黄河南地区无能量补充井的单井注水吞吐开发

黄河南地区油田属复杂小断块油藏 ,由于在开发中得不到有效的能量补给 ,致使开发效果极差。而单井注水吞吐开发方法利用油层的亲水性 ,发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱 ,能有效地补充地层能量 ,恢复地层压力 ,提高采收率。单井注水吞吐要分多期进行 ,每个周期又分注水、闷井和采油 3个阶段。注水量与注水速度与地层压力的恢复关系密切 ;闷井的目的是使注入水与原油进行充分交换 ,有利于原油采出 ;采油阶段为初期含水高 ,随采油时间的增加逐渐下降 ,然后再慢慢上升。油层润湿性和渗透率是影响单井注水吞吐开发的主要因素 ,油层水的润湿指数越大 ,油层的润湿性越强 ,自吸排油性就越强 ,采收率也就越高。渗透率越高 ,油水渗流能力就越强 ,注水平衡时间就越短 ,因而就会获得较高的采油速度。该方法在马 11-10 8井实施后 。

塔河缝洞型油藏单井注水替油机理研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深,储集空间多样,储集类型复杂,缝洞型碳酸盐岩基质基本不具有储渗能力;裂缝和溶洞既是储集空间,也是主要的连通通道。现场发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。运用油藏工程和数值模拟方法对注水替油机理进行深入研究,考察了垂向和平面渗透率与原油密度和粘度对水锥形成的影响,累计注水量与换油率关系,闷井时间与开采效果,工作制度与累计产量提高幅度的关系等,所得结论对现场单井注水替油具有一定的指导作用。

引水渠道单井注水对不冻长度的影响

在我国严寒地区,抽水融冰是一种能有效改善引水式水电站引水渠冰封冰冻现象的方法。为了对引水渠道单井注水时对不冻长度的影响有深入的了解,结合新疆红山嘴水电站工程的实际应用,对单井注水的试验进行了室外水槽试验。试验是在单井注水的情况下,分别从不同的水力、热力和气候条件方面,进行了3组不同渠水流量和3组不同井水流量的试验。根据试验得到如下结果:若只改变水力条件,所变因素越小,冰花密度可由0%迅速增长到4.5%且流速变化幅度为0.084 3m/s则不冻长度距离短,反之,所变因素越大,冰花密度保持在0%一段距离后才增长至1.6%,流速的变化幅度为0.064 6m/s,则不冻长度距离长。若只改变热力条件或气候条件,所变因素越小,则不冻长度距离短,反之,所变因素越大,则不冻长度距离长。在此基础上,又分别得到了不同水力、热力和气候条件下的单井注水对不冻长度的影响,并建立了定量关系式。该试验结果可为抽水融冰运行机理提供科学依据并为实际工程提供借鉴意义。

某碳酸盐岩油藏单井注水替油参数优化研究

碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强,裂缝沿空间发育规律不具有连片分布特征,油藏具有很强的分隔性。对于储集体类型为孤立缝洞定容性的单井,天然能量末期采取注水替油补充能量,可大幅度提高采收率。通过对W油藏生产资料,结合三维地震数据、边底水能量等,制定了单井注水替油参数优化细则,现场实践增油效果较好,可为其它同类型油藏提供经验。

极复杂断块单井注水吞吐采油机理研究

本文以我国东部某断块油藏为例,通过CMG软件模拟,研究极复杂断块单井注水吞吐采油机理。单井注水吞吐提高极复杂断块采收率主要是通过提高注入水的波及系数实现的。单井注水吞吐采油过程分为注水、焖井和采油三个阶段:在注水阶段,井底压力高于地层压力,在压差作用下注入水由井底流向地层四周,渗流场逐渐扩大,提高注入水波及系数;在焖井阶段,注入水与中、小孔喉或基质中的油气发生置换,使地层中的流体饱和度重新分布;采油阶段,注入水由地层四周流向井底,将原油驱入井底一起开采出来。

浅谈油田单井注水数字化建设

该文介绍了油田在单井注水自动控制系统中采用PLC控制、GPRS无线网络通讯传输、远程计算机集中控制,达到油田单井注水无人值守控制系统。由于单井注水站分布点多、距离远,偏僻且分散,注水设备的操作及管理都需要人工完成。不能保证注水工艺的实时性与准确性,同时也不利于油田数字化进程发展。设计集信号采集、处理、传输、管理为一体的自动化单井注水控制系统,具有一定的推广价值。

高一区单井注水吞吐措施效果分析

单井注水吞吐作为高一区块综合治理的一项措施在生产实践中收到了良好的应用效果,2009年至今共计实施22井次,累计增油1658.3吨。该项措施的成功应用不但为高一区全面复产奠定了坚实的基础,还为其他相似区块的开采提供了参考依据。文章介绍了单井注水吞吐措施的技术原理和应用条件,并以高1-3-7井、高1-H4井为例细致分析了其现场应用效果。

