Technology and Practice of Stabiliing Oil Production and Controlling Water Cut in Kalamkas Oilfield in Central Asia

In this paper, by in-depth geological research of Kalamkas Oilfield in Central Asia, the geological body has been re-ascertained; combined with fine study of reservoir engineering, based on the understanding of the distribution of remaining oil horizontal wells have been given full play to stabilizing oil production and controlling water cut, reducing the producing pressure drop, improving well productivity and other advantages, and the development and deployment has been optimized; horizontal wells have been applied to solve problems such as old well casing damages, shutting down wells, low-productivity and low- efficiency wells, and high water cut wells to improve the utilization rate of old wells; through separate layer system improved injection production pattern, adjustment wells have been optimized and deployed, and part measures wells have been preferably selected to tap the residual oil improve the degree of reserves control realize the stabilization of oil production and control of water cut in an old oilfield, and further improve the development effects.

高含水致密凝析气藏稳产技术应用——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例

四川盆地安岳气田上三叠统须家河组二段气藏为低孔、低渗、有水、中含凝析油、弹性气驱、高压岩性圈闭的砂岩气藏,气藏底水能量充足。针对气井生产过程中受地层水水侵和反凝析污染影响造成稳产难度较大的情况,结合储层及气井产液特征,开展有水凝析气井稳产技术应用实践,分析并总结应用实践经验和成果,选取了应用效果较好的注气吞吐、电潜泵排水、车载压缩机气举、柱塞气举排液和自动化开关井5种稳产技术。结果表明:①针对储层反凝析液伤害,形成单井注气吞吐技术应用选井原则;②针对气藏水体赋存特征和水侵模式特征,调整气藏排水采气对策思路,采用电潜泵排水技术和车载压缩机气举技术;③针对地层压力低、举升能量不足,优化油、气、水三相流动条件下的柱塞气举排液技术;④针对低压间歇生产井采用自动化开关井技术,增加生产效率,降低人工成本。对5种主要稳产技术的应用情况进行了分析评价,认为一系列稳产技术的应用有助于安岳气田须二段气藏稳定生产,为类似高含水致密凝析气藏的稳产提供了借鉴和参考。

窄条带状背斜油藏边部注水开发产能影响因素

JY油田Y油藏为典型窄条带状背斜油藏,其储集层注入水极易沿河道中心方向突进,导致油井快速水淹,产量递减快;由于对水体大小、构造幅度、储集层物性等产能影响因素认识不清,此类油藏开发难度较大。针对上述问题,建立了窄条带状背斜油藏精细数值模型,通过对比论证提出了“边部注水+逐步转注”开发,并在此基础上开展了水体大小、构造幅度、储集层物性等参数对产能的影响研究。结果表明:“边部注水+逐步转注”开发不仅可以增大边水能量,使得井网双向受效,还可以有效延缓构造高部位油井的见水时间,大幅度降低油井含水率。另一方面,在考虑油藏构造特征的前提下,量化了不同影响因素下的产能特征,明确了水体大小、构造幅度、垂向渗透率与水平渗透率之比等参数的合理界限,论证了不同储集层物性下油藏面积的适应性。可为同类型油藏改善注水开发效果提供借鉴。

露天矿地下水控制技术及对边坡稳定性的影响

我国富水露天矿多且涌水量大,若矿山地下水或边坡处治不当,将面临着“水患难止、边坡难固、有矿难采”的窘境。为解决露天矿遇到的水患和边坡失稳的问题,基于我国露天矿先后发展的垂直疏水孔、水平疏水孔、坑下大口径疏水孔和井群疏水等抽排方式,坑底泄水巷、基坑降水和辐射井疏干等疏放方式以及钻孔注浆帷幕、地下混凝土连续墙帷幕、钻孔咬合桩帷幕、防渗膜帷幕等截水帷幕和地层回灌水帷幕等多种地下水控制技术;开展了不同露天矿地下水控制技术对地下水位、端帮边坡岩土体力学性质变化、坡体应力变化和边坡稳定性系数影响的研究,分析了截水帷幕作用下地下水位抬升与边坡稳定性变化规律。研究结果表明:通过抽排方式、疏放方式将露天矿山地下水疏干或疏降可有效降低地下水位,减少边坡岩土体含水率,提高边坡岩土体黏聚力和内摩擦角,减小坡体的静水压力和水平推力,整体提高边坡稳定性系数,但大量疏排地下水又造成水资源的浪费和污染;截水帷幕能够解决疏排降水造成的地下水位下降幅度太大、疏排水量巨大、水资源浪费和污染的问题;在截水帷幕作用下,露天矿截水帷幕外侧水位不断抬升,引起截水帷幕外侧边坡岩土体含水率增加、黏聚力和内摩擦角减小、坡体的静水压力和水平推力增大,而截水帷幕内侧边坡岩土体含水率减小、黏聚力和内摩擦角增大、坡体的静水压力和水平推力减小,从而引起露天矿边坡稳定性系数略有降低;通过截水帷幕可以控制露天矿边坡地下水位,进而保持边坡岩土体力学参数在合理范围,维持边坡稳定性系数在安全区间,实现露天矿地下水资源保护与边坡安全的平衡。

