Variability in Quantity and Salinity of Produced Water from an Oil Production in South Kuwait

Produced water (PW) is the largest waste stream in the oil and gas industry. Water remains trapped for millions of years in the reservoir with oil and gas. When a hydrocarbon reservoir is infiltrated by a production well, the produced fluids commonly contain water. The understanding of this water’s constituents and volumes is vital for the sustainable continuity of production operations, as PW has a number of negative impacts on the infrastructure integrity of the operation. On the other hand, PW can be an alternative source of irrigation water as well as of industrial salt. Interestingly, both the quantity as well as the quality of PW do not remain constant but can vary, both progressively and erratically, even over short periods of time. This paper discusses such a situation of variable PW in an oil and gas operation in the State of Kuwait.

高含水油井关停后剩余油再富集速度研究

高含水断块油藏开发末期构造高部位油井在关井一段时间后,会产生剩余油再富集现象。目前关于剩余油再富集速度的研究中,对剩余油运移过程的影响因素考虑不够全面,影响计算精度。针对该问题,在对运移中剩余油再富集受力分析的基础上建立小油滴状和柱状剩余油再富集速度模型,通过正交试验确立2种剩余油再富集速度的主要敏感因素,并建立了2种剩余油再富集速度及再富集时间图版。研究结果表明:存在驱替压差时,储层渗透率为影响2种剩余油再富集速度的主控因素;当储层渗透率一定,驱替压差的增大和原油黏度的减小有利于2种剩余油再富集速度的增大;同一注采井距位置处的小油滴距离孔隙中滞留柱状剩余油越近,聚集过程中剩余油再富集时间越长,但数值上增加不多。该研究对高含水油藏剩余油再富集潜力区评价具有借鉴意义。

缓交联高强度封堵剂研究进展

综述了目前油田主要应用的封堵剂的发展情况,介绍了含水率较高的油田实施窜流封堵技术,分析了不同类型的深部封堵剂优劣特性及适用情况,总结和展望了未来缓慢交联的封堵剂技术的发展趋势。

一种高温高压井用小直径切割器设计及性能研究

针对高温高压小水眼油气井下管柱切割问题,设计了一种外径为Φ36 mm的小直径切割器,首次采用切割器两端同时起爆方式对钻杆进行切割,对其作用过程进行了仿真,并通过地面试验和井下试验对切割器的切割效果进行了验证。结果表明:该切割器能够在压力为95 MPa、温度为160℃的井下进行切割作业,实现对水眼大于等于Φ41 mm的多种规格钻杆的切割,且一次性切断钻杆,切割后切割装置接头无粘连、翻边小。本研究可为工程测井和油气资源的深层勘探开发提供技术支持。

基于卷积神经网络和迁移学习的特高含水油井生产预测

油井的实时生产监测对油田的辅助生产和精细化管理有重要意义。然而,针对仅有小样本生产数据、数据波动大且有缺失的特高含水期油井,传统的机器学习算法无法实现良好的生产预测。提出一种基于卷积神经网络和迁移学习的多任务生产预测方法。该方法不仅可以实现时间和空间上特征的自适应提取,还可以改善模型在小样本数据上的预测性能。结果表明:相比于基准模型,产液量和动液面的平均绝对误差分别降低31.26%和60.81%,决定系数分别提高1.89%和7.59%。基于迁移学习的MTCNN模型提高小样本数据油井的生产预测精度,实现了特高含水油井产液量和动液面的实时预测,对抽油机系统的效率优化、油井边缘设备智能化有参考意义。

