提高非均质低渗油藏水驱动用程度对策
特低渗油田精细注水技术对策分析
特低渗油田精细注水技术对策分析特低渗油田是指地层渗透率小于0.1mD的油田。
由于地层渗透率小，油井采油难度大，油田开采指标低，常规开采技术难以满足开采需求。
特低渗油田需要采用精细注水技术来提高采油效果。
本文将从工艺技术、注水剂及设备、水源等方面进行特低渗油田精细注水技术对策分析。
一、工艺技术在特低渗油田中，精细注水技术的关键是提高水的渗透能力和覆盖油层面积。
可以采用下列工艺技术来实现：1. 高压水力压裂：通过增加水的入侵压力和流动速度，使之能够进入地层微小孔隙和裂缝，扩展油层面积，提高采集率。
2. 微米级调剖：使用微米级调剖剂，通过与地层矿物质发生化学反应或物理吸附作用，改变地层渗透性分布，增加水的渗透能力。
3. 储层酸化：采用强酸与地层岩石发生反应，溶解或改变岩石结构，增加地层的渗透率，提高注水效果。
二、注水剂及设备在特低渗油田中，选择合适的注水剂和设备至关重要。
以下是一些常用的注水剂和设备：1. 调剖剂：根据地层物性和采油规律，选择合适的调剖剂。
常用的调剖剂有聚合物、界面活性剂、改性剂等。
2. 水源：注水水源很重要，水质和水量对注水效果有直接影响。
选择优质水源，并通过预处理设备除去杂质和硬度，确保注水水质。
3. 注水设备：特低渗油田的注水设备需要具备高压力和调节功能。
采用高压注水设备和流量控制系统，可以实现精细注水的要求。
三、水源特低渗油田的水源选择是特别重要的。
在选择水源时，需要考虑以下几个方面：1. 水质：注水水质对地层和生产设备有一定的要求，应选择水质好、无杂质和硬度低的水源，以减少地层沉淀和设备损坏。
2. 水量：根据特低渗油田的地层特点和开采需求，确定合理的注水量，确保水量充足，满足注水效果。
3. 供水方式：选择合适的供水方式，包括自采自用、引水、水平井注水等。
根据地质条件和经济成本投入，选择最适合的供水方式。
特低渗油田精细注水技术对策分析主要包括工艺技术、注水剂及设备、水源等方面。
注水开发低渗透油藏提高采收率的途径与对策探讨
注水开发低渗透油藏提高采收率的途径与对策探讨作者：安颐斐来源：《智富时代》2019年第03期【摘要】我国低渗透油藏的储量很大，随着以中、高渗透层为主的老油田逐渐进入中高含水期开采，低渗透油藏的重要性将日益更加突出。
针对低渗透油田开发中面临的主要矛盾与技术难点，提出提高采收率的有效途径及对策，对今后进一步提高油藏采收率有的一定的借鉴意义。
【关键词】低渗透；采收率；途径；对策探讨一、低渗透油藏的基本特征与注采效果该低渗透油藏层主要是以砂泥岩互层为主，各个砂层之间呈现稳定泥岩夹层分布的特征，并且油藏层之间孔隙的连通性相对比较差，油储层亲水特征比较明显，有利于使用驱水开发，油藏层在渗流方面具有束缚水饱和度比较高、驱油效率低等特征。
其次，该低渗透油藏层中，开采原油的密度情况在0.8443g/cm3到0.8626g/cm3范围之间，原油密度平均值为0.8495g/cm3，而油藏地下原油的密度值为0.7134g/cm3，油粘度值范围为4.76Pa.s到9.49Pa.s 之间。
另外，低渗透油藏层中原油体积系数为1.3414，原油饱和压力值为13.18MPa。
最后，该油藏层中的地层水不仅具有一定的矿化特征，并且含有一定的氯离子成分，地层温度通常在90度到106度之间，属于常温常压低粘低饱和层的断块低渗透油藏层。
在进行油田资源开采过程中，该油田低渗透储藏层主要采用的是注水开采工艺，根据油井注采情况，注采过程中油层油井的水驱油效率为59.277%。
