复杂断块油藏合理注采技术政策研究——以王官屯油田王27断块为例

在油田开发过程中，注采压力系统合理与否直接影响油田开发效果的好坏。为达到油田稳产所需要的最大产液量，必须要有相应的合理的地层压力来满足最大产液量所需的生产压差。本论文针对王官屯油田王27断块的油藏特点，研究出不同开发阶段的合理井网密度和极限井网密度的计算方法，以及确定合理注采技术政策界限的分析方法，为该类型油藏注采系统调整提供科学依据。

合水ZH73区块合理注采技术政策评价

注采技术的合理性对油田的稳产、增产具有极其重要的意义,ZH73区块为西峰油田合水区块CH3油藏的重点开发区之一,其注采技术政策的匹配性关系到合水区块的开发、稳产形势,部分井组因注采技术执行不到位出现含水上升快、递减快及地层压力保持水平低的"两高一低"情况,本文主要从理论研究方面来评价该区块注采技术政策匹配性,以期对该区块稳产形式提供指导性意见。

二元复合驱后续水驱注采技术调整研究

孤东油田七区西5·-6’二元复合先导驱于2003年9月开始正式注聚，2010年1月全部停注聚，转入后续水驱，目前已进入后续水驱开发阶段。转后续水驱后含水回返快，平面、层间矛盾进一步加剧，产量递减速度快，稳产难度大。因此加大二元复合驱后续水驱注采技术调整研究，努力控制后续水驱含水上升速度，取得了一定的效果，促进了单元稳产，改善了单元开发效果。

周期注采技术的研究与应用

本文在对我国油田开发现状分析的基础上,阐述了周期注采技术的重要作用,周期注采技术可起到降低消耗,提 升开发效益的实际作用。采用理论概述、问题分析、应用列举等方法对周期注采技术的研究应用进行分析,从多方面、多角 度对周期注采技术在油田开发中的实际应用提供依据参考。

采用精细注采技术促进王58断块开发

文章分析了王58断块注水开发效果。采用完善注采井网,提高水驱控制程度,全面提升了断块开发水平。

高产水气井同井采注技术研究及应用

高产水气井因产水量大而存在井筒连续排液难、地面气水混输难及产出水处理成本高等问题。为此,基于“潜油电泵深抽+采出水不出地面处理”研究思路,研制了一种井下气液流道转化关键装置,实现井下气水流道空间转换及产层与回注层有效封隔;创新形成高产水气井潜油电泵同井采注工艺技术,确保气井油管稳定采气、油套环空产出水不出地面直接井下回注。潜油电泵同井采注工艺技术在42口高产水关停气井中推广应用,累计增产3350万m3,产出水全部实现井下回注,节省污水处理成本926万元,实现高产水气井经济有效排采。

同井注采技术与油藏工程一体化应用及效果评价

正当常规油气资源有限之时,同井注采技术却在各方面有所发光发热,它被越来越多的人所承认,是一种产生能效的技术方法。试想将注入和抽取过程交替进行,在同一的油井里,结果竟是低渗透存储层得到改善,油藏能量增加,可移动性提升。但需知道,实际应用的效能多取决于原油工程设计的科学与合理性。此文就阐述了同井注采技术与原油工程整合设计的理论依据,并侧重关于如何在实践应用中整合关键技术、分析生产数据和评估效果的方法,去充实同井注采技术在遇复杂原油缓存条件时的运用指南。

南海深水井下采注技术挑战与对策

南海油气资源储量丰富,开发过程中面临着油气田开发向着水更深、离岸更远、环境更复杂的方向发展。钻完井成本高,为提高采油采气经济效益,单井的生产要达到采液量4000~8000 m^(3)/d,或采气量1×10^(6)~3×10^(6)Nm^(3)/d,因采用水下采油树方式进行开采,还需要具有一定的举升和远输能力,满足水下井口压力20 MPa以上。目前深水注采技术全部为国外公司垄断的“卡脖子”技术和工具,为提高中国深水油气田开发技术水平,实现深水油气田人工举升技术的跨越式发展,结合十余年来在中国海上油田注采技术攻关和实践,针对南海深水油田未来高产高效采油、采气、注水开发方面面临的挑战。阐述了未来自主开发大排量电潜泵、高压注气阀、井下气体压缩机、智能控制开关等工具攻关方向和实现深水油气田“智慧油藏管理”的远景。