中东碳酸盐岩油藏动态稳油控水方法实践

目标区块属于典型的碳酸盐岩油藏,天然水体能量较强,在开发过程中油井见水后含水上升较快,特高含水阶段油井增多,影响油田开发效果。为有效控制油井含水率快速上升,稳定产油量,通过优化油井生产制度,控制油井生产压差,抑制了底水水锥的高度。基于底水油藏临界产量公式,计算单井水锥高度,控水后水锥高度降低,含水率下降。运用动态稳油控水方法,在受底水影响的特高含水井上取得明显控水增油效果,并在同类型高含水单井中得到推广应用。

海上高含水油田示踪监测控水技术及应用

针对海上高含水油田在完井之后无法实现精准找水、控水的难题,将微量元素示踪监测技术与机械控水技术结合,形成示踪监测控水技术,并进行了现场应用。结果表明,该技术可在满足稳油控水需求的基础上,实现对海上高含水油田生产井不动管柱产液剖面在线监测;通过在井口取样分析示踪剂的浓度,无需改变生产制度,即可定量计算出各个层段的油水动态变化及产液贡献;可精准识别见水时间及主力见水位置,有利于优化油田生产制度,实现精准找水,提高稳油控水技术的针对性。研究及应用结果为此类高含水油田的治理提供了借鉴。

四川盆地普光高含硫气田长周期高产稳产关键技术

普光气田是我国探明储量最大的高含硫气田,储层以礁滩相为主,具有非均质性强、边水能量强、高含硫等特点,面临礁滩储层地震预测精度低、气藏边水推进快、产能快速递减、硫沉积逐步析出、气井产能和气藏储量动用效果差等一系列技术难点和挑战。为此,针对普光气田开发面临的难点和挑战,全面、系统总结了自“十三五”以来,为实现气田长周期高产稳产而开展的技术攻关与矿场实践。研究结果表明:①建立了台内滩储层预测岩石物理量版,提出了有效动用对策,研发了“自转向清洁酸+降阻滑溜水+缝内暂堵”造复杂缝酸压工艺,实现了超深礁滩相低品位台内滩储层有效动用;②建立了礁滩相储层气水前缘运动方程,研发了新型抗硫三元复合泡排剂、高抗硫超高膨胀率比桥塞,设计了过油管注塞堵水工艺,实现了高含硫气井全生命周期控水稳气;③揭示了高含硫天然气单质硫析出机理,建立了高含硫气藏硫沉积分布模型,研发了快速分散型溶硫剂,配套射流冲洗工艺,形成了井筒硫沉积治理技术。结论认为,普光气田目前边水突进导致剩余气分布复杂、硫沉积逐渐从井筒扩展到地层、井口压力接近外输压力,下一步需要开展剩余气精细描述与挖潜、精准堵水、储层硫沉积治理、集输系统增压开采等技术攻关,以期进一步改善气田开发效果进而提高采收率。

元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁底水气藏持续稳产关键技术

四川盆地元坝气田长兴组气藏为高含硫生物礁底水气藏,具有礁体多期叠置发育、储层非均质性强、气水关系复杂的特征,开发初期部分气井底水锥进迅速,产量、压力下降快,预测天然气稳产期短,且存在部分小礁体储量动用不充分等问题。为实现气井见水时间预测与防控、剩余气精准高效挖潜、压降控制和硫堵防治,梳理了气田开发过程中形成的复杂生物礁底水气藏控水稳气、剩余气高效动用及保压稳产等系列气藏持续高产稳产关键技术,并提出了气藏持续稳产的攻关技术方向。研究结果表明:①控水稳气技术可实现产水井采侵平衡和水气比总体稳定,可有效提高气藏开发效果;②剩余气高效动用技术可对剩余气进行精细描述和潜力评价,实现了调整井的高产高效,夯实气藏稳产基础;③保压稳产配套技术可有效控制气藏压降速率,保障了气田长期稳定生产;④综合应用上述多项技术,元坝气田高产稳产年限由方案设计的6年延长至9.7年,气藏采收率提高了12.8%,持续稳产效果显著。结论认为,该技术能够有效解决储层高含硫、强非均质性、气水关系复杂、底水锥进迅速、剩余气区礁体分布“小、散、薄、深”、压降速率过快和井筒硫沉积等方面的难题,对实现同类气田长期高效开发具有借鉴意义。

