渤南低渗透油田注水工艺及水质处理技术的发展

渤南油田投入注水开发25年来,注水方面逐渐暴露出很多问题。为适应油田开发需要,在注水工艺及水质处理方面进行了不断地调整和完善。本文主要根据渤南油田注水开发历史情况,通过对注水机理的探讨性研究,结合污水回注效果分析,论证了渤南低渗透油田污水回注技术的适应性和有效性。     

低渗透油田注水井转抽油井出油机理研究

针对低渗透油田扶杨油层注水井转油井的实践,对低渗透油田注水井出油机理进行了研究,提出将注水井转为采油井,增加油田可采储量的可行性,并对选井条件做了初步探索。     

延长油田郑庄低渗透油区注水开发项目方案整体部署研究

油田开发过程中水驱注水开发方案的整体部署,是油田开发的一个重要课题。本文针对延长油田低渗透油区的实际,运用油气田开发工程、项目管理和系统工程理论与方法,在对国内外关于低渗透油田注水开发的技术理论方法研究现状回顾的基础上,对延长油田郑庄低渗透油区的注水开发项目方案整体部署展开了研讨,提出了其地面工程方案以及技术经济评价问题的思考。     

注入井注入压力突然上升原因分析

阐述了聚合物驱油主要机理,分析了注入井压力突然上升主要原因,并提出了相应的技术措施。聚合物采油属于三次采油技术,一般在油田注水开发中、后期为提高油田采收率而采用的新技术。     

高压注水井降压增注工艺的完善与应用

文南油田是一个异常高压、高温、高气油比、低渗、高饱和的复杂断块油气藏,决定了注水开发的难度,由于储层物性差,造成注水压力逐渐升高,单井日注水量下降,注水困难,水驱动用难度大。由于注水水质及作业压井液污染,使得污染情况日趋复杂,造成水井欠注严重。降压增注工艺是解决注水难的有效手段,通过精细措施论证,认真分析污染类型,科学选择适应的酸液体系,精细施工,降压增注效果逐年提高,逐步解决了文南油田高压低渗区块水井增注难题,为油田的可持续开发做出了贡献。     

探析石油采油工程技术的问题与对策

在石油开采过程中，采油工程技术是石油开发的重要环节，也是油田开发的关键技术。本文从水驱开发、外围油田的经济开采及三次采油三个方面出发进行分析和探讨，分析了石油采油工程技术中存在的问题，并提出了相应对策。     

青海油田注水难题取得突破性进展

曾两度被中国石油集团公司评为“高效开发油田”的青海尕斯库勒油田 ,坚持技术攻关 ,解决生产难题 ,多年未解决的注水问题今年取得突破性进展。随着尕斯主力油田的不断开发 ,地层能量不足 ,层间矛盾突出 ,自然递减加快 ,油田进入了高中含水期 ,对此采油一厂成立注水项目攻关组 ,强化深层分注、中浅层增注措施 ,提高注水符合率。目前 ,该油田的深层和中浅层注水符合率分别由３９%和３６ %上升到８０ %和６０ %以上 ,油田稳产开发。青海油田注水难题取得突破性进展     

基于驱替压力梯度的稠油油藏水平井与定向井联合开发策略研究及应用

根据稠油驱替特征采取相应的注采井网对提高开发效果具有重要意义。首先,利用岩心驱替实验与密闭取芯相结合,研究不同原油黏度下驱油效率与驱替压力梯度的关系,建立驱油效率和流度与驱替压力梯度的关系式;根据势的叠加原理,建立以驱替压力梯度和驱油效率为目标、融合井型、井距与井网的注采井网计算模型。结果表明,增大驱替压力梯度有利于提高稠油驱油效率,当原油黏度由60 mPa·s增加到120 mPa·s、180 mPa·s,有效驱替压力梯度由0.002 MPa/m增大至0.005 MPa/m、0.008 MPa/m。在相同井距条件下,水平井网较定向井网提高驱替压力梯度0.8～1.1倍、提高驱油效率8.0%～16.1%,从而大幅度提高水驱采收率6.4%～12.8%。上述认识应用于渤海秦皇岛油田多层砂岩稠油油田高含水后期开发,采取大规模利用水平井联合定向井深度开发策略,由初期定向井反九点井网调整为水平井联合定向井五点井网,采油速度由0.8%提高至1.5%～2.1%,含水上升率控制在0.6%左右,水驱采收率由24.5%提高至39.3%,极大改善开发效果,为类似油田提供经验。     