非常规油气藏水平井注采一体化技术探讨--以四川盆地侏罗系油藏为例

四川盆地侏罗系非常规油藏具有近源充注、连续分布、大面积含油等特点,适合水平井大范围部署,但储层岩性复杂,单层较薄,水平井体积压裂较难,且致密储层喉道小,油气采出困难,而常规注水、注气等二次采油技术也无明显效果。为解决上述难题,提出了水平井注采一体化技术:①通过射孔、体积加砂压裂等,在井周储层中形成优势渗流通道;②关闭井筒,注入高压驱动流体,在油管、储层中形成环形通道;③焖井、置换油气,最后驱动储层中油气采出。通过在四川盆地中部丘陵和东部峡谷地带侏罗系油井的应用实施,结论认为:水平井注采一体化技术适用于页岩油藏、页岩夹砂岩(或石灰岩)油藏以及页岩、砂岩、石灰岩不等厚互层油藏等非常规复杂油藏,目前可实施可操作的水平井注采一体化方案为水平模型和水平井/直井组合模型。

基于多周期注采的气藏型地下储气库储层渗流规律

气藏型地下储气库(以下简称储气库)会面临多周期、大流量地强注强采,其生产特征会使储层物性发生改变,进而影响注采井产能及储气库整体运行效果。为此,以碳酸盐岩气藏型储气库储层为研究对象,建立了模拟储气库实际注采生产特征的实验方法,并开展了储层岩石强度、有效应力、注采压差和温度对注采能力影响的实验,最后形成基于储层保护的储气库高效注采技术方案。研究结果表明:①注采过程岩石抗压强度的变化对储气库运行无影响,注采生产对初始物性越好的储层渗流能力伤害越小,且伤害随注采周期的增加趋于平稳;②控制一定的生产压差,可避免微粒运移对储层的伤害并有利于排出储层中的微粒;③储层渗流能力随温度升高而降低,温度变化对储层渗流能力伤害主要发生在前3个注采周期。结论认为,储气库在投运前进行储层改造、从第4注采周期开始进行储气库扩容和控制生产压差注采,能显著提高注采效率并起到储层保护的作用,该认识对优化储气库注采制度提供技术支撑,对其他储气库制定高效注采方案具有重要借鉴意义。

注采调控技术在吴仓堡长6油藏中的应用

鄂尔多斯盆地中生界开发层系均为低压油藏,注水开发是低渗透油藏提高采收率、提高开发效益的有效手段,是低渗透油藏实现长期稳产的根本保证。以控制吴仓堡地区长6低渗透油藏含水上升速度,减缓递减,实现长期稳产为目的,分析了精细注采调控技术在吴仓堡长6油藏的应用效果,并进一步对区内开发存在的问题和下步与开发相关的研究提出了建议。

春风油田浅层超稠油注采一体化技术应用研究

针对春风油田沙湾组储层埋藏浅、出砂严重、原油黏度高的特点,集成应用了绕丝充填、水平井、氮气、降黏剂、蒸汽、注采一体化技术,注采一体化技术就是稠油热采井蒸汽吞吐转周时不动管柱,上提光杆注汽,下放光杆采油。配套研发了双级热采光杆、大斜度抽油泵、抽油泵纠偏装置、热采井口保护装置。以往稠油转周注汽时需要上作业重新防砂、检换泵。春风油田防砂质量较高,转周时一般不需要重复防砂。另一方面,通过以井筒隔热、均匀注汽管柱、大斜度注采一体化泵为特色的注采一体化技术,提高了热效率,有效避免了转周作业时的冷伤害,充分利用热能,最大程度避免热损失,同时减少作业800井次,降低作业成本。

水平井注采同体技术在超稠油开发中的研究与应用

辽河油田曙一区杜84区块超稠油水平井规模实施深入后,区块局部井位部署区域油井储层物性差,压力高,在水平井蒸汽吞吐开采初期存在溢流问题,影响油井正常下泵转轴作业,错过最佳回采时机,使生产效果差,采用热污水反复循环压井处理,不但不能彻底解决溢流问题,还会对油层造成冷伤害和污染。通过研究应用水平井注采同体技术,在注蒸汽前将注蒸汽管柱、采油管柱和抽油泵同时下入井内,当完成注汽、焖井和放喷后,不需要进行转抽作业的工序而直接挂抽生产,能够安全有效地解决水平井生产中溢流所导致的一系列问题,取得了较好的应用效果。

