海上油田井口安全注水压力研究

注水井最大井口注水压力主要与地层破裂压力、井深、沿程压力损失和水嘴压力损失有关,若井下注水压力超过地层破裂压力则会造成地层出现微裂缝,影响注水作业安全。在总结分析分层注水压力影响因素的基础上,确定了井口安全注水压力计算方法,并针对海上油田常用的4种注水管柱形式,开发了井口安全注水压力计算软件,该软件的推广应用对于指导海上注水作业、保障注水安全具有重要意义。     

免释放测调联动高压分注技术及在欢北油藏中的应用

欢北低渗透油藏是一个注水开发油藏,储层渗透率低、非均质强,注水井纵向上存在吸水严重不均的问题,严重限制了区块水驱开发效果的进一步提高。常规高压分层注水技术受井口压力高、层间级差大及单泵增注管柱蠕动加剧的影响,一直存在坐封压力高、分注有效期短及验封测试困难等问题。为改善注水井吸水剖面,提高储层动用程度,2012年以来开展了免释放测调联动高压分层注水技术的研究与应用,实现了高压注水井长期有效注水,油藏注水开发效果得到明显提高。     

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.     

砾岩油藏合理注采压力系统研究--以七中东区八道湾组油藏为例

注采压力系统指的是从注水泵站到采油井井口的各环节的压力配置 ,在这一压力系统中 ,地层压力和油井流动压力是决定整个压力系统的关健 ,也是油藏工程研究的核心。本文利用油藏工程方法对砾岩油藏高含水期油井和注水井的地层压力、流动压力等注采压力系统进行了研究界定 ,将为砾岩油藏的开发水平提供技术支持     

低-特低渗透油藏注水井吸水能力变化规律研究

结合新立油田注水开发矿场实际,通过对影响低-特低渗透油藏注水井吸水状况因素的研究与分析,系统阐述注水井吸水能力与储层渗透率、地层压力、注水压力及含水等指标之间的关系,研究了注水井吸水厚度与注水压力的关系,总结出不同类型注水井吸水指数变化规律和产生原因,并对裂缝性低-特低渗透油田注水开发中合理的注水调控政策提出了建议。     

地层破裂状态下实施大排量污水回注技术研究

秘鲁1AB/8区块强天然水驱、特高含水老油田回注水量为170000m³/d,为了减少产出水的巨额投资,优选深部Pozo水层及Vivian油藏边部作为污水回注层位.这样既满足了环保要求,又可容纳大量回注污水.减少回注水中固体颗粒及残余油含量、增加注水射孔层段和射孔密度、减少注水管柱压力损失,可以保证大量污水回注的可持续性.根据计算的地层破裂压力,采用12～17.2MPa的井口注水压力可使注水地层破裂.对6口回注井实施大排量污水回注试验,单井注水量均超过6360m³/d.监测数据显示,地层在破裂状态下实现了低压大排量污水回注,提高了单井回注量,减少了设备投资.污水回注优化方案取得了良好的应用效果和经济效益.     

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。     

低渗透油气藏近破裂压力注水的可行性——以北三台油田北十六油藏为例

低渗透油气藏的特点决定了注水启动压差大,注入压力高,欠注问题严重。压裂、酸化、超声波等增注措施均存在增注水量少、有效期短的问题。当注水压力达到地层破裂压力时,在注水井附近易形成微裂缝,提高近井地带地层渗透率,而注入水沿裂缝壁快速滤失,裂缝延伸压力下降,致使裂缝延伸的长度与高度有限,对隔层、套管的影响较小。北16低渗透油气藏通过近破裂压力注水,注水量增加,地层压力回升,注水波及体积增大,油井见效明显,预测采收率提高。     

自动控制变频增压注水泵的研制及应用

3ZY型自动控制变频增压注水泵,适应复杂地层情况下的增压注水,能够根据注水井的井口压力自动调节注水泵的排量,以提高增压注水泵的注水效果.该泵在结构设计方面对曲柄轴采用了直轴加偏心轮组合结构技术、往复泵采用全浮动式介杆密封和自封式柱塞盘根密封技术,从而提高了该泵的技术性能.通过现场应用表明,3ZY型增压注水泵完全能够满足油田复杂地层增压注水工艺对注入设备的要求.     

低渗透油气藏近破裂压力注水的可行性——以北三台油田北十六油藏为例

低渗透油气藏的特点决定了注水启动压差大,注入压力高,欠注问题严重.压裂、酸化、超声波等增注措施均存在增注水量少、有效期短的问题.当注水压力达到地层破裂压力时,在注水井附近易形成微裂缝,提高近井地带地层渗透率,而注入水沿裂缝壁快速滤失,裂缝延伸压力下降,致使裂缝延伸的长度与高度有限,对隔层、套管的影响较小.北16低渗透油气藏通过近破裂压力注水,注水量增加,地层压力回升,注水波及体积增大,油井见效明显,预测采收率提高.     

低渗油藏高压充填防砂技术研究

高压充填防砂是以砂防砂的油水井防砂工艺技术,携砂液在高压作用下进入地层,在油层形成稳定的砂桥,阻挡低渗透储层疏松砂岩随油水进入井筒,形成砂埋或者砂卡,从而提高防砂效果,延长油水井作业周期.通过在孤岛油田的现场实施,该项技术见到了良好的效果,具有一定的推广价值.     

