海南3块稳油控水技术对策研究
稳油控水技术在大庆油田中的应用
稳油控水技术在大庆油田中的应用 摘要：大庆油田目前已经进入高含水后期开发阶段。在油田综合含水率高、采出程度高和剩余可采储量采油速度高的情况下，油田开发稳产难度明显加大。针对这种状况，大庆油田在开发的实践中开创了“稳油控水”的采油模式。“稳油控水”是高含水后期控制油气生产成本，提高油田开发效益的必由之路。实现“稳油控水”的关键是深化油藏认识，明确调整挖潜方向，精细搞好油田开发调整。通过开展精细的地质研究，综合各种动态监测资料，提高了对油藏地质和开采特点的认识，有效地进行了油田精细开发调整，控制了产量递减的速度。 关键字：高含水；稳油控水；结构调整；水驱 0 前言 大庆油田进入高含水后期开采以后，随着含水升高、采出液体的液油比将迅速增大，要保持稳产就必须采取科学有效的调整措施，控制好含水上升速度，控制好液油比的增长，这就是提出“稳油控水”开发调整方案的基本思路。 1 大庆油田现在的状况 大庆油田多油层，油藏严重非均质性，不同油层的储量动用状况差异大；油田分区、分层系、分井开采不平衡；仅靠单一老井提液措施难以实现油田稳产；油田多次井网调整后单砂层的注采关系复杂化，形成新的剩余油分布；认识深化所挖潜的过渡带潜力，都是油田继续稳产的有利条件。因此，为了提高油层储量动用程度，改善油田水驱开发效果，实现油田高含水后期稳油控水目标，必须全面进行油田开发结构调整，通过注采结构的调整，协调油层的注采关系。 2 搞好油田注水结构调整，提高注入水利用率 注够水，注好水是改善油层水驱开发效果，控制油气生产成本上升的一项重要基础工作。由于油层非均质性的存在，油层水淹的不均匀性也始终存在。大庆油田稳油控水的实践表明，搞好油田注水，根据不同油层的水淹状况合理配置注水量，对稳油控水具有十分重要的作用。 2.1 笼统注水井改分层注水 油田开发初期，对注水井均采用笼统注水的方法。但为了解决主力油层与中、低渗透油层之间的矛盾，发展了主要以砂岩组或油层组来划分分层注水层段的分层注水技术。进入高含水期，为了适应油井提高液量的需要，部分注水井又由分层注水改为笼统注水。油田进入高含水后期以后，层间矛盾在新的压力系统条件下重新出现，因此，部分笼统注水井又重新开始进行分层注水。这一阶段的分层注水更加细化。对于特高含水层实行控制注水或平面调整；对于潜力层实行加强注水，以提高油井液量来实现油井产量的稳定。
高含水后期油田“稳油控水”技术初探
高含水后期油田“稳油控水”技术初探 目前，我国东部油气田的开发普遍进入了高含水、特高含水开发阶段，稳油控水作为一项关键技术，主要通过细分层系开发和聚驱等三次采油技术得以实现。本文结合油田生产实际情况，对两项技术进行了分析和阐述。 标签：稳油控水；分层开采；聚合物驱油 1 分层注采技术 “注好水、注够水”是搞好油气动态开发的关键环节。搞好注水与搞好分层注水，协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。在高含水后期要全面控制含水上升速度，必须把分层注水、油井分层堵水，分层采油综合分析，协调研究注、堵、采的相互关系，使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。 1.1 特高含水油层测试技术 堵水首先需要解决的问题就是高含水层的准确判断。这几年，通过测试、模拟和综合分析水平的提升，对于高含水层位有了更充分的认识。 对于日产液在100方以下的机采井，采用常规泵与环空测试井口配套直接进行测试找水，对于日产量在100-250方左右的机采井应用长冲程抽油机与与大泵相结合的方式解决环空测试空间问题，基本上能够满足日常对机采井的环空测试需要。 1.2 机械堵水工艺技术 通过高含水层位测试，明确了高含水层位，利用分层系、桥塞隔离等方式对多层开采过程中已经高含水层位进行处理。在实践中，针对常规机械堵水无法调整层位的问题，研制了可调节堵水孔径的装置，保证随时可以对出水层位采液量的控制调整，使得机械堵水具有了更为灵活的特性，机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。对井下更层位通过开关随意调节的方法，大大增强了机采的灵活性，降低了成本，实现了一次下入找水、堵水全部解决，同时降低了作业次数，降低了劳动强度。 1.3 化学剂堵水技术 化学法堵水，说到底就是利用已经得知的高含水层位情况，通过对地层的配伍性认识后，利用化学封堵剂等材料，对高含水层位进行必要的堵水施工作业，这当中分为完全堵死封堵剂还有就是堵水疏油堵剂。完全堵死封堵剂就是利用堵剂对高含水层位进行完全性的封堵，后期不采取其他措施的话，这个层位将不再产生任何的地层液。而堵水疏油堵剂并不是完全封堵地层，而是利用了油水的不