二、低渗透油藏开发中存在问题（一）平面上：油井注水见效快，见水后含水上升快，产量递减快，控水稳油难度大由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造，油水井间裂缝发育，注水后油井见效快，但见效后油井含水上升比较快，无因次采液、采油指数大幅度下降，产量递减较快，年递减率达到15%以上，且油水井间容易形成窜流，造成注水利用率低，注采调配效果不明显，给控水稳油带来很大的难度。
（二）储量动用程度低，层内、层间动用不均衡由于油层厚度大，含油砂体个数多，投产时仅射开部分小层，而后期补孔压裂挖潜易压窜，措施效果差，导致部分储量得不到有效动用，如：某区块有42、43、44、45含油小层，投产初期多数井仅射开43、44层，42层未动，但后期补孔压裂挖潜效果差，因此导致42层100万吨储量到目前仍旧得不到有效动用。
低渗透纵向非均质油层水驱波及规律实验研究
驱油实验结果表 明 ， 由于储层存在非均质性 ， 多层 油 藏各 层 动用 程 度 差 异 较 大 。笔 者 在前 人 研 究
的基础 上 ， 通 过 单 岩 心 和 岩 心 组 合 模 型 水 驱 油 实
表 １ 岩心组合模型水驱油实验岩心基础数据
春 号 水测渗透璋 ｌ ， ｌ ｏ － ， ￣ ｍ ２渗透率级差 平均渗透萼 １ ０ ＂ ｍ
当 ：Ｌ时 ， 则
１
ｍ… ¨ 同时 也 可 以根 据 单 岩 心 的油 水 相 对 渗 透 率 曲线 估
算不同渗透率级差 、 变异系数等组合模型的各层吸 口 … 水量 比例 。 值 厂［ ． ＝ ＝ ＝ ＝ ＝ ＝ ＝ ＝ Ｌ
Ｄ －
驱油效率可表示为
Ｅ 。 ＝
亩
（ ４ ）
式 中： ， Ｊ 为岩 心长 度 ， ｉ ｎ 。
口 …
收稿 日期 ： ２ ０ １ ３ — ０ ５ — １ ３ 。
以第 ２ 组岩心（ 表１ ） 为例 ， 根据 ２ 个岩心 的油水
作者 简介 ： 沈瑞 ， 男， 博士 ， 从事油气藏开发 与数值模 拟研 究。联系电话 ： （ ０ １ ０ ） ６ ９ ２ １ ３ ３ １ ４ ， Ｅ — ｍ ａ ｉ ｌ ： ｓ ｈ ｅ ｎ ｒ ｕ ｉ ５ ２ ３ ＠１ ２ ６ ． Ｃ ｏ ｎ ｒ 。 基金项 Ｒ： 同家科技重大 专项“ 低渗 、 特低渗油 藏开发技术界限研究” （ ２ ０ ０ ８ Ｚ Ｘ Ｏ ５ ０ ｔ ３ — ０ ０ ３ ） 。
实验方 法包括 ： 选择不 同渗透率 的岩心 ， 先分 别对每个岩 心进行水驱 油和相对渗透率实验 ， 实验
后进行洗油处 理 ， 测量孑 Ｌ 隙度 和渗透率等参数 ， 并 组合起来进行 水驱油实验 。岩心组合模 型水 驱油
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术。
但随着低渗透油藏开发程度不断加深，开发矛盾日益突出，如何不断改善开发效果、进一步提高水驱采收率将成为低渗透油藏产量稳定的关键。
本文针对低渗透油藏采用注水开采技术中存在的各种问题，总结归纳了一系列低渗透油藏水驱提高采收率的相关技术，对提高低渗油藏开发水平具有一定的借鉴意义。
标签：低渗油藏；水驱开发；采收率中国低渗透油藏经过长期的不懈探索和实践，在开发理论和开发技术方面都取得了很大的成就。
但随着低渗透油藏开发阶段的不断深入、开发对象和储层改造的日益复杂，将面临一系列新的问题。
水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术，提高水驱采收率是改善低渗油田开发效果，有效动用低渗储量，对油田持续稳产、效益发展具有重要现实意义。
1 井网优化及加密调整技术2000年以后投入开发的特低渗透油藏，结合整体开发压裂，优化并采用了非常规的菱形和矩形井网。
这种井网的优点是井排距灵活可变，适应不同开发物性、不同裂缝发育程度的低渗透油藏。
并且在一定程度上抑制方向性水淹速度，提高侧向井见效程度及平均水驱均匀化程度。
缺点便是与基质物性匹配难度大，调整余地小，对于天然裂缝多向发育的油藏风险较大。
