注冷水使油层温度大幅度下降

使用边内或边外注水保持地层压力开发油田是提高油层采收率和强化采油的基本方法。但是,如果向渗透率非均质的多油层开发层系注冷水保持地层压力,则采出石油可采储量要复杂得多。多方面的研究表明,连续注冷水可在几年内使油层温度在几百米范     

低渗透轻质油油藏热采室内模拟实验研究

针对大庆肇源油田低渗透轻质油油藏特征，采用该油藏油层岩心及原油进行了热采室内模拟实验研究。通过实验分析了热水驱、蒸汽驱对驱油效率的影响，并与常规水驱进行对比。实验结果表明，蒸汽驱开采方式优于热水驱，而热水驱又优于常规水驱；热水驱驱油效率随着注水温度的升高而增加；注汽速度过高将影响驱油效率，而蒸汽温度及干度对驱油效率的影响不明显。     

高凝油藏热采数值模拟研究

利用高凝油数学模型，对大庆油田萨北过渡带进行注热水驱的开发方案研究，结果表明，注热水开发高凝油藏比注冷水效果好，解决了由于在注入井近井带析蜡造成的压力猛增问题。在20年的方案预测中，注采量为40t／d，注水温度在50-80℃为最佳；为保证井筒中不析蜡，应采用热流体循环工艺，其混量250t／d，循环温度为100℃较好。沈阳油田、胜利油田实践证明，该项工艺是切实可行的。     

印尼M油田注水管柱及注水温度设计分析

油气井分层注入管柱的优化设计对现代注水工艺的作用越来越重要。M油田具有油层温度高、油层埋藏深度浅等特点。在满足M油田注水压力条件和注水管柱强度要求基础上,通过对比分析注水压力、注水量、以及注水管柱管径3者之间的关系,优化M油田注水井注入管柱设计。同时对影响注水开发效果的注入水温度进行优化设计。通过分析注入水温度、注水量,以及注入时间来预测井底温度,综合分析之后给出最佳的注水温度,提高油层保护效果。     

LKQ油田E区超深层超稠油热水开发数值模拟研究

为了探索LKQ油田E区超深层超稠油注热水开发的可行性,在岩心实验的基础上利用数值模拟方法进行了分析研究。水驱油实验表明油水相渗及驱油效率对温度非常敏感,提高油层温度、降低原油黏度、增加原油流动性是E区超稠油开发的关键,在油藏地质特征综合研究的基础上,优选Y401井区作为注热水先导试验区。数值模拟研究表明,井口流体温度越高,开发效果越好;注采井距70m,井口注入100℃热水,可以实现有效驱替;井口流体温度一定时,井距越小,20a末采出程度越高;直井日注100℃热水20m^3时,井底流体温度略高于油层温度,不会造成冷伤害。采用反五点井网,直井注水可以满足注采平衡需要,同时可以验证不同方向热水的驱替效果,试验区注100℃热水开发,预测10a末采出程度可以达到9,9％,效果较好。     

降压增注酸化工艺在濮城南区沙二下油藏中的应用

濮城油田南区沙二下油藏是具有多油层开发的油藏，纵向上发育8个砂层组，37个含油小层。油藏储层在物性上表现为较强的非均质性，胶结物粘土含量高，易膨胀。长期的注水开发使注水井油层近井地带受到堵塞、结垢、污染等伤害，严重制约油田的高效开发。针对存在的问题，运用降压增注工艺技术，通过在井网注采关系完善区，选择在生产过程中由于污染、结垢、堵塞造成注水量下降或注水压力上升的水井，整体实施降压增效，收到良好的效果。该工艺不仅能达到较好的降压、增注目的，而且有效期长，是改善非均质油层注水开发油田状况的主要措施之一。     

沈阳油田高含蜡高凝固点油藏注热水开发可行性研究

本文通过沈阳油田高含蜡高凝固点原油的实验,观察原油在不同温度下的渗流规律,分析了原油在析蜡前后的渗流特征和差别以及产生差别的原因,得到了高含蜡高凝固点原油在低于析蜡温度条件下的渗流,造成析蜡和伤害油层孔隙的结论,建立了反映高含蜡高凝固点油析蜡影响的两维(R,Z)两相油藏数值模型,并研究了析蜡影响的处理及析蜡量的计算.通过模拟计算还得出对高含蜡高凝固点油藏早期注冷水会在油层中近井地带发生析蜡伤害的结论.对这种油藏,本文提出了采用先注热水后注冷水的开发方法,并对温度的选择,热水段塞的大小提出了确定的方法和依据.最后提出了热电联产联供,与原油热力开采一体化,实现能量综合利用开发油田的建议.     

低流度油藏启动状况影响因素研究

运用数值模拟方法对低流度油田油层启动状况影响因素进行分析,结果表明,启动压力梯度、层间干扰、非均质性、井距、注水层段的划分、井网完善程度均会影响油层启动状况。分层注水对纵向非均质程度弱的油田改善油层启动状况效果不明显,同时提高注水量和产液量、高含水油井转注、油井酸化压裂均可有效提高油层启动状况,改善低流度油田开发效果。     

浅谈分层注水封隔器应用与分析

注水作为保持油层压力的方法是实现油田高产稳产和改善油田开发效果的有效方法。分注工艺是针对非均质多油层油田,实施注水开发的一整套系列工艺技术。主要阐述了分注管柱结构中,注水所用封隔器的原理和特点,并探讨了最适合注水所用封隔器的结构特点及功能作用。     

