杏河油田污水回注动态定量评价

以相对注水时间为横坐标,将注污水井和注清水井分类统计,分别计算平均视吸水指数和井口压力随注水时间的变化,以此分析地层的吸水能力变化动态.用不同注水时间段的洛伦茨曲线反映吸水剖面变化趋势,并用基尼系数定量表示地层吸水剖面的变化.杏河油田长6油藏随着注水时间的延长,污水回注后地层吸水能力下降,注水54个月后下降了61.9%,井口压力由5.0MPa上升到10.2MPa;而污水回注吸水剖面有变好的趋势,2001年吸水较好的40%厚度的吸水量占总吸水量的62%,而到2003年下降到51%,基尼系数也从0.416变到0.202.     

定量注水堵塞器的性能研究

针对常规注水堵塞器难以达到油田注水井定量注水要求的问题 ,研制开发出适合井下分层定量配注的定量注水堵塞器。这种堵塞器与井下偏心配水器配套使用 ,当注水的来液压力或地层的吸水能力改变时 ,通过堵塞器内滑阀和弹簧的作用 ,自动调节出液口的大小 ,使水嘴前后压差基本保持不变 ,起到保持流量稳定的作用。新研制的堵塞器结构简单 ,操作方便的特点 ,使用时只需在地面根据各层段的配注水量要求 ,选定合适尺寸的水嘴 ,一次下井作业即可达到配注要求。室内性能试验和现场试验证明 ,定量注水堵塞器注水量误差均小于 10 % ,可满足分层定量注水的要求     

差压式定量配水器的研制与应用

为使目前注水井应用最小水嘴仍不能有效限制其注水量、造成超注的注水层及时得到合理控制、防止单层注水量随注水压力的变化而变化,研制了差压式定量配水器,为调整注水井的注水状况,解决层间矛盾提供了一个经济有效的方法。     

枣南孔一段注水外溢的定量计算

针对枣南孔一段油藏的注水外溢现状,采用油藏工程方法,定量计算出该油藏的注水外溢量;采用物质平衡方程,分单元计算出外溢注水量,进而求出外溢量中的有效部分和无效部分,结果表明,枣南孔一段油藏的注水外溢量绝大部分为无效注水外溢量.根据注水外溢井外溢量的大小,制定了相应的治理措施,取得了显著的效果.     

河道砂油藏开发中后期配产配注方法及应用

针对河道砂油藏连片性相对较差、面积相对较小、基础资料相对欠缺、油藏数值模拟方法难以有效应用的实际情况,从油藏自身的动态规律出发,确立了河道砂油藏注采指标的统计规律-累积产液量与时间的双对数直线规律和累积产液量、累积注水量与累积产油量的半对数直线规律。以此为基础推导出了累积产液量、月产油量、月注水量及月注采比与开发时间的关系。建立了一整套配产配注公式,可反映在稳定水驱阶段,累积产液量、月注水量及月注采比随时间的递增规律和月产油量随时间的递减规律。在老河口油田桩106-54砂体的应用表明,月产油量呈现出明显的逐月递减趋势,而日注水量和月注采比均呈现出逐月递增趋势,符合水驱砂岩油藏的开发规律。目前该配产配注结果已在现场应用,对老河口油田桩106-54砂体实际生产起到了有效的指导作用,目前该砂体生产态势平稳,开发效果较为理想。     

大庆扶余油层超前注水技术指标界限

应用油藏工程与数值模拟相结合的方法,设计了扶余油层超前注水方案。地层压力保持水平、累计注水量、超前注水强度、超前注水时机的研究表明:超前注水能够建立有效的压力驱替系统,提高地层压力,减小应力敏感损害,改善油田开发效果;扶余油层合理的压力保持水平为120%、超前注水时间约7个月。研究成果为低渗透油田开发提供了技术支持。     

低渗透油藏定量超前注水研究

针对低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题,选取长庆油田特低渗透油藏为研究对象,通过物质平衡方程的方法,定量研究了低渗透油藏合理压力保持水平、超前注水量的大小和超前注水时机。研究结果表明:超前注水是有效开发低渗透油藏的一个重要手段,有利于建立有效的驱替压力系统,可提高单井产量和最终采收率。超前注水量的定量研究可确保地层维持合理的地层压力,为合理开发低渗透油藏提供保障;合理的注水参数将直接决定低渗透油藏的开发效果。     