液流空化技术在注采井间储层微改造中的应用——以渤海S油田B1-B2井组为例

井筒附近储层污染引起的注水井吸水能力下降,通过酸化、微压裂和提压注水等常规措施可以得到有效解决,但远离井筒附近因储层连通性差造成的注水井注水能力下降还没有很好的解决措施。如渤海S油田B1井,在注水过程中,注入压力逐渐升高,长期无法达到配注需求,对应生产井注水见效差,处于低效状态。其原因是距B1井100 m左右有低渗带存在,致使注水井与生产井之间储层连通性变差。因为常规措施处理半径有限,无法对这种低渗带进行改造。因此需要寻找新的工艺措施,既能满足处理半径足够大,同时对低渗带进行微改造,根据液流空化储层改造技术的原理可知,该技术可以满足这个条件。B1井实施液流空化后,无论是注水井吸水能力还是对应生产井生产形势都得到了明显改善。该技术的成功实施,解决了一直困扰渤海油田注采井间因储层连通性差、注水效果差的难题,为其他油水井类似问题的解决指明了方向,可以有效改善其注水开发效果。     

低品位油田注水系统优化的节能管理

油田企业作为油气能源生产企业,为我国的能源安全和经济社会发展做出了巨大的贡献。注水采油是我国陆上油田主要的采油方式之一。它有效地补充地层能量,提高石油采收率,目前国内石油行业还没有提高注水系统效率的全面的技术规程。除了注入地层的有效能量外,注水系统能量还要消耗在电机、注水泵、调节阀、管网和井口及井筒各处,这些能耗一起构成了注水系统的总能耗。     

超低渗透油藏白153区长6开发规律研究

本文针对华庆油田白153区长6油藏投入开发以来，开发初期表现出单井产量递减快、产能低、水驱效果差等问题，通过近两年现场攻关试验，主要从油藏动态监测方法、井网适应性研究等方面认识油藏，形成了一套有效开发超低渗透油田的主要技术对策．为改善同类油田的开发效果提供一些参考意见。     

对某区东部过渡带开发效果的认识

分析了某区东部注采系统调整前后存在问题,并提出了过渡带油层特高含水期综合治理方法。应用表明,某过渡带油层通过注采系统调整、综合治理、精细调整等措施,可有效改善低产低注区块开发效果,提高油层动用程度,使区块含水的上升速度得到了有效控制。     

分层注水合格率影响因素及提高措施

分析了注水量变化的原因,即主要受测试及测吸水剖面、设备更换、水质差堵塞水嘴及注水井管柱年限和泵压波动等影响,并提出了提高分层注水合格率的技术措施。结果表明,强化洗井制度,提高洗井质量;采取酸化和压裂措施、改善地层吸水能力对提高分层注水合格率都有着重要的影响。加强注水井的日常管理,提高分层注水合格率,实现"注够水、注好水"的目标,是提高油田采收率最经济有效的方式。     

纳米粉体复合增注技术的研究及应用

中原油田S2上4—7油藏属于低渗透性油藏,注水压力高,注水困难。油藏水驱开发难度大。为提高注水量,降低注水压力,实施了多次酸化,效果明显,但是有效期短,增水量有限。结合纳米材料的研究与开发,提出了纳米粉体与酸化相结合的新技术一纳米粉体复合增注技术。现场应用8井次,累积增水3500多方,对应油井累积增油3058．2吨,投入产出比达1：6．1,取得了显著的经济效益．值得大力推广和应用。     