动态缝的延伸、沟通是低渗透油藏方向性见效、水窜的主要原因，天然裂缝方向和人工裂缝方向及相互影响决定了水窜、水淹方向。
裂缝侧向基质的有效驱替范围，主要取决于基质物性，是确定合理排距或注采井距的主要依据。
类块状油藏井网对河道砂体的控制和多层油藏井网对非主力层的控制是提高水驱动用的关键。
单砂体注采井网的合理性和完善程度是提高水驱波及的主要因素。
注采井网与砂体分布形态的合理配置，尽量避免沿河道方向注采，造成基质水驱沿主河道高渗条带突破。
井网与缝网的合理匹配是改善低渗透油藏开发效果的关键，针对不同类型油藏、不同井型、不同改造方式，优化并确定合理注采井网系统。
2 层系优化重组技术层间及层内非均质造成动用程度、水驱状况差异较大，层系优化重组技术，可以提高采油速度、水驱波及体积和采收率。
低渗透油藏中高含水率阶段调整对策
低渗透油藏中高含水率阶段调整对策摘要：低渗透油藏进入中高含水率、高含水率阶段后，含水率上升快、采油速度低是影响油田稳定生产的主要问题。
低渗透油藏挖潜潜力大，通过油藏精细描述、精细注水、井网调整等方法挖潜剩余油已成为这类油藏增产稳产的重要措施。
本文主要分析低渗透油藏中高含水率阶段调整对策。
关键词：低渗透油藏；油藏精细描述；开发效果评价；开发调整；数值模拟引言注采井网的完善程度与油水井注采对应关系是影响油井产量的主控因素，采用规则面积注水井网、注采井网更完善、油水井注采对应关系更好的区域，油井产量更高、产量递减更慢；供液不足、单向受效和暴性水淹是油井关停的主要原因。
1、超低渗透油藏特征超低渗透油藏具有以下几个明显特征：第一，超低渗透储层的颗粒细小，主要岩性为细砂岩，细砂组分比特低渗透储层高约13%，粉砂粒度却只有特低渗透层的31%。
第二，超低渗透储层胶结物的含量高，特低渗透储层胶结物含量为超低渗透储层胶结物的84%，且超低渗透储层的主要成分以酸敏矿物为主，水敏矿物的含量较小，适合注水开发。
第三，超低渗透储层面孔率较低，仅为特低渗透储层的57%，但特低渗透储层的中值压力却只有超低渗透压的28%。
第四，超低渗透储层渗透率极低，通常情况下，超低渗透油藏的渗透率不超过0.5mD；第五，超低渗透油藏会出现非达西渗流的现象，导致压敏性能较强，并且伴随渗透率的下降，整体油藏的压力梯度与敏感系数也会随之上升；第六，超低渗透油藏的埋藏适中，且流动性较强，因此对于超低渗透油藏的开采深度能达到1300~2500米。
2、产量主控因素分析油区面积大，井位分散，各区域在储层物性、开发井网等方面存在差异。
现阶段大部分油井产油低于1.5t/d，产油低于0.5t/d的油井占比与产油高于2t/d 的油井占比基本持平，说明井间产油能力差异大。
以油井平均累计产油2500t、平均采油强度0.1t/（d·m）为界限，将油区划分为高产量区和低产量区两类区域。
卫城低渗油藏改善水驱开发效果研究
卫城低渗油藏改善水驱开发效果研究作者：崔海军来源：《科技视界》 2014年第18期崔海军（中原油田分公司采油三厂，山东莘县 252429）【摘要】卫城低渗油藏1982年先后投入滚动勘探开发，一直保持较高水平，但近年来,由于事故井增多，注水调控效果变差，含水上升加快，递减加大，开发效果变差。
本文通过对水驱开发效果变差的原因进行系统剖析，提出改善开发效果的思路和对策，应用成熟配套工艺技术，建立了高效井网系统，提高了分层动用，实现了油田高效开发。
【关键词】低渗油藏；水驱；改善；卫城１油藏概况卫城低渗油藏主要含油层位沙三上～沙四段,石油地质储量2809 ×104t，标定采收率36.08％。
油藏埋藏深，构造复杂；含油小层多，非均质较严重；部分区块存在气顶，具有上气、中油、下水的特点。
渗透率8-50×10-33μm2，为常温常压低渗复杂断块油藏。