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析 随着时间的发展，我国有一部分油田已经开始出现特高含水期下引发的一系列采储失衡、设备老化等问题，影响着石油开采的质量与产量。这些问题也迫使我们在极力的解决。本次就油田在高含水期稳油控水技术方面进行研究。尤其是针对现有的传统大型油田技术方面的探讨，使其在维持水期油田质量和产量方面做出改善，降低能源的损耗，节约成本。 标签：含水期；控水；采油工程；技术研究 1 采油工程必不可少 油田的开发一般由采油工程、地面工程还有油藏工程几个部分组成。其中采油工程是最重要的一环，也是最终油田采到油的终极目标。因此，采油工程在油田的开发利用中至关重要的。采油工程技术着眼于油田开采的整体，目的是为了增加地质的储量和采油的储量。她将保护、开发、改造油层进行三位一体的统筹发展。采油工程主要有三个方面的发展要求：第一，是对老油田区进行注水，通过增注的办法使得油田的分层达到更精细，油田产量得到发展。第二，完善油田的工艺并提高和适时调整采油措施，将开发技术与采油能力有机的结合起来三次采油与三次控油相结合，在采油的过程中治理，使得产量持续增长。第三，针对的是开发难度大的油田而采取的技术方面的攻克。根据油田的储存地质环境，选择与之相适应的开发技术，采用大规模的压裂、水平井等先进的主流技术进行攻克。这个技术的发展将有助于控制成本，降低能耗，实现油田的可持续性开采。 2 高含水期中油田开发存在的问题 2.1 油田各层的品质差别较大，开采难度增加 油田是地底下天然存在的碳化氢在地表以下呈现的是液体，然而另一方面在地表以下以气体来呈现的是天然气。由于地质环境的不同各个油田层之间的差别也较大，这就给开采造成一定的压力。开采的难度大，导致单位时间内开采率增加，同时也影响对油田开采的战略储备。 2.2 水油比上升，控水难度增大 当水油比的比例发生不协调关系或者油井中含水层过大，没办法实施一些策略进行堵剂，使得吸水的剖面增大，则会导致油的质量下滑，影响油的产能。当面临油水比重失调的情况下，应采取合理的注采关系及机械等方式进行弥补，防止一系列问题的发生。 2.3 设备老化和产能下降导致其能耗上升，产油成本增加 能耗的增加带来一些资源的浪费，迫使采油成本上升。我国的众多油田都存
葡北三断块高含水期稳油控水技术研究
石油地质与工程 2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期 文章编号:1673-8217(2011)02-0052-04 葡北三断块高含水期稳油控水技术研究 张福玲 (中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712) 摘要:葡北三断块油田位于大庆长垣沉积体南部,由于砂体窄小、分布零散、层间、层内、平面非均质性严重,稳油控水难度很大。在储层精细描述和剩余油研究的基础上,组合实施油水井双向调剖、长胶筒细分调整以及注水井酸化等多项措施,使得开发指标得以好转,改善了油田开发效果。该套技术对水下窄小砂体油田高含水后期的开发具有一定借鉴意义。 关键词:葡北三断块;剩余油;稳产;降低含水率;措施 中图分类号:TE313.3文献标识码:A 葡北三断块位于大庆长垣大型河流-三角洲沉积体系南部,开发储层是白恶系姚家组一段葡I组油层,以水下窄小砂体沉积为主,砂体窄而薄,呈条带状分布,油层埋藏深度为800~1000m,砂体宽度一般在50~200m,其含油面积55.3km2,地质储量4113104t,原始地层压力11.26MPa,饱和压力6.28MPa[1-2]。葡北三断块年产油量占葡萄花油田年产油的五分之一左右,其开发历程可代表葡萄花油田,因此研究其稳油控水对葡萄花油田的开发具有指导意义。 1油田开发历程及现状 葡北三断块于1979年投人开发,基础井网采用600m600m反九点面积注水井网。