海上N油田蒸汽驱注采参数智能优化设计

我国海上油田原油资源储量丰富，其中N油田有着大量的稠油资源，现有的多元热流体开采方式已无法进一步提高油田采收率，开采效果差，因此急需开展蒸汽驱注采参数优化研究，但是传统的优化方法主要针对不同参数逐一进行优化方法，无法从全局综合考虑各个参数的协同优化作用，因此最终方案往往是单一参数的最优方案而不是全局最优方案。首先利用Petrol建立了区块地质模型，进而采用数值模拟软件CMG对该油田试验区进行了生产历史拟合，在此基础上使用基于均匀设计的改进型粒子群优化算法（PSO算法）对蒸汽驱开采方案进行整体智能优化，并将预测的开发效果与传统优化方案进行对比。对比结果显示，使用智能优化方案对油田进行开采，累增油量34.05万方，提高采收程度12.8%，相对人工配产方案增油5.39万方，提高采收率2.03%，有着更佳的开采效果。     

石油注水开发项目对水环境质量的影响及评价方法研究

石油注水开发项目对水环境质量影响的研究集中于污染物的作用机理和静态水质评价,不能反映水环境的动态性和污染物的累积性。本文在构建注水开发项目对水环境质量影响评价的指标体系的基础上,提出了石油注水开发项目对水环境质量影响的多层次动态综合评价法,并建立评价模型,量化评价了石油注水开发项目对水环境质量的影响。进一步通过实证数据分析,检验了本文所提出的影响水环境质量的因素及其评价方法。研究结果表明,评价方法简单．评价结果合理可行。     

海上热采锅炉给水处理工艺研究与实践

稠油热采注汽锅炉水质要求高,常规锅炉供给水处理系统流程长、占地大、操作维护复杂,难以应用于海上平台热采生产。调研海水淡化流程,基于海上油田生产和环境特点研究适用于海上平台稠油热采的海水淡化方案,通过对比海水预处理方案、脱氧方案并分析不同干度的脱盐方案,提出不同蒸汽干度指标的锅炉给水处理系统流程。研究成果已应用于渤海某油田稠油热采开发的设计和工程实施中,为稠油规模化热采锅炉给水处理系统的设计提供参考和建议。     

螺杆泵采油配套技术的完善与应用

螺杆泵采油技术是注水后期生产井最有效的人工举升方法之一。该泵比较适合于稠油、出砂油田的开发使用，青龙台油田部分油抖生产方式的转换，茨榆坨油田许多难动用储量的开发采用了螺杆泵采油技术。据统计，到2003年底，在茨榆坨采油厂先后实施螺杆泵采油21井次。累计增产3886吨。     

海上油田燃油锅炉烟道气治理及利用技术研究

目前海上稠油热采主要利用燃油锅炉产生高干度蒸汽，锅炉燃烧后产生的烟道气含有CO2以及其他组分，将烟道气处理并回注利用，不仅能提高油田采收率，还可减少碳排放。通过原油燃烧实验，测定燃烧产物中二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物及粉尘的含量，在此基础上创新研发适用于海上油田燃油锅炉烟道气处理及回注的工艺和装备，将烟道气处理后随蒸汽注入稠油井中，实验表明蒸汽与气体同时注入可使周期产油量较只注蒸汽增大2~3倍，两者协同增效作用显著。相关装备已安装于渤海油田某稠油热采开发平台，后期将为海上稠油规模化热采提质增效及注热装备节能环保探索有效途径提供技术借鉴。     

委内瑞拉MPE3稠油田固井工艺技术探讨

MPE3是委内瑞拉奥里诺科重油带一个重质油田,储层浅,原油高密度、高粘稠、高含硫,上覆泥岩疏松,裂缝发育,储层砂岩,渗透率高。以往冷采作业,对固井质量要求不高,但采收率低。为提高采收率,将逐渐转为热采方式,对固井质量和水泥抗高温能力提出高要求,固井采用耐高温水泥和硅酸钠前置液等工艺措施,改善水泥界面胶结质量和水泥环抗高温强度衰减能力。