2 水驱效果变差原因剖析2.1 井网适应性变差2.1.1 井况恶化，局部井网遭到破坏由于盐膏层蠕动、早期注水井套管设计强度低、高压注水井放压措施不当等因素导致井况损坏严重，局部注采井网，统计卫城低渗油藏527口油水井，累计发现事故油水井301口，油水井事故率57.7%。
事故井损坏速度大于事故井修复速度，其中2009年以来新发现事故井共93口，当年新发现事故井数有明显上升趋势。
2.1.2 构造复杂，井网有待完善以特低渗油藏卫360块沙三下及沙三中边部为主，由于构造复杂，断块小，储层变化大，井间连通率低，注采完善难度大，受控、受效方向单一，局部注采井网不合理。
目前卫城低渗油藏由于构造复杂有14个井区井网不完善，其中5个井区有注无采，9个井区有采无注。
2.2 注水系统矛盾突出2.2.1 注水压力上升由于无回水系统，井口无精细过滤装置，入层水质未达到A2标准。
卫城低渗油藏注水压力逐年上升，2005年以来注水压力由20.3 MPa上升到目前的22.6 MPa，上升2.3MPa，吸水指数不断下降。
改善低渗透油藏水驱开发效果的技术方法探讨
２ 低 渗 储 层 渗 流 特 点
低 渗储 层 由 于储 层 渗 透 率 低 、 孑 Ｌ 喉半 径 细 小 ，孔 隙 结构 复 杂 ， 渗 流 阻 力 大 。 固液 表 面 分 子 作 用 力
喉道处堆集 、 堵塞 ， 使 储 层 渗 透 率
降低
３ ． ４ 过度压 裂 影响 过 度 压 裂 或 超 破 裂 压 力 注 水
剪 切 能力 ． 而 且 牢 固 的吸 附层 很 难
白云 岩等 岩性 组成 储 层平 均 孑 Ｌ 隙
去 除 在岩 石 孑 Ｌ 隙 中． 吸 附 的水 在
过快 ． 使 胶 结 物 和粘 土 微粒 发 生 运
度为 １ ４ ． ６ ％． 平 均渗 透率 为２ ． ９ ８ ｏ ｒ Ｄ， 储 层 排 驱 压 力 、饱 和 中值 压 力 低 ．
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ３ — ０ ８ — １ ６
改善 低 渗透 油藏 水 驱 开发 效果 的技 术方 法 。
关 键词 ： 低 渗透 油 田 ； 水驱 开发 ； 主要 因素 ； 技 术方 法
中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ３ ４ ８ 献标 识码 ： Ａ ｄ ｏ ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ￣． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ６ ６ ５ — ２ ２ ７ ２ ． ２ ０ １ ３ ． １ ０ ． ０ ８ ３
碳 酸 盐 岩 混 积沉 积 ． 由深 色 的泥 岩 类、 灰 岩类夹少 量砂岩 、 粉 砂 岩 及
渗 流性
２ ． ２ 渗流 阻力大
力上升 ． 油 层 吸 水 能力 下 降 ． 水 驱
效果变 差 ３ ． ２ 储 层敏 感性影 响 在 水 驱 开发 中 ． 由 于注 入 速 度
固体 表 面 吸 附 具 有 很 高 的 抗
水驱开发油藏提液稳产办法应用
水驱开发油藏提液稳产办法应用在油田开采过程中，为了提高采油效率，常常采用水驱开发油藏的方式。
但是，采用水驱开发油藏后，液体的浸润程度得到了提高，而油井的生产能力却往往出现了下降的现象，这对油田的稳定开发产生了一定的影响。
因此，针对这种情况，需要采取一些措施，以提高油井的生产能力，从而实现油田的稳定产能。
一、提高水质在水驱开发油藏时，所使用的注水必须具备一定的质量要求，以满足开采油藏的需要。
高质量的注水不仅能促使油藏的产油能力提高，还可以减少油井垃圾的产生，提高生产效率。
常用的优质注水方式包括深层地下水注入、海水淡化后再注入、岩心剪切水回灌、反渗透水注入等。
二、采用措施控制水驱在注水压力、注水井的数量和注水速度等方面，采取合理的控制措施也能提高油井的生产能力。