红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。分析认为,长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小,其次是注入水与地层水不配伍、结垢,加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此,提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明,多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好,具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明,多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染,恢复、提高地层渗透率,达到降压增注的目的。      

鄯勒油田煤系地层试注实践与认识

鄯勒油田西山窑油藏储层属煤系地层,储层特低孔特低渗,天然能量弱,单井自然产能低,一般压裂后具有较好的工业开采价值,但地层压力、产能下降幅度快,弹性产率低,所以及时补充地层能量,是稳定产能、提高采收率的必要手段。根据油田实际,开展试注,探索注水开发可行性,是现实的确定能量补充方式的有效途径。通过定期注入优选的防膨剂,提高注入压力,实施定量注水,一年半来,试注井组油井产液能力稳定,地层压力下降幅度明显减缓,油井出现见效迹象,注水井端套管保持完好,实践证明在当前条件下注水开发是可行的。通过对鄯勒油田勒4-2井组试注一年半来井组动态反应,总结确定了煤系地层注水恢复能量的可行性,为鄯勒油田实施注水开发及国内同类型油田确定能量补充方式提供了详实的矿场试验资料。     

应用磨料射流割缝技术改善近井地层流场的实验研究

油田开发到中后期,油层压力下降,油层流动阻力增加,地层渗透率降低,使油井产量很低或成为死井。为此进行了磨料射流割缝技术研究。该技术应用磨料射流切割技术在井下对井壁周围岩层切割为与井轴线平行的深缝,使井周地层高压力得以松驰,解除压密效应,使近井地层得以恢复原有的渗透率。地面模拟试验和现场井下实验结果表明,通过应用磨料射流割缝技术可以改善近井地层流场,恢复地层渗透性,实现油(水)井增产增注的目的,现场应用取得良好的效果。     

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。     

增注泵增注技术在北16油田的应用

北 1 6油藏是低渗透非均质油藏 ,具有很强的水敏特性。油藏的天然能量较弱。油藏投入注水开发后 ,由于低渗 ,粘土膨胀 ,早期注水水质不合格等诸多因素的影响 ,造成了大批注水井欠注 ,在先后进行了系统提压 ,单井防膨 ,酸化 ,超声波 ,高能气体压裂 ,水基压裂等措施后 ,注水井注水不满足的现象仍十分严重。地层压力下降很快 ,递减难控制 ,稳产的难度很大。1 995年底进行了增注泵增注试验 ,因其性能稳定 ,操作方便 ,价格低廉 ,增注效果好而被很快推广 ,共有 1 2口注水井解决了欠注问题 ,增注、增油效果明显 ,开采形势迅速好转 ,取得了良好的经济、社会效益 ,为低渗油田解决注水困难的问题提供了新思路     

高压注水井不卸压洗井技术的应用

针对文留油田地层高压、低渗的特性导致洗井前的长时间关井、放溢流卸压严重影响注水时率等问题,提出了高压注水井不卸压洗井技术。其工作原理是在高压水井关井不卸压、不放溢流保持井筒高压状态的前提下,将水放入洗井罐中,用增压装置达到目的高压后进入井筒油套环形空间进行洗井。该技术避免了注水井反复关停井,减少了井筒吐砂事故,降低了分注卡漏失效率。文留油田的4口注水井应用表明,洗井后平均注水压力下降了1.95MPa,日注水量上升了24.75m3,工艺成功率100%。     

补液增能技术试验在油田中的应用

为了解决大庆外围葡萄花油田因渗透率低、孔隙度低、孔喉半径小、吸水能力差等原因,而导致注水受效差、开采速度低、注采不平衡、地层能量不足的问题,开展了补液增能技术试验。采用地面撬装设备将一定规模增能剂缓慢持续注入地层,增加地层存水率,补充地层能量,提高低渗透油层水驱开发效果。从现场应用效果看,该技术能够有效提升注水质量和开发水平,且与常规措施相比,该技术投入产出比提高1倍以上,已创经济效益1 583.7万元。该项技术可作为水驱油田开发中一项常规工艺技术进行推广应用。     

活性纳米材料增注技术的研究与应用

为了降低注水压力，改善文东油田的注水开发效果，将纳米技术引入油田开发领域，使用纳米材料降低注水压力，提高吸水能力。活性纳米材料以SiO2为主要成分，具有极强憎水亲油能力，在砂岩颗粒表面产生物理吸附作用，改变砂岩表面的润湿性，提高水相渗透率，从而降低注入水的流动阻力，起到降压增注作用，开发出成本低廉的水基携带液。经岩心驱替试验与现场应用证明，纳米材料增注技术能够降低低渗透油田的注水压力，提高吸水能力。从而改善油田注水开发效果。     

低渗高凝油藏注水吞吐开发模式的应用

白驹油田油藏为复杂小断块,由于断块面积小而封闭、储集层低渗透、原油凝固点和粘度高而注水驱替难度大。注水井投注一段时间后往往出现憋压注不进的现象,受益油井见不到注水效果。单井注水吞吐开发模式一方面充分利用其砂岩的亲水性,根据亲水介质的自吸排油机理实现水驱,一方面补充地层能量,恢复地层压力,实现人工补充能量。不仅扩大了水驱波及半径、提高驱油效率,也提高无能量补充断块的采收率,该技术在高凝油藏的实际运用取到了较好的效果。