Study on Injection-Production System Adjustment of Fault Block Reservoir Based on Equilibrium Displacement

This paper proposed a method of injection-production system adjustment to solve the problem that the water flooding effect was restricted because of the horizontal and vertical contradictions during the development process of fault block reservoirs. Considering the heterogeneity of reservoir, the Buckley-Leverett water flooding theory was applied to establish the relationship between the recovery and cumulative water injection. In order to achieve the goal of vertically balanced recovery of each section, the calculation method of vertical sectional injection allocation was proposed. The planar triangular seepage unit was assumed and sweep coefficients of different oil-water distribution patterns were characterized using multi-flow tube method. In order to balance and maximize the plane sweep coefficient, the calculation method of plane production system optimization was obtained. Then the injection-production system stereoscopic adjustment method based on equilibrium displacement was proposed with vertical sectional injection allocation and plane production system optimization. This method was applied to injection and production adjustment of BZ oilfield in southern Bohai. The effect of water control and oil increase was obvious. This method can greatly improve the effect of water flooding of offshore fault block reservoirs with the adjustment of injection-production system.

胜利山柳沟北部油区长8致密砂岩开发对策研究

胜利山柳沟北部油区存在油层能量利用不足、井场状态不理想、注采井网不完善等问题,在很大程度上影响了油田的开发效果。基于此,针对低渗透油藏的特征,通过考虑地层压力的合理维持、采用菱形反九点井网形式、综合经济评价确定井网密度,以及物质平衡方法计算合理注采比等措施,实现了更加经济高效的油田开发。最终提出的开发调整方案有助于提高地层压力、优化井网结构,以及保障油田的可持续开发。这些调整为新建产能提供了可行的方案。

胜利油田储气库技术进展及发展方向

天然气地下储气库是战略储备、应急调峰、保障国家能源安全的重要基础设施,是老油田产业布局优化及绿色低碳转型发展的方向之一。胜利油田地质条件复杂,气藏埋藏浅、规模小、分布零散,油藏及含水圈闭资源丰富,但密封性评价难。针对这些特点,自“十三五”以来,储气库相关研究取得较大进展,先后完成了疏松砂岩气藏、气顶油藏和水层等不同类型储气库的研究和方案设计,建成了中国首座水淹废弃气藏型储气库——永21储气库,形成了具有胜利特色的水层型储气库目标筛选评价、水层型储气库注采运行优化设计、储气库圈闭密封性评价和储气库跟踪评价等关键技术。目前,其他类型储气库建设仍面临资料少、规模小、效益差、圈闭动态密封性评价难度大等问题和挑战,需要在油藏型储气库库址筛选评价、零散气砂体组合建库、高含水油藏协同建库等方面提出相应的技术对策和攻关方向,为胜利油田储气库规模建设、绿色发展提供技术支撑。

大庆油田调整井固井技术研究

大庆油田经过多年的调整开发,受地层非均质性、井网加密、动态注采开发等影响,已改变了原始井下环境。针对大庆油田异常高压层油水侵、高渗低压层界面胶结质量差两方面难题,以“地质先行,一井一策”为指导思想,开展了钻井地质、水泥浆体系、固井工具等技术攻关,形成注水开采油田调整井固井配套技术。现场应用取得了良好效果,为大庆油田原油产能建设提供井筒保障。

五里湾X1油藏如何提高采收率

靖安油田五里湾油藏以开发三叠系X1油藏为主,储层为湖成三角洲沉积,属于低渗透油藏,油藏平面、剖面非均质性较强。开发以注水为主,X1油藏目前综合含水率72.5%、采出程度25.4%,处于双高开发阶段,随着注入、采出程度的增大,油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出,水驱油效率逐渐下降,从而影响着油田的稳产和开发效果,如何提高最终采收率是油藏开发永恒的主体。本文重点总结了X1油藏实施空泡驱、微球驱、注采井网调整、不稳定注水、精准堵水等措施后提高最终采收率,为后期整个X1油藏提高采收率提供方向。