在控制注水压力时，需要根据油井的特点和油层的特性确定适宜的注水压力范围。
同时，合理控制注水井的数量，防止油井过度注水和不充分注水的问题。
为了提高注水效果，还可以采用间歇注水、逐级注水、掺杂特殊液体等方法。
三、加强油井防砂措施水驱开发油藏存在砂堵或砂粒侵蚀的情况，这会导致油井生产能力下降，甚至脱喷。
因此，需要采取加强防砂措施的方法，保证油井的正常生产。
一种有效的防砂措施是采用抗堵砂套管技术，这种套管内面采用的特殊涂层可以有效阻止砂粒的堵塞。
此外，还可以采取盘管防砂、石英砂分散和注浆封孔等方法，以抵御砂粒的侵蚀和堵塞。
四、进行成熟储层开发成熟的储层往往具有较好的透水性和含油性，可以提供更好的收益。
因此，进行成熟储层开发是提高油井生产能力的重要途径之一。
在成熟储层开发过程中，需要采用合适的注水技术和注水方案，以把握储层中油水总量的分配情况，同时还需要注意油井的管理和维护工作，维持油井的稳定生产状态。
总之，针对水驱开发油藏降低油井生产能力问题，需要采取一些有效的方法进行治理。
包括提高注水水质、采用措施控制注水、加强油井防砂措施和进行成熟储层开发。
这些措施的运用可以提高油田的开采效率和产出效益，保证油田的稳定生产。
常规低渗透油藏注水开发技术对策
常规低渗透油藏注水开发技术对策摘要：近年来，我国社会迅速发展，科技的发展促进了各个行业的进步。
低渗油藏是采油厂高效勘探开发的主要阵地，部分区块经过多年的高强度开发，采油速度、采出程度、采收率，处于中高含水、低速、低采出程度阶段。
注采能力的提升成为了影响低渗透油藏开发效果的关键，由于低渗透油藏固定成本占比高，增量成本和运行成本低，为此要结合现有注采工艺的基础上把经济效益和实用性放在第一位，坚持“地面服从地下，地面地下相结合的方针，按照注采配套、简化工艺、节省投资”的原则，实现低渗透油藏的注采能力提升与优化。
关键词：低渗透油藏；注水开发技术；对策引言在注水开发过程中，对于粘土含量较高的低渗透油藏，水敏伤害对开发过程的影响更为突出，极易导致注水困难，严重的还会制约区块的开发进度和规模。
因此低渗透油藏注水过程中的储层保护尤为重要。
1低渗透油藏欠注机理分析低渗透油藏欠注导致油井压力降低，产量递减快，同时长期高压注水易导致套变。
这是导致低渗透油藏堵塞的主要体现。
针对低渗透油藏欠注的问题，通过对采油厂典型低渗透欠注区块进行剖析，分析影响低渗欠注的主要因素，主要体现在以下方面：（1）由于水质中悬浮物、含油、腐蚀物等外部因素造成欠注。
（2）由于储层孔喉大小以及黏土矿物含量高造成欠注，低渗粘土矿物含量一般在9%以上，个别区块达到15%，欠注严重。
（3）注水过程中主要是由于结垢、含油造成近井地带堵塞，现场也表明，比如部分区块主要是由于结垢造成的堵塞，现场通过酸化就可以解除堵塞、避免欠注。
（4）随着注水的进行，远井地带会存在由于乳化、贾敏效应等因素导致堵塞，导致注水压力进一步上升。
低渗透欠注是一个系统多种因素综合影响的结果，其根本原因是注入水与储层性质内外因相互作用导致的堵塞。
因此从源头水质控制是保持注入能力的关键，并能大幅度降低后期解堵的投入，提高总体经济效益。
2水质提升策略2.1源头水质控制一是改造首站过滤器，一级过滤为体外搓洗核桃壳过滤，二级过滤为多介质过滤。
提高低渗透油藏采收率途径与对策探讨
矿产资源开发利用方案编写内容要求及审查大纲
矿产资源开发利用方案编写内容要求及《矿产资源开发利用方案》审查大纲一、概述
㈠矿区位置、隶属关系和企业性质。
如为改扩建矿山, 应说明矿山现状、
特点及存在的主要问题。
㈡编制依据
(1简述项目前期工作进展情况及与有关方面对项目的意向性协议情况。
(2 列出开发利用方案编制所依据的主要基础性资料的名称。
如经储量管理部门认定的矿区地质勘探报告、选矿试验报告、加工利用试验报告、工程地质初评资料、矿区水文资料和供水资料等。