渤海C油田预钻井原油乳化对储层伤害实验研究

渤海C油田导管架期间首批12口预钻井在生产过程出现了生产压差高产量低的现象,分析认为原油乳化堵塞是潜在伤害因素。为了明确原油乳化堵塞机理,为产能恢复措施制定提供指导,针对该批低产井开展原油乳化堵塞实验研究。实验结果表明:当含水率为20%时,原油乳状液黏度为最高值10.9 mPa·s,为原油乳化反相点,乳状液类型为油包水(W/O)型;当含水率大于20%时,乳状液黏度降低,类型为水包油(O/W)型;原油高含水时,乳状液类型为O/W型,降低储层渗透率25.21%,对储层伤害相对较小;原油低含水时,乳状液类型为W/O型,降低储层渗透率75.01%,对储层伤害大。随着乳状液质量浓度从1000 mg·L^(-1)增加至4000 mg·L^(-1),岩心渗透率伤害程度最高达到50%。以I01H和I28H井为例,结合实验结果对实际生产动态进行分析,两口井生产初期含水率升高至20%后,生产压差不变,采液指数下降,说明原油发生乳化并堵塞近井地层,与实验结果一致。

特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率

流场调整是注水开发油田特高含水后期挖掘剩余油的有效手段。注水开发油田进入高含水开发期后,油水井间逐步形成优势流场,注入水无效循环,降低油藏开发效果。根据流场调整的工作原理,利用Python语言进行编程,建立由标准行列式井网排列为基础的流场调整模型,并进行网格划分,分别将井网流场流线转变角度27°、45°,采用有限差分方法,对流场调整前后的优势流场范围进行二维数值模拟,得出九点法和五点法调整井网模拟显示驱油效率高,M形井网驱油效率相对较低,转流线调整45°效果较好。上述流场调整模拟效果对井网调整提高高含水油藏原油采收率具有一定参考价值。

ICD筛管环空连续封隔+裂缝充填双重控水实验——以南海东部X油田裂缝型礁灰岩油藏为例

为了探究连续封隔体技术在裂缝型礁灰岩强底水油藏水平井控水中的机理,通过建立双重介质地层与井筒一体化物理模型,进行了不控水、封隔体颗粒+ICD筛管井筒控水、封隔体颗粒+ICD筛管双重(井筒+裂缝)控水对比实验。室内实验结果表明:双重控水实验的井口含水率降幅是井筒控水实验的5倍,且井口含水率对裂缝宽度有明显的敏感性;在对比实验中双重控水实验产液剖面的不均匀系数最小,其次为井筒控水实验,不控水实验的不均匀系数最大;双重控水实验中产油基质的累计压差最大,增油效果最好,其次为井筒控水。现场试验结果表明,2口双重控水井含水率仅为邻近2口未控水井含水率的1/4~1/12,现场试验与室内物模实验结果基本吻合。研究成果可为高效开发裂缝型礁灰岩强底水油藏提供借鉴。

微波法油井含水在线监测技术研究与应用

信息化油田建设已成为大趋势,作为油藏开发关键参数之一的油井含水率,仍有依靠人工取样化验的情况,成为全面建成信息化油田的瓶颈。研究微波法油井含水在线监测技术,设计了一种油井含水监测装置,实时在线监测传输含水率数据,测量范围0~100%,绝对精确度在5%以内,在SD、ZC、NH、CX区块68口井成功应用。该技术清洁、安全、高效,对于油田开发具有重大意义,具有广阔的应用前景。

中心管采油设计方法及应用

在前人提出的中心管完井控锥基础上,针对水平井高含水情况,扩展了中心管完井的思路,提出中心管采油的概念。根据线汇叠加、镜像反映以及质量守恒和动量原理推导得到中心管耦合模型,利用模型计算了实例的流入剖面,对比中心管施工前后流入剖面,通过方案优选给出中心管施工推荐方案。现场施工一个多月后,采油量上升,含水率下降,达到了明显的增油降水效果,同时证明了采用中心管来调节油井高含水期生产指标是可行的。