苹果油田停止注水后开采的效果

苏联古比雪夫的苹果油田从1969年起开始在油田的10个穹形构造上陆续停止注水,到1976年油田的注水完全停止。到1980年止,在停注期内从油藏中采出了180万米~3水(相当于注水量的29.5％),比在注水开发相同时期内的采水量少110万米~3。平均油层压力下降18大气压,在停注以后采油量的平均递减速度为9,500吨/年,而在注水期间采油     

地面定量注水技术在岔河集油田的应用

地面定量注水技术是针对油田注水压力波动与油田开发后期注水井点调整,原配水间设计注水能力不能满足现阶段油主水开发的需要而研制的一种新技术,该技术以注水量不受注水压力波动影响为前提,克服了井下偏心配水器调配工作量大,调配难度大,单层配水量精度低等问题,实现了地面注水井串联和互不干扰注水的目的。现场测试数据表明,其注水量误差小于等于5％,能够满足油田注水开发的需要,降低了分注井投捞测试费用,因此,发展和应用地面定量注水工艺,对实现注水管线串联与地面分注,减少投转注工程项目的投资,确保油田均匀,稳定注水具有重要的意义。     

桥式同心井下恒流分层注水技术

低渗透油藏分层注水合格率受压力波动等因素影响下降快,针对这一问题,设计了井下小体积水嘴自调节机构,将其集成于桥式同心井下恒流分层配水器,以缓解压力波动导致的分层注水量不稳定问题。基于伯努利方程,在理论分析及室内试验的基础上,设计了水嘴自调节机构,以达到井下小流量分层恒流注水目的。室内试验可知,自调节机构可在注入压力0.2～1.5 MPa范围内实现调节。采用水嘴自调节机构形成的桥式同心井下恒流分层注水技术,已在长庆油田低渗透油藏应用40余井次,实现了注入压力上升1.5 MPa以内不需人工干预、自动调节分层注水量至配注合格。长庆油田现场应用表明,桥式同心井下恒流分层注水技术可将6个月后分层注水合格率由常规分层注水的43.4%提高至75.0%,可将测调频次由常规分层注水的4次/年优化为2次/年,并延长分层注井测调周期,单井作业费用降低2.6万元/年。桥式同心井下恒流分层注水技术,为低渗透油藏精细注水开发提供了更高效的分层注水手段。      

国内海上注水开发油田注采系统调整潜力

海上部分注水开发油田的吸水指数随着含水率的增加呈递减趋势,注入能力的下降、注水井点及注水量的不足将直接影响油田未来的产液量。通过注采系统调整,优化油水井数比可以有效改善水驱效果。在考虑生产压差、安全注水压差及压力保持水平基础上建立了注采系统调整评价方法,定量评价了海上三大类注水开发油田未来注采系统调整潜力。结果表明,注采系统调整的重点在陆相稠油及陆相整装中低黏油田,年增油量可达到(50~260)×10~4m~3。     

注采压力系统及合理注采比研究的一种方法

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况．反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标。在目前矿场实践中,有些具有边水能量补充的注水油田还未实现定量计算合理注采比。针对这个问题,应用油藏工程方法,结合具体油田开发数据资料,研究注采压力系统的适应性。进而在给定油藏合理地层压力、流压、产液量的情况下求得该油田的合理注采比,从而为油田开发综合调整提供理论依据。该研究成果对同类油藏的开发具有重要的指导意义。     

地面恒流量注水器的研究及试验

为了实现油田注水井定量注水, 研究了恒流量注水器并进行了现场试验。恒流量注水器采用减压节流的“双级水嘴”模型, 对理论模型在工程化应用中遇到的技术难点进行了研究,利用“恒力”弹簧作为注水器水嘴的位置伺服机构, 并以注水井采用的水量控制方式为基础进行了产品开发和试验。试验结果表明, 恒流量注水器在不同压差下能达到注水量基本稳定的目的。     