基于嵌入式单片机桥式同心分层注水一体化测调监测研究

针对桥式同心分层注水一体化测调监测数据含噪较多,导致最终监测精度较低的问题,提出基于嵌入式单片机的桥式同心分层注水一体化测调监测技术。依据桥式同心分层注水工艺的基本原理,计算分注井的井斜角度,采用嵌入式单片机采集井下监测数据,并引入中值滤波技术对数据进行优化处理,以获取高质量的数据,通过计算测调产出通道的测调极差对测调进行评价,进而实现测调监测。对比实验结果表明,所提方法对于桥式同心分层注水一体化测调具有较高的监测精度。

油田分层测试工艺及数智化技术

为解决油田传统注入井分层测试工艺效率低、精度差和成本高的问题,研究了一种基于油田数智化推进发展的新技术。该技术整合了智能管柱测调技术、预制电缆以及智能配水器和封隔器等技术,实现了对注入井的分层测试过程的自动化和智能化;通过使用由智能管柱组成的多功能装置,实时监测和采集地质资料;借助可视化界面展示测试数据,增强了数据分析和管理的可视化程度;通过远程控制可实时检测和重新设定每层注水量、查看注水层位的压力和温度,以及进行封隔器密封性检测等;井口智能校准自检仪还能定期对井下仪器参数进行重新标定和校准。该技术为智能化测试技术在油田行业的应用提供了新的思路和方向。

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏开发参数

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏为低渗透油藏,常规开发指标计算方法并不利于油田进行油藏地质研究、开发政策制定与成本控制。对延长油田双河西区块长6油藏产量递减规律、水驱储量动用程度、注采比、含水率、注水利用状况及采收率进行分析。结果表明:双河西区块长6油藏产量递减规律为双曲递减模式;区块注水开发潜力较大,目前该区块水驱储量控制程度为74.54%,水驱储量动用程度为36.94%,注采连通率为27.27%;合理注采比约为2.5,随着采出程度增加,含水率上升速度先增大,后有所减小;根据存水率、耗水指数及水驱指数可知,开发后期,区块注水开发效果逐渐变好,最终采收率增加,研究区在开发过程中含水上升率应尽量小于6.1%,地层合理压力应大于9.1 MPa,在该开发条件下,研究区最终采收率约为23%。

低产液井系统效率影响因素分析及对策

油田开发进入高含水后期,低产液井数增多,抽油机作为举升工艺的主要手段,效率的高低对能耗具有直接的影响。针对目前低产液井系统效率偏低的问题,对抽油机系统效率影响因素进行分析,确定影响低产液井系统效率的主要因素为沉没度、抽汲参数和抽油设备。统计、对比低沉没度井系统效率,沉没度在200~300 m时系统效率最高;生产参数方面,冲次对系统效率影响较大,冲程、泵径次之;设备方面,非节能、匹配不合理对系统效率的影响较大。依据分析结果,明确潜力和对策方向,通过采取参数优化通过采取参数优化、间抽、设备更新调换等措施1576井次,节电728.74×10^(4)kWh,系统效率提高了4.96%,供采关系得到改善,抽油机系统的整体工作效率提升,经济效益显著提高。

鄂尔多斯盆地超低渗油藏注采调整技术

超低渗油藏储层物性差、非均质性强、注采比高、地层压力保持水平低,部分油藏驱替方案构建难度大、注入水易于沿裂缝窜留,因而水驱波及体积小且采收率低。为了解决该难题,开展了长8段超低渗油藏注采调整政策综合研究。首先对单砂体的测井识别标志、叠置样式、侧向接触模式和见水见效特征进行精细刻画,裂缝、高渗带对水驱有双重作用。通过微观可视化仿真模型对不同孔隙结构下剩余油赋存模式进行研究,超低渗油藏剩余油分布模式主要有分散状及连片状形式,其分布受孔喉尺寸、并联结构、驱替压差、毛管力等因素影响。最终将研究结果应用于地质建模,指导油藏小层精细注采调整,确定了周期注水方式和周期,形成了超低渗油藏全生命周期精细注采技术。将该技术指导华庆、环江油田超低渗油藏注采调整1.5万次左右,采油速度平均增加0.2%、缓解油藏递减1.2%、年均累计增油5万t以上。