超稠油水平井注采同体技术研究与应用

针对辽河油田曙一区杜84区块超稠油水平井局部井位部署区域因储层物性差、压力高,在蒸汽吞吐开采初期存在溢流,而延缓油井正常下泵转抽作业时间,降低油井生产时率,错过最佳回采时机,影响油井生产效果的问题,开展了水平井注采同体技术的研究。该技术可以在油井注入蒸汽前将注蒸汽管柱、采油管柱和抽油泵同时下入井内,经过注蒸汽、焖井和放喷后,无需进行转抽作业的工序,而直接挂抽生产。通过现场应用,取得了较好的回采效果,提高了油井生产时率和油汽比,有效地解决了水平井生产中因溢流而影响生产的难题。

实施注采一体管柱技术 节能降耗减污增效

超稠油蒸汽吞吐注采一体管柱技术,是对多项稠油开采工艺技术进行实践、总结、分析而来。该项技术,解决了作业频繁的问题,实现了不动管柱直接转抽,并可以多次注汽、转抽;由此而改变传统的蒸汽吞吐注采工艺技术,做到注、采、焖、放一体管柱,减少作业工序和降低井筒热损失,降低环境污染及电能消耗,实现超稠油不动管柱开采,有效降低超稠油开采成本,提高了油井的生产实效,并取得可观的经济效益和环境效益,实现节能、降耗、减污、增效的清洁生产目标。

中—区Ng4单元聚合物驱注采调整技术

中－区Ng4单元在高采出程度、高含水时期实施聚合物驱，注聚后降水增油效果显著，提高了采收率，聚合物驱实施过程中，深化注聚规律研究，抓住时机，及时进行注采调整，做好聚合物驱前期油藏准备、注聚期间的跟踪调整及转后续水驱的措施研究，顺利实现水驱向聚合物驱的过渡、聚合物驱向水驱的过渡，较好的保证了聚合物驱效果。

超稠油水平井注采同体技术与应用分析

超稠油水平井注采同体技术的应用具有重要的作用,为了满足实际的开采要求,应对溢流造成的问题进行分析,明确产生的原因,通过对技术进行改善来解决该问题,保证回采的正常进行。在应用水平井注采同体技术的时候,应考虑到开采的需求,对工艺进行合理的设计,使技术得到优化,能够在实际应用中发挥出良好的作用。

双水平井蒸汽辅助重力泄油汽腔上升阶段的注采调控

风城油田是"十二五"期间新疆稠油上产的重点地区,该油田自双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)投产以来,在生产中遇到汽窜严重、含水率高、产油量低、油汽比低、水平段连通长度小、生产波动大等问题。以研究生产动态规律为基础,分析总结SAGD汽腔上升阶段生产规律,并结合现场实际情况,通过优化注汽点、建立合理汽液界面、优化注采参数等调控手段,有效避免了汽窜的产生,较大幅度提高了注采井间水平段连通长度,进而持续开展增汽提液,加快了汽腔上升速度,使试验区生产效果大幅提高,日产油量达320 t,单井日产油由17 t上升至28 t,平均油汽比由0.19上升至0.31,达到了方案设计指标,为SAGD汽腔上升阶段有效的注采调控,为SAGD工业化推广,储备了技术力量。

周16油藏注采实时优化数值模拟分析

针对周16油藏的开发现状及油藏的实际情况,对该油藏进行注采实时优化数值模拟分析,研究表明,与常规注采方案相比,采用注采实时优化方案的开发效果更好;注水量和采液量无约束优化方案比注水量和采液量有约束优化方案更具有优势,建议生产开发中多加以采用。

稠油热采工程中过热注汽锅炉的应用

稠油的开采一直是我国石油开采的一个重点内容,我国的稠油储藏量并不小,但是随着开采速度的加快,尤其是一些不科学的开采方法的应用,使得我国稠油的开采面临着一个瓶颈,这时就需要一项新的技术来进行必要的突破,注蒸汽热采技术便很好地解决了这一问题,该技术的核心内容就是注汽锅炉的使用,本文就主要介绍了注汽锅炉的一些相关问题。