低渗油藏降压增注技术

濮城油田小断块低渗透油藏长期回注污水,注水井油层近井地带垢污堵塞,已严重影响油田的注水开发效果。为提高地层渗透率,增补地层能量,对高压低渗注水井,推广实施了缩膨降压增注技术、多氢酸深部酸化技术、精细过滤配套技术,通过应用在降低注水压力、增加注水方面收到良好效果,实现油井增产。     

油田注水工艺技术(一)

为了提高油田采收率,世界上很多国家都在研究如何用人工的办法,向油层补充能量,以达到多出油的目的。目前比较成熟的措施有:注水、注气、注蒸气等。其它如注热水、注二氧化碳、注胶束、火烧油层等,还处于试验研究阶段。注田注水能保持甚至提高油层压力,保证油田长期稳产高产。我国油田,几乎全部     

低渗透注水开发油田储层吸水能力研究

低渗透油田注水开发过程中注水井吸水能力低,启动压力和注水压力高,而且随着注水时间延长,矛盾加剧,甚至注不进水.注水井吸水能力低或下降,除与沉积微相、孔隙结构、油层渗透率等内在因素有关外,还与注采井距偏大和油层伤害有关;注入水水质或者作业压井液不合格、不配伍,会污染和堵塞油层,降低注水量.此时应针对造成油层伤害的原因,采取相应的解堵措施,以恢复和提高注水井吸水能力.以某油田为例,探讨了低渗透注水开发油田储层吸水能力.     

小井距试验油层温度的研究

本文介绍小井距试验油层温度的观测和模拟计算结果,阐明了由于注冷水而造成的油层温度降低的现象。本文对总结注水开发试验经验是有参考意义的。     

PRESSURE REDUCING AND INJECTION ENHANCING TECHNIQUE BY WATER-BASED NANOMETER POLYSILICON

海拉尔油田属于低渗透水敏油藏,开发中注水压力高、注水量低、不能正常配注,地层能量没有得到及时有效补充,严重影响了油田开发效果.为了改善注水开发效果,引入了纳米技术,通过注入带有阳离子基团的SiO2溶液提高水相相对渗透率和油层吸水能力.室内实验证明SiO2溶液能将岩石的润湿性由原来的强水湿变为中间湿或弱水湿,并给出了SiO2溶液最佳使用质量浓度为1 000 mg/L、与岩石表面吸附时间必须在24h以上等结果.现场应用14口井,平均注水压力下降0.7 MPa,日增注12 m3,取得了较好效果.     

低渗透油藏高注采比原因分析

新立油田已开发区块属于低渗透-特低渗透油藏,注水开发过程中,普遍具有注采比偏高的现象,这与物质平衡原理相悖。通过结合新立油田地质特征和开发特点研究,认为高注采比主要受无效注水、垂直裂缝、弹性存水量、储层沉积特点和固井质量等因素影响;通过校正计算,合理地解释了低渗透油田高注采比现象,并对开发后期注采比变化趋势进行了预测,引入油层盈余概念作为注采平衡评价的一种新方法。     

低渗透油藏缓速酸酸化工艺的研究与应用

注水开发低渗透油藏，随着开发注水时间的延长，注水井油层结垢、污染堵塞严重。针对传统酸化半径小，酸化效果差的原因，研究实施了低渗透油藏缓速酸工艺体系，自2003年10月开始在濮城油田实施，截止目前已成功实施89井次，在降压、增注、改善剖面、节电等方面取得良好效果，是濮城油田改善低渗油藏开发的上产主力措施。     

注水对沈84—安12油田高凝油藏冷伤害浅析

高凝油世故主要采用注冷水开发工艺,对油层必然造成不同程度的冷伤害。通过对沈84－安12块十几口注水井的压降资料进行分析研究及解释评价,指出注入水的水质及温度,尤其是温度对高凝油藏的影响十分明显,温度过低会使高凝油藏严重污染,降低最终采收率。针对此情况,提出了合理的注水方案,使沈84－安12块的污染情况得到缓解。     

薄互层油藏注水井提压增注研究与应用

渤海K油田主力产层为沙河街组薄互层,1～2.7 m厚度的油层占总油层厚度的90%,采用定向井合采分注开发模式,针对开发初期已暴露出注水井层间、层内干扰较大,约70%注水井达不到配注要求的问题,采用油藏工程方法与数值模拟方法,通过机理模型以及复合油藏模型进行注水井最大注入压力优化研究,使注水井最大注水压力值得到有效提升,K油田注水井最大注水压力由15 MPa提高至25 MPa,且提压后注水井附近地层不会出现破裂,能确保安全生产。目前已在K油田23口注水井按最大注入压力25 MPa实施注水,全油田增加注水量为2 580 m~3/d,能满足油田高效开发需求。这表明,该研究结果对相似油田注水开发具有一定的参考价值。     

濮城油田文51块剩余油挖潜配套技术

濮城油田文51断块是一个典型的多油层非均质复杂断块油藏，长期注水开发造成井况损坏严重，注采井网遭到破坏，剩余油集中在井况损坏区、断层高部位、注水切割区及河道砂体注入水流线未波及的井间滞留区。剩余油的挖潜依靠多元化配套技术，完善注采井网，扩大注水波及体积，提高水驱控制储量和动用储量，从而提高区块采收率。     

文东油田深层低渗多油层油藏细分层系开发先导试验

开发实践表明，多层合采合注开发中，层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素，受经济效益的限制，深层低渗多油层油藏一般采用一套层系笼统开发，效果较差，需要研究新的层系组合与划分方式，使之既能满足开发的需要，又能使注采井距达到注水开发的要求，文东油田具有深层低渗多油层油藏的典型特征，其高效，经济细分层先导试验的经验、对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。