水淹水窜油藏的数值模拟开发方案对比分析

随着开发的深入,大多数油田已经进入高含水阶段。以新疆某水淹水窜油藏为研究对象,该区水淹严重,开发效果差。针对上述问题,利用油藏数值模拟手段,对改善开发效果的4种技术方案进行研究。研究结果表明,深层调剖方案增产效果明显,可有效提高日产油量、降低含水率;浅层调剖方案作用范围、受效时间有限,措施效果较差;井网调整方案含水率明显下降,产油量上升,增油效果介于深层调剖与浅层调剖之间;周期注水增油效果最差,呈负增长趋势。经方案对比分析,建议对研究区水窜严重的井实施深层调剖。该研究为同类水淹水窜油藏改善开发效果提供了重要理论指导和借鉴。

基于核磁共振的CO 2驱喉道动用界限——以朝阳沟油田为例

依据核磁共振基本原理,通过孔隙的简化,推导出核磁共振T_(2)驰豫时间与孔隙喉道半径关系,利用数值差值和最小二乘基本方法,结合高压压汞岩心孔喉分布,将核磁共振T_(2)图谱转换为岩心孔喉半径分布。在此基础上,利用岩心驱替过程中含油饱和度的变化,信号幅度同步变化的基本规律,分析水驱和CO_(2)驱不同孔喉半径的信号幅度变化曲线,判断出不同开发方式下的最小孔喉动用界限。研究表明,朝阳沟油田特低渗透区块为亲水特性,低压水驱岩样采出程度28.0%,高压水驱岩样采出程度30.0%,非混相气驱岩样的采出程度为48%,混相气驱岩样的采出程度为64%;水驱主要动用孔隙中喉半径大于1.00μm孔的可动油,非混相驱替不可动用的最小孔喉半径为0.15μm,混相驱没有提高喉道动用界限,但是驱替效率却大幅度提高;CO_(2)驱替出原油中的轻质组分,残余油黏度变大,不可动流体在原有的基础上增加了1/3~3/4,核磁共振图谱发生左移现象。研究结论为CO_(2)驱开发方案提供重要的参考依据。

XB油田注水系统形势及优化调整措施

针对XB油田注水系统处理规模大、区域站库负荷低、系统间负荷不均衡的问题,提出了有针对性的优化措施。通过站库能力转换,实施系统间注水能力优化调整,合理分配注水站库能力,满足区域注水需求,实施后区域平均负荷率提高20%;对规模大、负荷低的站库,打破站库水质界限,实施布局优化调整,利用规模大站库对零散站库进行功能整合,实施后两区域平均负荷率分别提高41%和13.3%,共减少用工64人。措施后可有效实现注水系统的降本增效,为油田高质量发展助力。

渤海JZ-X油田气顶窄油环油藏井位优化和挖潜策略

针对气顶底水窄油环油藏易气窜水锥、剩余油分布复杂的生产难题,在渤海矿区逐渐探索出利用水平井开发的井位优化与挖潜策略。基础井网阶段:水平井段垂直构造线穿多层来提高储量动用程度,并匹配智能滑套分采管柱以缓解层间矛盾;基础井网平行于流体界面,部署于油水界面之上1/3油柱高度避气控水。综合调整阶段:通过油藏数值模拟研究,油田开发进入中—后期,剩余油平面上主要富集于井间滞留区,纵向上后期水体能量驱动逐渐发挥主要作用,剩余油主要富集于油层上部。对比井间侧钻、气顶注气和屏障注水方案增油量指标,当前剩余油挖潜策略以井间侧钻与气顶注气为主。井间侧钻通过低产低效井平面侧钻至井间,纵向高部位部署挖潜剩余油,单井净增油量为3.4×10^(4)~4.2×10^(4)m^(3);气顶注气通过采气井转天然气回注,补充气顶能量,气驱水平井上部剩余油,提高原油采收率,预测净增油量为5.2×10^(4)m^(3)。

SCR脱硝装置喷氨优化调整试验研究

选择性催化还原脱硝装置的区域喷氨量与烟气中NO_(x)的分布如果出现不一致,会导致脱硝出口NO_(x)分布均匀性变差,以及氨逃逸过高等问题,严重影响脱硝效率.对山东某电厂2号机组进行摸底试验的测试,结果表明:在305MW、250MW、170MW3个负荷工况下,脱硝入口NO_(x)分布都非常均匀,但是出口NO_(x)分布均匀度却非常差,不均匀度最大值达到了64.8%,均值为53.0%,NO_(x)质量浓度偏差最大达到了73 mg/m^(3),氨逃逸质量浓度均值分别为2.10mg/m^(3)、2.24mg/m^(3)、2.40mg/m^(3).经过喷氨优化调整之后,出口NO_(x)分布不均匀度大幅度下降,不均匀度最大值为18.9%,均值为18.5%,NO_(x)质量浓度偏差最大值下降至24mg/m^(3),氨逃逸质量浓度均值分别下降为155mg/m^(3)、1.61mg/m^(3)、1.80mg/m^(3),优化效果明显.

