晚期注水开发实验研究

目前晚期注水实验研究主要以注水时机评价为主,在注采方式上研究较少,且传统方法开展驱油效率实验过程中,出口端的计量存在气液分离和人为读数产生误差等问题。以国外某油田为研究对象,从晚期注水原油常规相态变化和驱油效率2个方面入手,开展注水时机和不同注采方式对晚期注水效果的影响研究;在常规相态变化研究的基础上,评价注水增压开发对原油相态的影响;在驱油效率实验方法上,利用在线核磁技术实时评价驱替过程中岩心含油饱和度,提高了结果的准确性。研究结果表明:在衰竭开发至饱和压力的34%时,水驱采收率为16.5%;综合考虑采油速度、开发成本等因素,注水时机宜在80%泡点压力附近;对于长期衰竭开发严重脱气的区块,可采取注水增压方式开发,注水增压至80%泡点压力附近水驱效果最好。

堆芯晚期注水对一回路压力的影响分析

分析典型的1000 MW级压水堆核电厂在高压严重事故序列下,堆芯晚期注水对压力容器失效时一回路压力的影响。分析结果表明,在开启1列稳压器卸压阀的情况下,稳压器波动管可能会在压力容器失效之前发生蠕变失效使一回路被动卸压,堆芯晚期注水不会造成一回路压力大幅增大,但波动管失效的时间和尺寸存在较大的不确定性。在开启2列或3列卸压阀的情况下不会发生一回路被动卸压,堆芯晚期注水会增大压力容器失效时一回路的压力,增大熔融物高压喷射的风险;开启3列卸压阀可以将一回路的压力降到较低水平。投入2列安全注入的情况下,压力容器失效时一回路压力比投入1列安全注入的情况略高,但压力容器的失效时间被明显推迟。为了保证充足的衰变热移出能力、减小一回路卸压的不确定性、减小熔融物高压喷射的风险及延缓压力容器失效,较佳的做法是同时开启3列卸压阀并投入2列安全注入。

歧口18-1油田晚期注水研究

在边水能量微弱的天然条件下,歧口18-1油田投产后衰竭开采7.5a,导致地层压力由30.5MPa下降到注水前的14.8MPa,远低于28.9MPa的原油饱和压力。地层压力大幅度下降对油气储层及流体产生了一定的伤害,使流体脱气形成油、气、水三相流动,大大降低了原油相对渗透率,从而降低原油产量。根据室内岩心实验结果,并类比国内外相似油田开发经验,运用物质平衡及油藏数值模拟方法进行研究,结果表明,在注水初期以不低于6的日注采比注水,既能使地层压力得到一定恢复,又能使晚期注水仍取得较好的开发效果。

海上油田晚期注水开发实践

为探究海上油田晚期注水的开发效果,以Widuri油田33S油藏为例,结合数值模拟技术与油藏工程分析方法,对其晚期注水实践进行分析。研究结果表明:对于Widuri油田,当油藏压力下降到饱和压力一半以后开始实施注水,油藏开发效果较好;原油黏度低的高孔高渗油藏可适当推迟注水时机;在不影响开发效果的前提下,油田晚期转注具有初期投资少、回收期短、无水采油期长、无水采油量多等优势,对油质好、物性好的油藏还能保证较好的开发效果。