对改、扩建矿山应有生产实际资料, 如矿山总平面现状图、矿床开拓系统图、采场现状图和主要采选设备清单等。
二、矿产品需求现状和预测
㈠该矿产在国内需求情况和市场供应情况
1、矿产品现状及加工利用趋向。
2、国内近、远期的需求量及主要销向预测。
㈡产品价格分析
1、国内矿产品价格现状。
2、矿产品价格稳定性及变化趋势。
三、矿产资源概况
㈠矿区总体概况
1、矿区总体规划情况。
2、矿区矿产资源概况。
3、该设计与矿区总体开发的关系。
㈡该设计项目的资源概况
1、矿床地质及构造特征。
2、矿床开采技术条件及水文地质条件。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
提高非均质低渗油藏水驱动用程度对策蔡素英1,刘新民2,刘林克1,宁海春1,王冬焕1,张梅芳1Ξ(1.中原油田分公司采油六厂;2.河南油田分公司采油一厂)
摘 要:对于注水开发的非均质复杂断块油田,剩余油的研究和挖潜是提高水驱动用程度的前提。本文通过对桥口油田水驱动用状况和剩余油分析,在储层分类基础上,根据剩余油分布规律及分布类型,采取了不同的挖潜措施,取得了明显的效果,为同类非均质复杂断块油藏提高水驱动用程度的研究及开发提供了经验。关键词:非均质;复杂断块;储层;水驱;剩余油
1 油藏地质特征桥口油田属于多油层非均质低渗透复杂断块油藏,主要含油层系为沙二下、沙三上亚段,油层埋深2470-3200米。其中沙二下亚段储层为浅水三角洲沉积,透镜体发育,储层多为薄差层,单砂体厚度一般在2-3米,砂体纵、横向变化大,层间、平面非均质性强,平均孔隙度20.6%,平均渗透率47.09×10-3Λm2,属中低孔隙度、中低渗透率非均质油藏;沙三上亚段储层较为稳定,属浅湖相沉积粉沙岩,分布较为稳定,透镜体比较发育,非均质性较强,平均砂层厚度只有2米,平均孔隙度16.3%,平均渗透率12.9×10-3Λm2,属低孔隙度、低渗透率非均质复杂断块油藏。2 储层分类及剩余油研究2.1 储层分类评价在沉积相和非均质性研究基础上,结合油藏地质特征和开发特点,对储层进行综合评价。为了反映储层特点,我们选取了渗透率、孔隙度、石油地质储量、渗透率变异系数、泥质含量五项参数作为评价的基本参数。每一项参数都有一个权值,然后逐一进行权衡,计算综合权衡系数,然后根据油藏特点和开发实际确定储层分类标准:综合权衡系数大于0.6的为I类储层,0.4～0.6的为II类储层,小于0.4的为III类储层。根据此分类标准,对桥29块36个小层进行了一个综合评价。其中I类储层有10个,地质储量占总储量的35.9%,II类储层有16个,地质储量占总储量的44.2%,III类储层有10个,地质储量占总储量的19.9%。II、III类储层的储量占了总储量的64.1%。
桥29块储层综合评价表储层分类权衡分数小层数(个)储量(万吨)占总储量(%)>0.61016135.9
0.4-0.61619844.2
<0.4108919.9
合计36448100.0
2.2 水驱动用状况分析桥口油田主力区块分类油层潜力统计可以看出:II、III类油层孔隙度一般为10%-18%,渗透率一般为1%-50%,属低渗透油层,这部分油层地质储量615万吨,占总储量的52.93%,水驱控制程度65.9%,水驱动用程度47.5%,采出程度23%。其中动用程度较低(包括未水驱控制、控制未动用和弱水淹)的储量360.2537万吨,占II、III类油层总储量的58.58%,这部分储量是压裂的基础,可通过压裂改造,提高水驱储量动用程度;新区基本未水驱动用,
油田总体水驱动用程度仅有37.07%。桥口油田水驱储量动用状况表
区块层位小层储量104t可采储量104t标定采收率%
累计控制累计动用储量104t程度%储量104t