1983年以前主要以自喷方式开采,到1984年地层压力下降开始全面转抽。1987至1994年实施井网一次加密调整,调整后为反九点法和四点法相结合的注采井网,井网加密到300m300m。1997至1998年进行井网非均匀二次加密调整,局部井网加密到210m 井距。综合治理前葡北三断块共有油井342口,正常开井321口,注水井182口,正常开井166口。累计生产原油1328.21104t,累计产水2014.92 104m3,累计注水4703.96104m3,累积注采比1. 31,年注采比1.40,采油速度0.9%,采出程度32. 29%,综合含水86.42%。 油田开发中存在的主要问题 产量递减速度及含水上升速度快 葡北三断块以窄薄砂体沉积为主,油层物性差异大,层内、层间、平面矛盾突出,油层水淹不均匀。随着储采不平衡的状况日益加剧,老井措施潜力、补产能力不足,使得油田递减速度加快。平面调整难度大,纵向上由于低含水或不含水的薄差层吸水差造成层间接替能力差,导致产量递减及含水上升速度较快,控制难度大。 2.2水驱控制程度低 受砂体沉积条件及注采井网完善程度影响,葡北三断块水驱控制程度仅为77.6%,其中单向连通所占比例为30.1%,二向连通比例为28.9%,三向连通比例为18.5%,单向连通比例高,尤其是以内前缘水下分流河道沉积为主的葡I1-5砂岩组,单向连通比例高达36.0%,制约了剩余油的动用程度。 2.3局部注采关系不够完善 葡北三断块目前共有油水井数为524口,其中正常生产井数为486口,油水井数比为1.93,虽然经历了两次加密调整,但受沉积环境及注采井网局限性的影响,造成局部井区整个条带上仍然存在有注无采(如图1)、有采无注(如图2)或由于条带状砂体的一边靠近砂体变差部位,只有一个来水方向,造成油层动用不好或根本未动用等注采关系不完善的情况,影响了区块的整体开发水平。 2.4欠注井较多 葡北三断块有40口欠注井、57个欠注层段,日配注1205m3,日实注仅为316m3,日欠注水量889 收稿日期;改回日期 作者简介张福玲,助理工程师,年生,6年毕业于大庆石油学院石油工程专业,现从事油田地质开发研究工作。 2 2.1:2010-10-04:2010-12-07 :1974200
采油工艺方面存在的主要问题
采油工艺方面存在的主要问题 (1) 人工举升方式单一 稠油油田电潜泵人工举升效率低，利用螺杆泵举升技术取得了一定效果，但目前该项技术还不成熟和配套 (2) 层间、层内及平面上矛盾突出 (3) 开采模式单一，主要采取水驱方式开采 (4) 稠油油田水驱采收率低 由于储层非均质性强，油水粘度比大，水驱效率低，波及体积小 (5) 改善注水技术不配套 1) 注水井欠注，注采不平衡,主要是由于注入水部分水质不达标和水源紧张 2) 由于完井方式限制，给小层细分、分层配水带来极大困难 3) 大段分层配水可以实现，但由于井况复杂，井下工具投捞较困难 (6) 注水井深度调剖、液流转向技术不配套 调剖技术已成功应用，获得较好效果，但是仍然存在问题，即有效性和持续性有待加强。特别是由于井距大，层厚，高孔高渗，深部绕流等问题影响，造成有效期偏短，因此还应该进一步优化设计理论和方法及效果评价方法。 (7) 高含水油(田)井稳油控水技术 对于高含水油(田)井，目前主要采用分层解堵、分层调剖和分层配注相结合的稳油控水技术，这些技术还需要不断进行完善，作为稳油控水的重要技术—“油井堵水”技术正在不断研究深化之中。 (8) 作业过程中的储层伤害较为严重，储层伤害对产能影响较大 主要表现为大修井产能低，常规检泵井检泵后油井恢复周期长，产能下降快。主要原因可能为漏失量大，引起的粘土膨胀、微粒运移、低温流体引起的冷伤害和固相堵塞等。 (9) 增产改造技术 主要以酸化为主，增产效果明显，但主要针对高孔高渗的常规井，针对大斜度井、水平井和深层低渗透改造技术仍然不配套。陆地油田广泛应用的酸压和加砂压裂技术在海上油田尚无应用先例。 (10) 砂、蜡、垢和腐蚀对油气水井的正常生产带来很大影响 (11) 稠油降粘技术 井筒降粘和地层降粘技术进行了少量的试验，但尚无合适的降粘剂和配套工艺。 (12) 管柱对分采带来一定限制，生产管柱需要简化和优化 (13) 地面设备和平台流程的局限性，制约部分采油工艺的现场实施（如聚驱、调剖等作业）