不同条件下的注采井关调实验及数值模拟研究

通过物理模拟和数值模拟两种方法,对不同条件下的注采井关调实验进行了研究;在岩心尺度上,根据相似准则建立了油藏物理模型。结果表明,物理模型的渗透率越高,模型压力越低,关调后平均压力降幅越小;原油黏度越大,模型压力越高,关调后平均压力降幅越明显;随着流量降幅增加,压力调控降幅明显增大。数值模拟结果表明,由于断层的阻隔,断层两侧没有形成连通,造成两侧能量补充不同,随着开采的进行,压力差由初期的0.35 MPa降低到0.15 MPa左右;当调整井断层两侧均为一注两采时,随着开发时间的延长,断层两侧压力存在差异,但生产后期又趋于一致;当调整井断层两侧分别为一注两采和一注四采时,随着开发时间的延长,断层两侧压力系统差异增大。该研究对“双高”油田调整井的钻井具有重要的借鉴意义。

海上油田大斜度井缆控智能分层注聚技术研究及应用

海上油田单管分层测调注聚工艺不能满足井斜大于60°的井况,同时测调时需要钢丝作业配合,平均单井测调用时6 h,测调效率低,无法真正意义上实现井下温度、压力、流量的实时监测与注入量调整。在介绍海上油田缆控智能注聚新技术原理、适用性与特点的基础上,研发出缆控智能注聚工作筒、大流量下高保黏通道及地面控制器等关键配套工具。实验表明,工作筒形成节流压差小于4 MPa,保黏率大于85%,性能较好。现场应用表明,缆控智能注聚技术在大斜度井的分层注聚调试过程中,可实时反馈流量、压力、温度等监测数据,提高注聚井测调效率和油藏配注达标率,为海上油田聚驱提高采收率提供了有效的技术支撑。

酯基绝缘油:研究进展与未来趋势

酯基绝缘油因其低碳排放、高安全性和环保优势,被视为潜在的下一代变压器绝缘油。在人口密集的都市、高速大容量轨道交通、海上风电、水源地和森林等环保区域,其具有广阔的应用前景。酯基绝缘油与矿物绝缘油在分子结构上存在差异,因此理化和电气性能有所不同。为此,综述酯基绝缘油的研究现状,通过对合成酯、天然酯与传统矿物绝缘油的对比分析,探讨酯基绝缘油在提升电气设备安全性和环境可持续性方面的潜力,并指出未来研究应关注的关键问题。

喷氨调平技术在燃煤锅炉SCR法烟气脱硝中的应用

我国大部分火电机组使用选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)技术对锅炉烟气进行NO_(x)脱除,以满足日趋严格的环保要求。但在锅炉装置实际运行过程中,经SCR反应器脱硝处理后,锅炉烟气出口仍普遍出现NO_(x)浓度分布不均现象,造成出口NO_(x)排放超过标准要求,同时也增加了氨逃逸风险。以某公司的燃煤锅炉脱硝装置为例,分析喷氨调平改造前后烟气中氨逃逸指标和NO_(x)浓度数据的差异,从而论证喷氨调平技术在控制氨逃逸及NO_x脱除中所起到的作用。

长庆油田精细分层注水及配套测试技术新进展

长庆油田是典型的低渗、低压、低丰度的“三低”油田,采用丛式井组开发模式,对精细分层注水工艺提出了更高的要求。桥式同心分层注水技术结合机电一体化和电缆传感接收技术,利用封隔器和桥式同心配水器实现精细分层注水,在注水过程中,实时监测流量、温度、压力等参数,并通过连接电缆将参数传送至地面,实时对注水流量进行测试与调配,确保注水作业的准确性和高效性。该技术提高了调配测试的成功率,提升了调配测试精度和分注合格率。累计推广应用1850井次,均取得显著进展,并实现了分层注水工艺技术的升级换代,为油气勘探行业在精细化挖潜方面带来有效而可靠的技术方案。