塔河油田单井注水扫线地面管线防腐对策研究

针对塔河油田单井用注水扫线地面管线腐蚀穿孔频发现状,从腐蚀机理、室内实验等方面开展研究,分析出注水扫线单井管线穿孔频发的原因为盐水中带入了溶解氧,在腐蚀介质的共同作用下加速了腐蚀,通过室内试验筛选评价出SWPC-6-1或YH-1型缓蚀剂与除氧剂,在盐水中同时加注缓蚀剂+除氧剂后缓蚀率最高达59.6%,溶解氧含量下降了88%,管线腐蚀穿孔数下降了83.5%,取得了较好防腐效果,建议注水管网增加防曝氧的密闭工艺流程。

塔中油田小区块注水单井设计

塔中油田地处塔克拉玛干沙漠腹地,在进行注水单井设计时需遵循流程简便、可靠的原则,使用高水平的自动化控制技术实现无人值守,需考虑特殊的气候条件给长期平稳运行带来的影响。文章结合塔中油田已投运的3口注水单井,介绍了注水工艺流程的设计、自动化控制的设计、沙漠地区特殊气候条件对注水工艺设计的影响等。目前塔中油田小区块注水单井所采用的工艺设计均可以满足注水要求。

单井增压注水在低渗透油田的应用

我厂地处外围低渗透油田,油田储层物性差,非均质性强,注水开发后,表现出注水压力上升快、地层压力保持水平低,欠注井日益增多。通过对我厂采取的单井增压注水治理欠注井的实际效果进行分析,为今后注水系统的优化运行提供依据。

碳酸盐岩油层注水替油效果模糊综合评判

筛选单井注水替油的依据是油田的注水替油选井主要评判标准和影响因素,计算所有影响因素的权重;通过模糊综合评判理论,确定所选油井注水替油适宜度。基于模糊综合评判理论方法,建立了缝洞型碳酸盐岩油藏模糊评判标准。根据实际生产资料,对13口典型井分别选取对应的评价指标参数,给出分别对应的开发效果等级(好、较好、中、较差、差)。根据模糊综合评判理论方法确定了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏单井注水替油开发效果,在此基础上完善了注水替油井的选井方法,对单井注水替油具有切实可行的指导意义。

单井增注液压增压系统设计

考虑到液压增压器所具有的工作平稳、使用安全可靠、操作方便、排量可调及寿命长等优点 ,利用锥阀系统尺寸小、泄漏小及导流力强的特点 。

注水油田高含水期流场重构模型研究与应用

海上油田在高含水阶段形成固定流场,常规注水方式很难根据注水效果、流场分布区域来定量调整单井注水量,注水效果因此逐年变差。以渤海S油田为研究对象,运用流线数值模拟技术,以井组为单元定量分析各油水井间的流线分布、注采分配因子,建立了单井注水量增长函数优化模型,通过定量调整单井注水量进行流场重构,从而提升驱油效率。现场应用结果显示,井组含水率下降了6.0%,油产量增加50 m^(3)/d,年累计增油1.0×10^(4)m^(3)。

缝洞型碳酸盐岩油藏物质平衡法计算储量探讨

油藏工程的物质平衡方法不需要考虑储层内部的复杂结构,仅根据储层内压力变化和累计注、采量就可以计算出缝洞单元的储量,运用的难点是如何确定储层内压力的变化。针对塔河油田实施的注水替油这种特殊开采方式,根据注水阶段的注入量和井口压力的响应特征,由井口压力折算井底流压,再根据井底流压变化计算地层压力的变化,从而计算出注采单元的单井控制储量。同时,分析该方法的参数及计算结果的适用范围和可能产生的误差,研究结果为缝洞型碳酸盐岩油藏储量计算找到了一种新方法。

黄河南地区无能量补充井提高采收率研究

复杂小断块油藏中 ,由于有些断块过小 ,油藏储量仅由单井控制 ,加之断层封闭、无边、底水或边、底水不活跃等原因 ,油藏在开发中得不到有效的能量补给 ,致使开发效果极差 ,经济效益低下。单井注水吞吐开发模式一方面利用油层的亲水性、发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱 ,一方面补充地层能量 ,恢复地层压力 ,实现人工补充能量。通过多周期的注采开发 ,逐渐扩大水驱波及半径、提高驱油效率 ,从而提高无能量补充井的采收率。该方法在黄河南地区各油田实际运用取得了明显效果 ,加之实施简单易行 ,为黄河南地区各油田提高占比重较大的无能量补充井的采收率提出了一个良好的解决办法 。

注水吞吐技术在百色油田应用探讨

复杂小断块油藏中，由于有些断块过小，油藏储量仅由单井控制，加之断层封闭、无边、底水或边、底水不活跃等原因，使油藏在开发中得不到有效的能量补给，开发效果很差。单井注水吞吐开发模式可以一方面利用油层的亲水性、发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱，另一方面补充地层能量，恢复地层压力，实现了人工补充能量。通过多周期的注采开发，逐渐扩大水驱波及半径、提高驱油效率，从而提高无能量补充井的采收率。该技术在百色油田实际运用取得了较好的效果。

温米油田增压注水技术的研究与应用

在低渗透油田注水开发过程中,存在许多井欠注的问题,常规的压裂酸化等措施未达到理想的效果,增压注水是解决这一问题的有效途径之一。受平面非均质性的影响,整体增压运行成本高,效率低,通过单井增压泵的增压注水方式,可以有效提高注水量,促进油井见效增产,达到提高低渗透油田注水波及体积和采收率的目的。