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.

分层注水井全电控测试技术完善与应用

随着大庆油田进入特高含水开发后期,分注井数、层段数逐年递增,测试工作量大幅增加,测试能力已达瓶颈,测试队伍与测试工作量之间的矛盾日益突出。近年来,攻克了包括电动验封技术、电动投捞技术和电动验封测调一体技术的全电控测试技术,这些技术可实现分层注水井验封、投捞、测调工作全过程电缆直控、地面直读,使测试工作由机械方式向机电一体化转变,大幅度提高了测试效率。但在技术推广应用过程中,出现工具结构设计不合理、材质强度不够等情况导致工艺成功率较低。因此,攻关完善分层注水井全电控测试技术,通过对电动验封仪、电动投捞仪和电动验封测调一体仪的优化完善,进一步提高工艺成功率,累计开展现场试验318口井,节约了测试费用,具有良好的推广应用前景。

组合式控水工艺技术在边底水油藏开发中的实践探索——以曹妃甸油田为例

渤海油田存在较多的边底水油藏,此类油藏在开采中后期极易出现油藏水淹现象而阻碍油气开采。为提高采收率,渤海油田近些年也在不断探索各种控水技术,但控水效果和控水投入往往不尽如人意。以曹妃甸油田实践为例,探索降本增效形势下的有效控水技术,旨在节约成本,保证一定的稳油控水效果。

泡沫驱前调剖提高采收率室内实验

海上油气藏疏松砂岩地层经过长期注水开发后,其高渗透层易形成大型窜流通道,非均质性进一步增强,单独实施泡沫驱会导致泡沫在窜流通道中突进,造成无效驱替,因此有必要在泡沫驱前进行调剖。通过室内实验研究,利用3层非均质岩心模拟高渗透强非均质性油藏,进行单独泡沫驱和调剖后泡沫驱。实验结果表明:一次水驱后先进行调剖再进行泡沫驱的最终采收率比一次水驱后直接进行泡沫驱提高了18.0%,最终采收率达50%以上;增大泡沫注入量,有利于提高采收率,最优泡沫注入量约为0.4倍孔隙体积;对于层间非均质模型来说,选用高强度改性淀粉强凝胶作为调剖剂,会优先选择性封堵高渗透层,迫使后续泡沫进入中、低渗透层,从而有效改善吸液剖面,大幅度提高采收率,相对于一次水驱采出程度可提高36.0%。

改善聚合物驱效果的过程控制技术——以河南油区双河油田北块H_3Ⅳ1—3层系为例

"十一五"以来,河南油区投入开发的聚合物驱单元在注聚前均已进入特高含水期,在驱替过程中如何最大限度地提高对应油井的见效比例、见效厚度及增油倍数,是聚合物驱动态调整的难点。应用油藏工程、数值模拟、矿场试验等方法,研究了聚合物驱动态调整的政策界限,并针对聚合物驱的不同见效阶段、影响油井见效的因素等,探讨了改善聚合物驱效果的过程控制技术,包括合理配液配注、边水控制、注聚质量浓度差异调整、聚合物窜流控制、长期封堵高含水层评价动用以及聚合物驱适度提液技术。将这6项技术应用于双河油田北块H3Ⅳ1—3层系,取得显著效果,实际增油降水效果好于数值模拟预测,在注入孔隙体积倍数为0.56时,采收率提高了2.83%。

高含水后期多层砂岩油田单砂体注采关系完善程度评价

针对多井网、多油层非均质砂岩油田油水井数多、井网间开发层系相互交叉、注采关系复杂的特点,如何及时、客观、准确评价单砂体水驱控制程度是高含水后期精细挖潜的技术保证。在精细地质研究的基础上,通过对影响单砂体注采关系因素分析,利用近年来大庆油田检查井资料及统计学方法,提出单砂体注采关系完善程度评价方法。该方法具有标准统一、客观性强、准确程度高的特点,为多井网、多油层油田单砂体注采关系完善程度及潜力评价提供了有效途径,在大庆油田区块调整、综合治理、措施井层优选中得到较好应用。