基于数据驱动的油藏流场重构方法

多层碎屑岩油藏稳油控水一直是油田开发的热点问题,油田进入中—高含水期后产油量下降明显,平面剩余油分布零散,层间开发矛盾突出,迫切需要合适的优化调控方法使其持续稳产。根据贝叶斯后验概率方法与油藏流线模拟器,应用随机极大似然函数求解历史拟合问题并构建数据空间集,利用有限记忆的拟牛顿梯度方法来反演数据空间集与推测未来,综合Pollock流线追踪方法表征油藏流场的瞬时流动速度,提出了一种基于数据空间反演的油藏流场重构方法。此方法无需复杂重复的运算就可实现油藏注采参数的实时优化,突破了传统优化方法无法精细描述流场演变的局限性,弥补了数据空间反演在流场优化方面应用的空白。以渤海B油藏为例,利用基于数据空间反演的油藏流场重构方法,揭示了油藏注采结构优化的运行机理,直观展示了油藏流场优化的实现过程。现场调控结果显示,油藏综合含水率较为稳定,调控井组单元零散状剩余油被有效动用,水驱波及面积扩大24.85%,油藏流体疏导效果显著。这些油藏数字化探索与实践,将为同类中—高含水期油田开发与数据驱动油藏流场调控的应用提供借鉴。

无机凝胶技术在低渗高盐储层应用可行性研究

针对低渗高盐油田,通过室内实验开展了无机凝胶配方体系优化、性能评价及稳油控水效果可行性研究。实验结果表明,与储层特征匹配性最优的无机凝胶配方体系为1%~3%(w)硅酸钠+20%~30%(w)沉淀控制剂;生成沉淀粒径为20μm左右,沉降速度可控,优化沉降时间大于5 d;该无机凝胶在目标储层岩心渗透率条件下具有良好的注入性能及封堵性能,封堵率超过90%,符合现场施工要求。依据增油降水效果,采用无机凝胶深部调驱技术可对渗透率级差为2~8的层内非均质储层进行有效调控,优选室内最佳注入段塞尺寸为0.3 PV,采收率增幅最高可达15.42百分点。

渤海油田钻完井增产技术进展与实践

渤海主力油田已进入生产中后期阶段,钻完井作业面临高含水、低产低效、剩余油动用困难、出砂加剧等问题,为了解决以上难题和挑战,渤海油田从稳油控水、低成本开发以及高效防砂3个方向入手,形成了以稳油控水、复杂结构井、防砂完井三大钻完井增产技术为代表的渤海油田钻完井增产技术体系,创新形成可充填AICD控水防砂一体化技术、多底井钻完井技术、水平分支井技术、过筛管压裂技术等为代表的创新技术,解决了常规AICD无法进行压裂充填作业、多分支井分支井眼防砂困难、增产防砂难以兼顾等行业难题,多项技术指标处于行业领先水平。创新成果在渤海油田200余口井中进行了应用,取得较好的增产效果,为渤海油田实现稳产、增产目标奠定了坚实的技术基础。

计算机双PID控制技术在福建三钢水分控制上的应用

烧结过程中的水分稳定对生产有着关键作用,作为一个大滞后系统,三钢本部200 m^(2)烧结机混合料配水系统通过应用激光水分检测仪和流量测量的应用,采用计算机双PID控制技术,实现了由传统人工配水向自动配水的转变,经过最终调试和验证达到预期效果,自动控制在生产应用上起到了自动调节水分,稳定水分的作用。

边底水超稠油油藏改性石墨烯封堵技术的研究与应用

以0.5%石墨烯体系为研究对象,通过优选悬浮剂,形成改性石墨烯颗粒封堵汽窜技术。通过物模实验评价了改性石墨烯的封堵性,分析了封堵机理。实验结果表明:石墨烯颗粒堵剂随温度升高膨胀率增加,300℃膨胀率达10~25倍;悬浮液使用质量分数0.15%时,改性石墨烯封堵体系析水率小于5%,不同渗透率下封堵率大于97%。现场应用井注汽压力1.5~2.4 MPa,蒸汽吞吐有效期延长30~50 d,累积增油1066 t。

