井筒隔热油管技术在渤海高含蜡B油田的应用

渤海B油田为高含蜡油田,在开发阶段,由于没有考虑相应的井筒防蜡措施,当井筒温度低于析蜡点时,原油中的蜡开始析出,并吸附在生产管柱内壁上,随着析出蜡越来越多,油管逐渐堵塞,致使油井不能正常生产。综合考虑原油析蜡点温度、生产管柱及环境温度的影响,设计确定下入隔热油管后的井口温度为40~42℃,在此基础上,运用相关软件计算下入隔热油管深度为1100 m。下入隔热油管后井口温度为43℃,解决了油井井筒结蜡问题,保证了高含蜡油井全年的正常生产。

水驱油田特高含水阶段无效水循环带的判别方法——以渤海B油田为例

水驱油田特高含水期,随着水驱开发的深入,油田含水饱和度增加,相渗曲线中水相渗透率快速上升,且在油田的开发后期,高过水倍数下,水相渗透率会急剧增加,呈现K ro/K rw与S w的关系曲线快速偏离直线的现象,造成无效水循环带的形成。为此,需要对油田特高含水阶段无效水循环带的判别方法进行深入研究。针对渤海B油田的实际岩心以及开发动态数据进行了分析,筛选出含水率高于90%的油井,分析单井含水率导数变化及水驱特征曲线,对含水率导数出现峰值、水驱特征曲线出现偏离直线且上翘的油井鉴定为存在无效水循环带,明确了该油田无效水循环带的判别方法。利用这种方法,对渤海B油田高含水油井进行了筛选,并实施了相应治理措施,取得了很好的增油效果。

海上油田水驱开发注水压力优化

渤海B油田经过长期注水开发,注水压力逐渐上升,注水量不断下降,同时,酸化解堵效果变差,有效期变短,导致油田长期欠注,地层压降大,产量递减快。在实际注水过程中,注水井近井地带会形成一定污染,造成额外的附加压降,目前执行的注水压力界限是早期注水开发时的设计值,已不能满足当前的注水需要,亟需开展注水压力优化研究。因此,引入附加压降理论,运用流体力学原理计算实际注水压差,推导出理论无因次吸水指数,进而求得理论注水压差,并通过压降试井及酸化解堵效果来验证附加压降计算值的准确性,最终得到合理的注水压力,为油田提压注水提供依据。结合现场设备条件,在渤海B油田实施了23井次提压注水,在节省酸化解堵费用的同时,也取得了较好的增注稳油效果,为提高油田最终采收率提供保障。