化学固砂压裂配方改进

大庆油田进入高含水后期开采,储层长期被高速流冲刷,砂岩骨架结构遭到破坏,不仅亏空,造成套损井逐年增多,而且油层温度普遍降低。解决在低温、中低矿化度含水条件下储层砂的固结,充分发挥其支撑作用,增加储层渗流能力,提高油水井增产增注效果,从根本上防止出砂问题相当重要。目前,国内化学防砂一般采用树脂类,如酚醛树脂、脲醛树脂、环氧树脂和改性呋喃树脂等改性物,在压裂防砂方面起到了一定作用,但需要固化的时间较长,影响作业时效和防砂井产量。为此通过大量室内实验、对比、评价,改进了化学固砂液配方,不仅缩短了固化时间,提高了施工效率,同时尝试扩大了该技术应用范围,现场试验取得了较好的增产增注效果。

城市排水系统提质增效关键技术研究-以马鞍山市为例

长江中下游城市普遍存在排水系统提质增效问题,成为制约城市水环境长效改善的关键瓶颈。结合长江生态环境保护修复马鞍山驻点城市需求,围绕精准控源截污和雨天排放污染控制,以马鞍山市主要城市内河——慈湖河水系水质改善为案例,开展了4项关键技术研究:1)基于河流网格化水量水质监测的排污口溯源方法,结合反问题方法,确定慈湖河干流污染负荷排入的主要区域,实现简便、准确的排污口排查;2)基于水质特征因子构建蒙特卡洛-化学质量平衡模型,识别慈湖河主要排区雨水管道混接污水量和地下水入渗量,利用生物遗传算法(MGA)识别混接和破损的具体点位;3)综合考虑降雨特征、前期晴天数、管道沉积物、混接污水等多因素影响,建立排口水质和水量动态过程线,提出基于多因素影响的“浓度-体积”优化调蓄设计,大幅提高截留污染负荷;4)提出并探究基于管道絮凝的溢流污染高效控制技术的可行性。通过科技支撑和各方的努力,慈湖河水质得到稳定改善,为进一步提升长江中下游城市水环境综合治理成效提供参考和借鉴。

海外河油田交联聚合物溶液深部调驱试验研究

随着海外河油田进入“双高”注水开发期,油田产量也进入递减阶段,常规的周期注水、温和注水和分层注水、水井调剖等工艺措施,无法解决油层深层调整和改善平面矛盾等问题。采用大剂量的深度调剖,虽在一些油田取得一定效果,但只能一次性改善纵向剖面,且有效期缩短、成本高。针对这些情况,在海1块开展了“LPS”深部调驱技术的研究与现场试验,并取得较好的稳油控水效果。

大庆油区聚合物驱矿场合理停注聚时机及实施方法

为避免矿场聚合物溶液低效、无效循环,合理优化油田化学剂用量,提高吨聚产油量、吨聚增油量等指标值,对大庆油区矿场注聚后期各井组间聚合物用量、综合含水率、采聚质量浓度、增油倍数等开采指标变化规律进行了深入分析.考虑经济效益和地质条件的差异性,确定区块综合含水率为92%时应着手编制停注聚方案,单井综合含水率为94%是合理停注聚时机;对于综合含水率为92%-94%的生产井,可应用采收率提高值和聚合物用量导数曲线与经济界限曲线的交点判定停注聚时机;建立了停层不停井、停井不停站、停站不停区的停注聚实施方法,及时实施停注聚,提高聚合物利用率,改善聚合物驱开发效果.