高含水油藏转注蒸汽三维物理模拟研究

针对吉林扶余油田某水驱区块在注水中后期地层可能存在次生水体和高渗通道的情况,利用三维高压比例模型,进行了水驱后转蒸汽驱物理模拟研究。结果表明,在水驱正韵律油藏的下部存在着因高含水饱和度导致的高水相渗透率通道。在转注蒸汽后,蒸汽首先沿着该通道进入油层。随着累积注汽量增大,蒸汽逐渐向油层中上部波及,最终可以实现油层纵向上的均匀波及。这不仅可以在水驱基础上较大幅度提高采收率,还能有效降低综合含水率。同时,为研究单一薄层油藏采用水平井蒸汽驱的可行性进行的不同井网蒸汽驱实验结果表明,对于薄层蒸汽驱,水平井注汽井的开采效果要优于垂直注汽井,但也存在水平段吸汽不均衡的现象。

底水油藏非均质性对水平井开采特性的影响

国内水平井物理模拟中,有关底水油藏储层非均质性对水平井的出水规律影响的研究较少。利用底水油藏水平井开采物理模型,研究了岩心水平方向非均质性对含水率动态分布及采收率的影响。研究结果表明,水平井跟端位于高渗部位时,水平方向渗透率级差越大,含水上升越快;水平井跟端位于低渗部位时,水平方向渗透率级差越大,含水率上升至100%的时间越缓,底水驱采收率越高;岩心底水驱至含水率100%后注入冻胶堵剂,堵水效果较好,含水率明显降低,可提高采收率。实验结果对研究水平井出水规律、预测水锥位置、堵水工艺选择和评价提供了较好的物理模拟参考。

克拉玛依油田砾岩油藏水淹层定量解释

克拉玛依油田砾岩油藏储集层岩性复杂、非均质性强、注入水矿化度变化大,水淹层定量解释较困难。通过多元回归建立分岩性的饱和度模型以及产水率、水洗指数等解释模型,结合地层电阻率变化特征,能够有效地提高水淹层测井解释的精度,满足实际应用要求。

高含水油井堵水用复合颗粒堵剂

YH98 0 7是针对东濮凹陷各油藏复杂的地层条件 ,为高含水油井堵水研制的水硬性可凝固颗粒堵剂。以浆液 90℃凝结时间和凝结体强度 (以针入度值表示 )为指标 ,确定了 3种组分用量的可调节范围 :2 %～ 8%氧化钙 (5 0～ 10 0目 ) ,8%～ 30 %油井水泥 (D级 ) ,5 %～ 2 5 %增强剂 (2 0 0目 ) ,其他组分的用量为 :3%膨润土 (粒径 5 μm ) ,0 .2 %缓凝剂 ,其余为水。适当配方堵剂浆液随温度的升高 (70～ 12 0℃ ) ,凝结时间逐渐缩短 (5～ 1h) ,针入度逐渐减小 (2 2～ 14 ) ;随浆液 pH值的升高 (4～ 12 ) ,90℃凝结时间和凝结体针入度基本不变 ,特别是在 pH值 6～ 12范围完全不变 ;随浆液NaCl含量增加 (0 %～ 35 % ) ,这两项测定值变化很小 ;在 90℃放置 6个月后针入度值保留率大于90 % ;在不同渗透率 (33～ 136 μm2 )人造岩心上 (直径 2 .5cm ,长约 6cm) ,在 90℃凝结后堵水率大于 90 % ,突破压力不小于 0 .5MPa。在中原胡状、马寨、文留等油田用YH98 0 7实施油井堵水 15井次 ,工艺成功率 10 0 % ,有效率93% ,平均有效期 183天。简介了选井原则。

胜利低渗油田水平井筛管分段控流完井技术

为了延缓水平井筛管完井后期的含水上升速率、延长水平井生产寿命,胜利油田提出并推广应用了水平井筛管分段控流完井技术。水平井筛管分段控流完井的技术原理为:首先,要根据油井的油藏地质特征,利用管外封隔器将水平油层段合理分段,实现各个不同层系间的有效隔离;然后,利用数值模拟方法计算出油井合理的日产液量,根据油藏的物性参数制订产能分配方案、计算各段需要的渗流面积;最后根据计算结果在各段下入不同孔密或缝密的控流筛管,调节各段生产压差,使产层均衡供液,并控制底水均匀地向水平井筒推进。介绍了分段管外封隔器、变密度控流筛管、变密度割缝管等分段控流完井工具,及分段控流完井工艺。从推广应用至今,该完井技术已经在胜利油田及其所属外地区块的30余口水平井中进行了应用。应用结果表明,该技术稳油控水效果明显,油井含水率可比邻井同期下降10%,能实现各不同层系间的有效隔离、延长油井无水或低含水开采期。

