熟,矿场试验增油效果显著,便于在海上油田大面积推广应用。