一种提高延迟焦化加热炉能力及延长运转周期的技术

提出渣油在延迟焦化加热炉加热过程中可分为3个阶段,即裂化反应加热阶段、缩合反应加热阶段、过热加热阶段。分析了3个阶段的特点和规律以及目前炉管结焦的位置和原因,提出了延迟焦化加热炉进料流程的优化方法和“双点二级”注水技术。该技术应用于石家庄炼油厂延迟焦化加热炉改造的结果表明,加热炉处理能力提高了27%,辐射炉管注水量降低了42%,正常运转周期达13个月,改造投资回收期仅1个月。     

量压优选注水法

由于分层注水井现场管理中未体现层段注水量的管理,影响了注水质量,为此提出了量压优选注水法。该方法在分层注水井现场管理中应用,按照优选最佳区域量压点进行注水。量压优选法摒弃了原来注水井管理中追求注水井现场注水量与相同注水压力测试资料注水量误差、全井注水量波动最小化的观念,管理上在保证注水量、注水压力在规定误差范围内的前提下,向兼顾提高分层注水合格率转变,有助于注水质量的提高。量压优选法按照层段注水量与配注误差不大于±20%的量压表格指导注水,比现执行的管理标准要求高,提高了层段注水精度。     

电动潜油泵地面高压注水装置的研制与应用

常规注水对于渗透率低的油层效果较差,有的甚至无法注水;采用在井下将电动潜油泵倒置进行增压注水方法,又存在安装、维修困难等问题。为此,研制了活动式电动潜油泵地面高压注水装置。该装置注水压力和排量按要求配置,解决了泵的轴向力和水平调节问题,以及装置的密封、同轴度和振动问题。大庆某注水站应用该装置后,单井月平均注水量增加１１５０ｍ３,连通油井的单井日产液量增加２ｔ,产油量增加１．３６ｔ。     

水驱油田不同含水时期合理注水量计算方法

水驱油田进入全面注水开发后，处理好注水问题是原油生产的基础与保障。目前确定水驱油田注水量的普遍方法是依据先定的注采比和产液量目标来计算，受人为因素影响大。以Ｌｏｇｉｓｔｉｃ旋回为基础，建立了油田或区块的综合含水与累积耗水量、综合含水与累积水油比的数学关系，能够求出不同含水时期一定产油量指标所需合理注水量的定量关系式。经实际检验，用此方法计算、规划水驱油田的合理注水量是可行的，还可用此方法规划油田或区块的合理注采比。但是在油田或区块开发未进入全面注水阶段及做重大调整后，不能采用此方法。图３表２参１（郭海莉摘     

利用潜油电泵提高注水井压力见到了明显效果

大庆油田采油一厂一矿的高109-24、26两口注水井于1985年6月经全井酸化处理后投注。初期，高109-24井注水压力11.2MPa，注水量5m~3/d。高109-26井注水压力11MPa，注不进水。不到一个月的时间，高109-24井也因不吸水而关井。     

生产井分层注水量智能预测方法研究

随着油田开采难度的增加,对分层注水的技术要求也越来越高.在我国现阶段的分层注水研究中,准确计算分层注水量是亟待解决的难题.为此建立基于BP神经网络的分层注水量预测模型,选取厚度、有效厚度、 地层系数、 有效渗透率、 地层压力、 孔隙度、 注入压力共7个影响因素进行分层注水量的预测,以80组数据作训练,20组数据作测试,...     

基于洛伦兹曲线模型评价精细分层注水效果

为了定量评价不同时间精细分层注水油藏的吸水效果,基于改进的四参数Sarabia洛仑兹曲线模型,结合多年次单井吸水剖面测试数据,建立了描述单井累计射开砂岩厚度与累计吸水量之间关系的洛仑兹曲线模型。提出了无因次注水强度、油层动用程度和吸水非均衡程度3个评价指标及其计算方法,分别用于定量评价各油层的注水强度、有效动用的油层厚度所占比例以及整体吸水均衡状况,采用粒子群智能优化算法对模型及各评价指标进行求解。结合大庆杏树岗油田杏六中区38口精细分层注水井开展吸水效果评价,最终综合考虑分段结构、配水方案和地层物性确定了影响单井注水效果的因素,提出了全区"双特高"开发阶段的细分层段政策界限。