珠江口盆地特高含水老油田稳油控水配套技术研究——以LFZ13-1油田为例

稳油控水是海上油田进入开发中后期控制油气生产成本、延长油田经济寿命和提高最终采收率的重要途径。作为珠江口盆地特高含水老油田的典型代表——LFZ13-1油田在多年的增产挖潜实践中,努力推广新技术的开发及运用,探索提高地层产能新方法,同时将超深穿透射孔技术、高能气体造缝技术与"纵向产层置换"的整体方案调整进行有机地结合,取得了很好的增产稳产效果,并为海上油田节能减排闯出了一条新路。

海陆过渡相砂岩油藏特高含水期剩余油成因及分布——以珠江口盆地陆丰13-1油田为例

从油井动态入手,结合由不同时期领眼井测井与剩余油饱和度测井组合成的时间推移测井成果,充分利用油藏数值模拟器对处于特高含水期的海陆过渡相砂岩油藏——陆丰13-1油田的2500油藏和2370油藏进行了综合研究。结果表明,不稳定分布的泥岩夹层或钙质层、合采井的层间干扰、储层非均质性、局部低井网控制程度是珠江口盆地的陆丰13-1油田特高含水期剩余油的主要成因;剩余油主要分布于底水未波及的死油区、低渗透层带及低渗透区、局部连续分布泥岩"屋檐"区和弱淹油砂体的"三明治"面包区。

喇嘛甸油田层状气顶油藏注剂隔障数值模拟

目前气顶油藏的开发主要采用注水建立隔障的方法,而注入聚合物和凝胶作为隔障来开采气顶油藏却很少。根据喇嘛甸油田层状气顶油藏的实际情况,利用注剂隔障的三维三相油气藏数值模拟软件,研究了气顶膨胀驱油、油气区同时降压开采、水隔障隔离开采、聚合物隔离开采以及凝胶隔离开采5种开发方案的开发效果。开发方案模拟分析结果表明,聚合物和凝胶是气顶油藏较好的隔障流体,其开发效果好于水隔障开发效果。当用理想模型计算到第10年时,凝胶和聚合物隔障的原油采出程度分别比水隔障的原油采出程度高4.368%和2.318%,气体的采出程度比水隔障的气体采出程度分别高15.960%和10.121%,两者油气比的下降幅度都大于水隔障油气比的下降幅度。

新型两级气浮旋流设备结构优化与性能研究

为使现有的两级气浮旋流设备作用效果更佳,利用流体分析软件Fluent6.3.26对其进行结构优化和性能研究。研究结果表明,在一定的入口流量下,存在最优一级旋流管径,该管径可使一级油水分离效果最优;两级气浮旋流设备中罐的旋流流场由弯头决定,当弯头的轴向位置离罐底较高时,可使含油污水充分经过气浮作用而得到净化;弯头离轴心的最佳径向位置约为半径的0.36倍,这样可使油水分离性能最佳;当两级气浮旋流设备的最佳入口流速小于2 m/s时,可使油水分离性能最优。现场试验结果表明,新型两级气浮旋流设备能将污水中含油体积分数降到20.00×10^(-6)以下,说明新型两级气浮旋流设备能够进行有效的污水处理,这对我国自主研发气浮旋流处理含油污水技术具有积极的促进作用。

新型多功能油水分离技术在南海油田的应用

受空间、质量及建造成本限制,海上采油平台对油水分离设备的效率、尺寸要求比陆上油田更加苛刻.针对海上油田生产需要,开发了新型多功能油水分离技术,并在南海油田进行了工业试验.该技术采用新型的电极技术、电源技术和改进的分离设备结构等创新手段,使静电场脱水技术能够适应油田水含量高的原油脱水.应用结果表明,处理水质量分数为60％～90％的井液,原油脱后水的质量分数均小于0.5％,排水含油均小于200 mg/L,满足合格原油的指标.该技术提高了油水分离效率,减少了处理级数,降低油田投资成本.

