高含水期油气田

高含水期油气田（精选7篇）

高含水期油气田 第1篇

1不稳定注水技术研究

不稳定注水技术是一种将周期注水和液流方向随时变化的技术结合而创新产生的新工艺。即按照注水井组轮流改变其注入方式,在油层中建立不稳定的压力降,促使原来未被水波及到的储层、层带和区段投入开发,从而提高非均质储层的波及系数和扫油效率,即提高原油采收率。

传统的井下石油开采是向井下注入加压水流,通过水的压力,将井下的石油压出井外,但随着石油开采作业时间的延长,油井下的水含量越来越高,且呈现井下油层分布不均的状况,由于水流在使用传统工艺时无法真正到达地下原油高渗透层位置,开采出的原油水含量越来越高,导致注水压油的原油采收率越来越低,因此,必须改变传统石油开采模式,加大高渗透层的采油率。而我国目前针对提高高含水油井采取的最主要措施就是采用不稳定注水技术,不稳定注水是一种通过不间断地、不停改变注水量及注水方向的方法,使注入的水流能够均匀地流向地下储油层的各个区域的技术。地下油层的渗透率不同,在采用传统加压注水工艺时,地下高渗透油层由于吸水性能良好,吸水量极大,压力上升快,而低渗油层吸水量低,压力上升不明显。采用不稳定注水,在高低渗透层注水量相同时停止注水,可使高渗透层的水快速向低渗透层流动,加强各渗透层中毛管的吸渗作用,加强高低渗透层之间原油的流动性,利用毛管的吸渗作用将水更好地流入地渗透层,使低渗透层的原油流向高渗透层。另外,低渗透率的油层,由于毛管半径小,而导致其毛管的压力较大;而高渗透层的情况则与之相反,在采取不稳定注水时,可降低甚至取消毛管力的压差,从而增强毛管力的驱油能力,由于高渗透层的毛管压力小,对水流阻力小,水流就会随着高渗透层的毛管流向低渗透层,使水的压力将低渗透层的原油排出流至高渗透层,再由水压一起于高渗透层的原油一起排出井外。

使用不稳定注水技术向井内注水的初期,注入的水流由于不规则压力的影响,使水流能够均匀地流入地下油层的低渗透层和高渗透层的低渗透区域,从而使传统工艺施工时无法使之流动的低渗透区域的原油,能够随着水流而流动;另一方面,随着水流的不断加大,会使得高渗透层中大口径毛管中的水流流入小口径毛管,使低渗透层获得更大的弹性动能,弹性动能会随着注水量的加大而增强,在足够大的动能的作用下,可使低渗透层的原油流动,便于原油的采收。对于藏在地下油层边缘的小型区域,采用传统工艺很难控制其储量流动,因此在采用不稳定注水时,应对处于边缘区域的油层施加最大注水压力,当注水结束后,由于此区域的压力会向其他区域转移而使水流流动,从而带动该区域的原油流出。

2优选管柱排水采气技术研究

优选管柱采气技术适用于天然气采收的中后期,此阶段然气井内水含量较高,气井内压力低,此时采取传统的大口径井管开采作业,井内气体流动速度明显降低,无法与井内液流速度一致,从而导致井内积液过多,形成高含水天然气井,使天然气开采的效率下降。这是由于天然气气水比重不稳定,无法做到连续将井内液体带出井外。对此,面对此种状态必须及时调整开采工艺,将原先的大口径管柱改为小口径管柱钻探作业,即采用优选管柱采气作业法。

其工作原理是,通过缩小管柱口径来降低其截面积,减少管径内气流滑脱损失,以提高管柱内气体的流动速度,确保管柱的气流速度与井内液流速度相一致,再利用采气井内自有的能量使管柱能够将流入管井的液流全部带出。此种工艺方法仅需改变管井口径,无需再使用额外的设备,生产成本较低,且整改时间较短,对天然气生产不造成较大影响。将管柱口径改小可以以通过提高天然气流速的方式来提高井内液流的流动效率,使井内积液快速排出的同时将天然气带出井外,不降低其生产效率。选择井管时应根据实际情况精确计算出井管口径,避免由于选择的管径较小而导致管井内摩擦阻力过大,从而限制了井底流压,影响管井出气产量。选择管井时应充分考虑气井连续排液所需最低流速时的所承受的气体密度、液体密度及界面的张力。

3结论

石油及天然气做为现代社会发展的重要能源,有着不可忽视的重要作用,而随着采用传统注水加压法对石油及天然气开采的时间的推移,高含水油气田在我国已是普遍存在现象,研究针对高含水期的油气田的施工工艺,有利于提高油气采收效率,降低生产成本,为国家的工业发展和居民生活水平的提高做出贡献。

参考文献

[1]梁毅,石海霞,魏韦,赵春,樊松.安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究[J].石油地质与工程,2014,28(6).