利用模糊ISODATA聚类方法确定注采有效性

高含水油田进入开发后期,注入水多在地层中低效循环,严重影响油田的高效开发。有效解决注入水低效循环的重要措施是调剖堵水,而调剖堵水决策的关键问题就是如何选井。目前的调剖堵水决策理论人为因素干扰较多(如RE决策中的指标权重和指标界限等),如何根据目前的基本认识判断出现低效循环的油水井成为一个关键问题。提出了一套适合于判断低效循环场的指标体系,然后利用ISODATA聚类分析方法,根据油水井不同的动态数据特征,判断每个井组是否出现了低效循环以及低效循环的级别,对已处于无效循环的井,建议进行调剖堵水,对处于低效循环的井,建议进一步观察。该研究为调剖堵水的选井问题提供了理论依据。

大庆长垣油田特高含水后期水驱控水提效试验区开发效果

长垣水驱进入特高含水后期开发阶段,为了探索长垣水驱后期的开发调整对策,在长垣油田开辟了6个控水提效试验区。针对小井距注水开发区注采井距小、层间矛盾突出、油层动用比例小等问题,采用密井网精细储层描述,变流线调整技术,智能分层注水工艺技术挖潜(试验1区);针对断层发育、井网控制程度低、注采关系不完善等问题,采用断层发育区补钻油水井、沿断层倾向钻大斜度井技术挖潜(试验2、3区);针对薄差层动用程度低、注入采出困难等问题,采用薄差层精细描述、精控压裂技术挖潜(试验4、5区);针对厚油层发育区底部无效循环问题,采用层内描述、无效循环识别与治理技术挖潜(试验6区)。通过5 a的攻关与试验,形成了以控水提效为核心的整套挖潜模式。现场试验效果表明,此挖潜模式可以有效地改善区块开发效果,6个试验区增加可采储量179×10^(4)t,试验区提高采收率0.3%~1.33%,自然递减率下降了4.78百分点。

过环空测调控一体化分层配产测试技术改进

过环空测调控一体化分层配产技术环空下入仪器,进行井下分层数据录取及分层产液量调整,在测试过程中,易出现仪器遇卡、配产器调节困难、测量仪器测量不准等问题,影响采出井数据监测和分层配产效果。从环空测试特点、分层配产仪器和配产工具等出发,通过优化仪器结构、减少配产器开启力、提高标定频率等几个方面的改进,降低了配产器调节扭矩,增加了仪器在环空中的通过能力,减少了遇阻风险。经现场测试185井次,成功率从65%提高到94%,日均增油0.3 t。该项技术的改进大幅度提高了测试成功率,为油田高含水后期采出井合理控制及剩余油深度挖潜提供技术保障。

提高水驱采收率是老油田实现稳产的根本

水驱开发是目前最经济有效的提高采收率技术手段,不断提高老区采收率是老油田油田开发永恒的主题,本文调研国内外水驱开发油藏的成功经验,探讨了老区控制递减、提高开发效果的有效途径,为老油田改善开发效果提出具体的实施策略。

低渗透裂缝性油藏浅调剖室内实验评价与数模优化

大庆外围油田开发的扶杨油层属于低渗透岩性构造油藏,天然裂缝发育,由于多年注水开发和实施压裂增产措施,使得地下油水关系非常复杂,影响了调剖稳油控水的效果。为解决多轮次调剖效果逐次变差的难题,首先通过岩心模拟实验,定性分析了调剖剂注入时机、用量、性能以及单轮次不同强度调剖剂段塞组合对调剖效果的影响,评价了不同措施方式在井组控制综合含水率和提高采收率方面的作用;然后在考虑地层基质与裂缝渗透性差异的前提下,依据矿场实际,建立了数值模型,对多次动态浅调剖作业的时机、药剂用量等工艺参数进行了定量优化。室内实验和数值模拟结果表明,首轮次浅调剖时机越早越好;第二轮调剖时机选择在首轮调剖后连通井含水最低点时,最佳用量为0.002PV;第三轮调剖时机为上轮调剖后连通井含水恢复至措施前和含水最低值平均值时,最佳用量为0.003PV。

渤海油田水平裸眼井控水工艺技术研究

控水工艺设计是解决渤海油田由高含水问题导致的低产低效井控水高效开发的关键,但目前对于不同控水工具的适用性缺乏认识。通过对渤海油田常用的ICD、AICD和中心管控水工艺开展水平控水工艺适用性分析,研究了不同类型ICD、AICD和中心管控水工具的控水特性和适用范围;综合考虑水平段渗透率、含水饱和度、避水高度差异等因素,建立了控水分段综合优化方法,并与不同控水工具适用条件相结合,形成了水平裸眼井控水工艺技术。应用效果表明,水平裸眼井控水工艺技术可显著降低产液含水率,控水效果明显,可为控水工艺的优化设计提供参考。