高含水复杂断块油田加密井井位智能优选方法及其应用

高含水复杂断块油田地下剩余油高度分散、多层叠置、犬牙交错,对老油田二次开发新钻高效加密井的井位优选提出了苛刻的要求。通过研究复杂断块油藏剩余油分布特点,分析了井位优选的主要影响因素。利用复杂断块油田三维地质模型和油藏数值模拟后的多种三维场数据,以剩余可动油量为目标函数,以油井控制半径、经济极限井距和经济极限剩余可动油量为约束条件,建立了剩余可动油量计算模型,并给出了复杂断块油田单井控制范围和主要参数的计算方法,实现了直井、斜井井位的单因素智能优选。采用模糊综合评判方法综合考虑影响井位优化的多种因素,建立了多因素井位优选方法。通过编制相应的计算机软件,实现了复杂断块油田加密井井位智能优选的精细化和定量化。该方法应用于大港港西油田二区二次开发工程中,优选出的井位符合油藏动、静态认识,钻井实施后取得了良好的开发效果,为高含水复杂断块油田持续效益开发提供了技术支撑。

断块油藏高含水期油井产液结构优化方法

针对以往产液结构优化方法中考虑因素较多,难以定量化确定油井产液量的问题,以区块油井历史生产数据为基础,利用甲型水驱曲线预测不同产液量下的开发效果,并以区块累积产油量最多为目标建立最优化模型,采用罚函数法进行求解,得到不同油井的最优产液量。通过在实际区块油井产液结构调整中的应用,并利用油藏数值模拟技术验证分析,结果表明:该方法正确、有效,能极大改善油田的开发效果。

正韵律厚油层剩余油富集区水平井段优化研究

水平井技术是挖潜特高含水期正韵律厚油层顶部剩余油富集区最为有效的方法。在影响水平井开发效果的多种因素中,水平井段长度是水平井设计的重要参数,直接影响水平井的开发水平。本文以胜坨油田二区沙二段74小层为例,建立相似油田概念模型,利用精细油藏数值模拟,研究不同水平井段长度和无因次水平井段长度下的整个油藏水平井开发效果,研究成果为同类型油藏剩余油富集区的水平井挖潜提供了借鉴。

水平井中心管采油技术先导性试验及效果评价

针对大港油田底水油藏水平井目前含水普遍偏高、没有控水技术手段及油井开发综合效益差的现状,研究开发了中心管采油技术。通过中心管管径、长度及盲筛比的优化设计,有效地调整和改善了水平井井段产液剖面,达到了降水增油的目的。大港油田在2008—2009年共试验实施7口井,平均单井产油量由5.13 t.d-1提高到8.31 t.d-1,累计增油3 304 t,综合含水率由94.37%降至91.02%,下降3.35个百分点。中心管采油技术为底水油藏水平井稳油控水开采,探索出了一条新的技术途径。

双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征

应用精细油藏数值模拟方法、密闭取心方法,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,根据平面、纵向上和层内分布对双河油田高含水高采出程度油藏Ⅳ5-11层系目前剩余油进行三维定量化描述.结果表明:平面上剩余储量主要集中在含水率大于90%的区域内,在局部构造高点、低渗透部位及井网不完善部位剩余油及可动油饱和度较高,非主流线剩余油饱和度高于主流线;纵向上采出程度差异大,主力小层采出程度高,但剩余储量相对较多,非主力小层采出程度不均匀,剩余储量相对较少;层内剩余油集中在厚油层及正韵律油层顶部及低渗透层段,取心井试油结果与研究结果一致.