基于压力波动的周期注水效果评价方法及应用

目标区块属于典型的碳酸盐岩油藏,在注水开发过程中尝试运用周期注水技术改善生产井含水率上升快、注入水利用率低等问题。为评价周期注水实施效果,并对周期注水进行优化,基于周期注水原理,建立了平面上周期注水压力波动方程,形成了压力波动的评价方法,并运用这项压力波动评价方法对周期注水实施效果进行评价。运用该方法诊断周期注水井组在实施过程中效果“时好时差”的现象,进一步形成了实践性强的周期注水实时监控与优化调整技术。在目标区块现场运用,取得了较好的稳油控水效果,周期注水技术在区块实现了推广应用。并且该方法还适用于其他多种类型油藏,具有较强的推广应用价值。

深部调驱在海上老油田控水稳油中的应用

渤海Q油田主力油田采出程度已达40.6%,综合含水率96%,已处于“双特高”开发阶段,呈现出单井产能低、采油速度低、经济效益差的开发特征。针对油田经过长期注水开发,井间优势渗流通道发育,注水利用率低等问题,开展深部调驱技术研究,采用非连续性调控剂对低效水循环区域进行调整,实现微观液流转向,提高微观波及体积和波及效率,从而实现控水增油的目的。矿场试验结果表明,深部调驱能够有效封堵优势渗流通道,P16井组3口受效井累计增油5108 m3,含水率下降2%~4%,为海上“双特高”油田控水稳油及进一步提高采收率提供了借鉴。

夹层对不同韵律底水油藏开发效果的影响机理——以苏丹H油田为例

以苏丹块状底水油藏H油田为原型,运用数值模拟方法建立了正韵律、反韵律、复合正韵律和复合反韵律底水油藏的数值模型,研究了不同夹层半径、厚度及分布条件下各种韵律油藏的开发效果,并提出了相应的开发技术对策。结果表明,对不同韵律底水油藏,含夹层油藏的开发效果均得到不同程度的改善,控水效果随着夹层半径的增大而变好;夹层厚度对开发效果影响不大,低含水期正韵律底水油藏和中高含水期反韵律底水油藏控水效果相对较好;夹层分布在距离油水界面较近或存在多夹层情况下开发效果好;剩余油主要分布在夹层之间和夹层下部。不同韵律底水油藏的开发策略主要为充分利用隔夹层优化射孔,结合垂向与水平渗透率之比控制采油速度和适时实施人工夹层等减缓底水锥进速度。H油田开发实践表明,充分利用隔夹层优化射孔并部署加密水平井能取得较好的开发效果。

喇嘛甸油田注采无效循环治理的做法及效果

喇嘛甸油田进入特高含水期以后,油田注水、产液能耗量高,给控制油气生产成本带来了极大难度。因而,从油田实际动态开发资料入手,结合近两年的取心井资料结果,总结了特高含水后期,在控制无效注采循环和强化措施挖潜提高储量动用程度方面的做法,在实际工作中表明,对控制油田产量递减改善油田开发效果,控制油田开发成本具有明显的作用。

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。

南堡陆地油田水平井二氧化碳吞吐主控因素

针对南堡陆地油田水平井高含水的情况,对稠油和稀油油藏通过分析大量矿场实践数据以及室内油藏数值模拟和物理模拟,开展了水平井CO2吞吐控水增油主控因素研究,明确了影响水平井CO2吞吐控水增油效果的因素有油层厚度、隔层、构造位置、水平段位置、投产含水率、吞吐前含水率、非均质程度、地层倾角、韵律、吞吐时机等,并明确了其影响规律。该研究为同类型油藏水平井控水增油措施的实施提供了依据,对进一步提高水平井开发效果具有重要意义。

喇萨杏油田高含水期提高采收率的主要技术对策

喇萨杏油田进入高含水后期开采阶段后 ,针对多层非均质油层的特点和开发矛盾 ,立足于地质研究和矿场试验 ,形成与发展了多次加密调整、稳油控水、控水挖潜和聚合物驱油等重大技术。在对这些技术及应用效果进行总结与概括的同时 ,提出了喇萨杏油田今后进一步提高采收率的攻关方向。