程度%桥7块S3上6117.000727.8760.398.8547.4877.84
桥18块S2下1642513.5884.889.4559.06
桥29块S2下+S3上447.899218240.63326.220672.83275.113661.42
桥46块S1332.99979.0926.39679.9917.59953.33
桥50块S1-S2下313.00089.689.83331.725.925419.11
桥58块S3上408206.4916.23
桥66块S3上+S3中33464.996419.4618.6995.601.41230.42
桥口油田合计962.899228229.28461.518647.93356.980337.07
011内蒙古石油化工 2006年第4期
Ξ收稿日期:2005-05-062.3 剩余油研究桥口油田目前动用石油地质储量963×104t,标定采收率29.28%,可采储量282×104t,目前累计采油145.71×104t,地质采出程度15.55%,剩余可采储量136.29×104t,从表(1)中可以看出,剩余油主要分布在桥29块和桥66块,各占总剩余可采储量的43.39和43.14%,其余周边小块由于标定采收率比较低,剩余可采储量只有19×104t,仅占总剩余可采储量的13.5%。桥口油田各单元采出状况一览表(1)单元层位地质储量万吨标定采收率%可采储量万吨累计产油万吨剩余可采储量万元占剩余可采储量%采出程度%桥29块S12615.3840.83003.172.333.19S2下32742.64145109.292735.707326.2033.42S3上9534.743312.738620.261414.8713.41小计44840.63182122.861359.138743.3927.42周边块桥66块S3上+S3中33419.46656.201958.798143.141.86桥46块S1339.0931.84221.15780.855.58桥50块S1+S2下319.6832.20290.79710.587.11桥58块S3上4020.0081.28196.71814.933.20桥7块S3上6127.87177.93459.06556.6513.01桥18块S2下1625.0043.38530.61470.4521.16小计51519.4210022.848777.151356.614.44合计96329.28282145.71136.29100.0015.133 提高非均质低渗油藏水驱动用程度的方法3.1 利用调整、侧钻、压裂等方法,提高水驱动用程度桥口油田目前已进入中高含水期开采阶段,油层水淹状况越来越复杂,层间、平面矛盾加剧,I类油层已大部分高含水,II、III类油层动用程度较低。在油藏精细描述和剩余油研究的基础上,通过部署调整井、侧钻井,结合油井补孔、堵水、压裂等配套技术,实现油层由I类层向II、III类转移,从而提高低渗透油藏的水驱动用程度,减缓老井的自然递减,是油田稳油控水的有效途径。根据沉积微相和剩余油分布规律研究情况,在桥口油田断块高部位和薄差层剩余油富足区,部署调整井、侧钻井,效果明显。2004年完钻投产的10口调整井,完善6个注采井组,增加水驱控制储量10万吨,增加水驱动用储量3.81万吨。在局部调整完善及井网恢复的基础上,2004年实施采油井压裂14井次,堵水3井次,其它12井次,
年累增油9057吨,进一步提高II、III类层的水驱动用程度。典型实例分析:
桥21-16是在该井实施堵水、对应注水井(桥18-18、桥18-26)分注、增注的基础上,对S2下1(1)-4(3)共10
层15.5米II、III类薄差层实施水力压裂,措施前日产液6.6吨,日产油1.3吨,措施初期日产液21.2
吨,日产油8.5吨,日增油7.2吨,目前日产油5.3