疏松砂岩稠油油藏水驱后期转蒸汽吞吐及其防砂措施研究

方法 利用蒸汽吞吐开采技术及配套防砂措施 ,开发水驱后的疏松砂岩稠油油藏。目的 探索疏松砂岩稠油油藏水驱开发后期进一步提高采收率的途径。结果 在采取相应防砂措施基础上 ,将高温高压蒸汽注入油层后 ,使原油粘度下降 ,原油在地层中的流动性大大增强 ,油井采出液中含水下降 ,油量上升 ,油层动用程度得到改善。结论 蒸汽吞吐开采与相应的防砂措施结合是提高疏松砂岩稠油油藏采收率的有效途径。

水驱油藏特高含水阶段提高采收率可行性研究及技术对策

常规砂岩油田注水开发最终采收率多为35%~50%。基于大量室内实验、应用实例和中外油田案例类比,分析了特高含水开发阶段进一步提高水驱油藏驱油效率的可行性。讨论了水驱油藏在周期注水、关停老井侧钻、多油层逐层上返或沿断层面钻加密井等扩大注水波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水、低矿化度水驱等经济可行的提高驱油效率思路和方法。室内研究和矿场实践结果表明,长期注水开发砂岩油藏润湿性由偏亲油性向偏亲水性转化,残余油饱和度降低,有利于提高驱油效率。依据成熟开发油田大量类比实例,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或弱天然能量油藏通过注水开发最终采收率可达70%。采用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺等技术已证实是经济可行的。特高含水开发阶段老油田已有的大量开发井和配套设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的长期高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高至50%~70%。

特高含水期萨南油田地面系统提质增效的探索与实践

长垣老区油田进入特高含水开发期后,开发对象和方式多样化,采出液含水含聚高、处理困难等特征日益凸显,地面系统面临站库布局不合理、负荷不均衡等问题。针对萨南油田地面工程面临的形势和问题进行系统分析,坚持总体规划、分期实施、动态调整原则,推进应用“三优一简”技术措施,通过合理进行区域布站、多工艺联合布站的统一布局,采用“总体规划、集中布站、分期实施”的建设模式,实现低成本联合运行,从而减少公共设施及工业用地,达到降本增效的目的。近年来萨南油田地面系统在优化简化、提质增效等方面的几个典型做法和取得的效果,可为今后长垣老区同类油田的地面建设提供一定的借鉴和参考。

高含水期油田提高原油采收率的新理论

研究了相对渗透率曲线、分流方程和Buckly-Leverett(贝克利-列维特)方程等在传统水驱提高采收率理论中的作用,从贝克利-列维特方程及物质平衡关系出发,从理论上推导出了水驱油效率及采收率计算公式。结合中国东部高含水/特高含水油田提高水驱采收率的实践,从理论上进一步分析了最终水驱油效率不是一个定值。研究表明:在油田开发过程中,随着水驱时间的延长,油田开发深度的不断加大,储层孔隙结构、孔渗参数和流体参数不仅随着油藏温度和压力变化,而且随着流体的不断采出,流体性质,尤其是粘度发生了较大的变化。通过初步理论分析,提出在油田开发过程中相对渗透率曲线是不连续的,相对渗透曲线上的2个端点值Kro和Krw在水驱油田开发中是变化的,残余油饱和度不是一个定值,且极限为零。由导出公式分析认为,不论采用何种驱替介质来驱扫储层中的原油,均可起到既提高驱油效率又扩大波及体积的双重作用。该理论的提出揭示了高含水油田进一步大幅度提高采收率的机理所在。研究认为,新理论是对传统水驱理论的挑战,还需要在理论上和试验研究中进一步证实。