珠江口盆地难采储层工业化试采矿场实践——以陆丰凹陷LFC13-1油田α层为例

制约LFC13-1油田α层开发的主要因素是储层渗透率低、天然产能低、过去的采油工艺及开发过程中水动力场不平衡等。2006年开始对α层进行工业化试采,并通过多种尝试最终取得了成功。文中总结了α层工业化试采矿场实践中的认识与经验:①通过转变开采方式和井型,提高了α层产能;②逐步上提完井层位,充分利用底水能量,变底水驱为类边水驱,增大了α层的波及效率;③利用"海恩斯跳跃"增进原油从α层远井地带向近井地带的渗流;④"过流产层"保障了规模动用α层的经济效益;⑤试采井泵型由少级数、低扬程、大排量向多级数、高扬程、小排量转变,提高了泵效,有效克服了启动压力的影响。α层初步整体动用方案预测结果显示经济效益显著。α层工业化试采实践对本海域同类难采储层的开发具有指导意义。

珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏高采收率剖析

珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏储集层为三角洲前缘河口坝反韵律块状砂岩,油藏开采表现出明显刚性水驱特征,具有油井产能高、采油速度高、中高含水期含水上升平缓等特点,预测最终水驱采收率将超过70%。从含水上升率、采油速度和阶段采出程度等方面对Z37油藏的开发效果进行了总体评价。从油藏地质特征、水体能量大小、完善开发井网的过程及方式、反韵律沉积层序优势、特高含水后期隐蔽剩余油的挖潜、高地温场对驱油效率及岩石表面润湿性的改善、大规模采用水平井、高油价的有利因素及众多相关前沿技术的应用诸方面剖析了Z37油藏取得高采收率的主要原因。Z37油藏的成功开采经验可为同类型油藏的开发提供借鉴。

海上油田水平井二次完井防砂产能预测模型

现有水平井产能预测模型较多,但均未考虑二次完井的防砂方式,则在预测中存在一定的误差。鉴于此,以常规完井防砂产能Joshi模拟为基础,考虑海上油田地层参数和完井方式等因素,修正了钻、完、修井作业过程地层伤害的表皮系数,建立了考虑不同二次完井防砂方式的海上油田水平井产能预测模型。对南海番禺区块示例油田的计算结果表明:老筛管射孔后二次筛管完井产能比最小,砾石充填完井次之,独立筛管完井最大;影响油井产能的因素由强到弱依次是穿深、孔密、孔径,并推荐了适合于示例油田的最优射孔参数为穿深800 mm,孔密12孔/m,孔径14 mm。研究结果对海上油田二次完井防砂方式的选择及参数优化具有一定的现场指导意义。

高含水原油电脱水试验研究

随着井液含水上升和采油聚合物增加,油田脱水设备的数量和体积也逐渐增多和加大,增加了建设成本.为解决这一问题,通过在分离器罐下部和上部分别布置绝缘电极和金属电极,并采用绝缘电极、绝缘电极与金属电极组成的组合电极进行高含水原油脱水试验.结果表明：针对海上油田陆丰原油,单独采用绝缘电极,在电压（1 000～5 000 V）、水的质量分数（10％ ～ 60％）、脱水温度（45～90℃）和沉降时间（5～50 min）不同的条件下,高含水乳化液脱后水的质量分数最低能降低到1.5％.而采用此组合电极,在绝缘电极电压3000 V、金属电极1000V、温度80℃和沉降时间30 min条件下,对高含水原油进行脱水处理,可直接将原油的脱后水的质量分数降至0.5％以下,达到原油外输的要求.

T形管内油水两相流动规律及其应用

油水两相混合物流经T形管路时,会产生流量分配不均、相含率和相分布重新分配的现象,此特性可用于多相混合物的分离作业。采用欧拉多相流模型和混合-湍流模型,研究了T形管垂直分岔次数、入口混合流速、入口含油率和流量配比等参数对T形管路中油水分离效率的影响。计算结果表明:增加分岔次数有利于油水分离;流量配比存在较优区间;较低的入口混合流速和入口含油率有利于提高分离效率。这些结论对T形管路结构优化和提高油水分离效率有重要的指导意义。