吨,单井累计增油910吨。
桥21-16井压裂效果曲线3.2 加强注水结构调整,实现有效注水为了保持合理压力系统,有针对性地调整注水结构,抓好有效注水工作,我们积极将油藏地质研究和储层研究结果与注采关系调整结合起来,主要实施以下几项注水井措施:(1)采取高压等增注措施,增加有效注水量增注措施采取两种方法:一是利用单体泵增注,实施超低渗透储集岩微破裂压力注水工艺,提高注水有效率,单体泵实行高压增注7井次,年增有效注水3.1577万立方米。二是采用酸化除垢等措施,减轻地层污染,实行降压增注2井次,增加有效注水0.3016万立方米,有效改善了吸水剖面,提高了吸水能力。(2)采取高压分注措施,提高低渗层吸水能力
,
降低无效注水通过对原有分注井换封和重新对3口井实行分注,来提高注水井低渗层的吸水能力,见到明显效果。对注水井29-31实施分注后,监测结果表明:低渗层吸水能力明显增强,对应油井21-7含水下降产量上升,日降液42吨,日增油6.4吨,含水下降23%;另外通过封窜、换封等措施的实施有效降低了区块无效注水,防止了注入水在油水井之间高渗层
111 2006年第4期
蔡素英等 提高非均质低渗油藏水驱动用程度对策蜡油离心泵泵轴及叶轮失效分析周龙山,车建军,王加雄,宋清军Ξ(中原油田石油化工总厂,河南濮阳 457165)
摘 要:对蜡油离心泵泵轴及叶轮失效的原因进行分析,在采取相应措施后收到预期效果。关键词:离心泵;泵轴;叶轮
我单位制蜡车间的蜡油离心泵为悬臂离心泵,其泵轴的设计要求材质为35CrMo,调质处理,硬度为HB=269～302。叶轮材质为G25钢,静平衡允差为8g。泵轴端有一M24×1.5的螺纹,用于固定叶轮。泵扬程150m,体积流量200m3h,转速2950rmin,蜡油密度0.919kgm3。从1995年12月开始,该泵发生多起断轴事故,断裂部位都在轴端螺纹退刀槽处,断轴时间间隔越来越小,最短只有一个月左右。同时叶轮表面多处出现蜂窝状穿孔,影响了装置的正常运转。1 分析计算1.1 泵轴1.1.1 断口宏观分析对失效泵轴断口部位进行宏观观察,发现宏观断口表面可明显分为3个区:疲劳裂源区、疲劳裂纹扩展区和最后断裂区。仔细观察轴的边缘可看到有几个一次疲劳裂纹台阶,说明该断口的疲劳裂纹源有多处,这些疲劳裂纹源反映了轴端退刀槽处应力集中比较严重。疲劳裂纹扩展区占断口总面积的大部分区域,最后断裂区域很小,说明此轴肩处所受的拉应力较小。由于此处过渡圆角半径R非常小,会产生较大的应力集中。循环载荷作用在应力集中最大的螺纹退刀槽部位,使泵轴发生疲劳断裂。循环载荷系叶轮失重引起的动不平衡产生的轴向冲击力。叶轮长期未更换,引起的动不平衡愈加严重,泵轴断裂时间愈来愈短。1.1.2 金相分析在断口附近取样分析,发现该轴金相组织主要为回火屈氏体,组织中仍可以看到有许多板条状马氏体形态,见图1。说明轴在进行调质处理时,高温回火温度或时间不到位,没有获得回火索氏体组织,造成轴的缺口敏感性提高,加快了疲劳裂纹的萌生和扩展。1.1.3 硬度试验
的无效循环,共降低无效注水3.3850万立方米。(3)通过大修、扶躺、转注等措施,增加注水井
点,完善注采井网2004年进行水井大修1口,转注3口,恢复注水1口,有5口油井明显见到注水效果,提高对应油井生产能力。4 水驱开发效果4.1 油田整体实现了控水稳油2004年综合含水与2003年相比,下降了2.18%,阶段含水上升率为-2.58%。2004年年产油8.0468万吨,与产量运行指标8.045万吨相比,实现了产量稳中有升。4.2 水驱状况得到改善与2003年底相比,水驱控制储量由422.83万吨增加到511.37万吨,增加了88.54万吨,水驱控制程度提高了9.19%;水驱动用储量由327.28万吨增加到379.96万吨,增加了52.68万吨,水驱动用程度提高了5.47%。