油田高含水期采油方式研究 第2篇

1 油田高含水期的特点

在处于开采过程中的区块进入高含水期之后, 由于开采的越来越深入, 所有地下的环境变的越来越复杂, 地下水和油之间的关系也是越来越复杂, 具有非常严重的分均质性, 对于挖掘潜力和提高油田的采收率来说具有非常严重的影响。从目前的实际情况来看, 我国除了西部地区的油田之外, 其他的各大油田都进入了高含水期, 经过多次采油之后, 能够采出的原油已经非常有限, 各种矛盾非常的明显, 即储采比低、采收率低, 采油速度高、采出程度高、综合含水率高五个方面仍有很大的矛盾, 现在看来还有很多的储量位于地下, 这对于提高石油供应、满足需求来说具有非常大的潜力可挖。从客观上上讲, 把全球全部的油田的原油的采收率提高一个百分点的话, 那么全球就能够增加全球需求的两三年的消费量, 所以通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。

在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上, 除采取强化采油措施外, 国际高含水油田开发技术主要有:井网优化技术 (包括细分层系、加密调整井、井网重组) 、注水调整技术 (包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等) 、特殊钻井技术 (包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等) 、油层深部调剖技术等。改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点, 国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。

近几年来, 随着国内的科研工作者的不断努力, 在全面掌握国内油水分布的情况下, 已经建立完善了一套调整注采结构、细分注水、注采系统和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。从实际上看, 国内的新疆油田、华北油田、大庆油田等几大油田采取的“稳油控水”整套技术在国际上也是出于领先的水平。

2 高含水期采油技术

2.1 不稳定注水技术

从客观上讲不稳定注水实际的含义就是经过不停的改变采出量、注水方向及变化注水量, 从而使高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差, 充分发挥毛细管吸渗作用, 提高注入水波及系数, 驱替出低渗透区的剩余油, 从而提高采收率。不稳定注水的实施方法多样。这个技术最早是在美国以及俄罗斯的工业上开始的使用, 这两个国家在全球来说是处于领先地位的。从我国的实际情况来看, 这个技术在国内的研究和应用已经有了小规模的研究, 但是同发达国家相比, 还是存在一定的差距的, 还需要不断的完善、进步, 进而发挥更大的作用。

2.2 水平井技术

水平井钻井成本只是直井的1.5~2.0倍, 而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4~8倍。除可明显的增加原油的产量之外, 还可以明显的增加原油的采收率。比如在国内的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验, 结果表明, 水平井加上压裂改造, 可以取得比直井更好的开发效果。

2.3 加密调整井技术

直至目前, 钻加密井、调整注采结构仍然是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。其发展趋势是基于油藏精细描述, 实现加密井的优化布置加密调整井网的对象, 一是断块面积小, 井距过大, 连通状况差的油藏;二是开发对象转移到Ⅱ、Ⅲ类油层, 物性差、需要缩小井距的油藏;三是原井网井距偏大, 不利于储量动用的油藏。

总之, 在世界范围上看, 在提高高含水油田采收率方面, 国外有很多先进的技术, 另外还有许多的先进的采油方式值得学习很借鉴, 主要包括侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。因此, 在采油方式的利用上一定要结合油田的实际情况, 采用最为合理的方式, 这样才会进一步的提高采油效率, 提高效益, 以利益油田的稳产, 有利于社会的发展。

摘要：从目前我国油田的实际情况来看, 随着各大油田开采期的增长, 普遍进入高含水期, 已经明显的影响了采油效率, 提高了生产成本, 影响了经济效益。本文从我国各大油田的实际出发, 首先阐述了高含水期油田的特点, 进而分析了目前的高含水期采油方式, 同时对国外先进的采油方式进行了研究, 这样对于我国油田高含水期采油方式的选择提供了一定的借鉴, 具有实际的意义。

关键词：油田高含水期开采方式

参考文献

[1]陈永生, 油田非均质对策论, 石油工业出版社, 1993[1]陈永生, 油田非均质对策论, 石油工业出版社, 1993

[2]段昌旭, 冯永泉等编著.胜坨沙二段多层断块砂岩油藏, 石油工业出版社, 1997, 2[2]段昌旭, 冯永泉等编著.胜坨沙二段多层断块砂岩油藏, 石油工业出版社, 1997, 2

[3]中国石油天然气总公司科技发展局, 科技开发局编, 改善高含水期油田注水开发效果实例, 石油工业出版社, 1993, 10[3]中国石油天然气总公司科技发展局, 科技开发局编, 改善高含水期油田注水开发效果实例, 石油工业出版社, 1993, 10

[4]冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术 (下) , 石油工业出版社, 1999, 7[4]冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术 (下) , 石油工业出版社, 1999, 7

[5]方凌云, 万新德, 等编著.砂岩油藏注水开发动态分析, 石油工业出版社, 1998, 7[5]方凌云, 万新德, 等编著.砂岩油藏注水开发动态分析, 石油工业出版社, 1998, 7

[6]张煜, 张进平, 王国壮.不稳定注水技术研究及应用, 江汉石油学院学报, 2001, 23 (1) [6]张煜, 张进平, 王国壮.不稳定注水技术研究及应用, 江汉石油学院学报, 2001, 23 (1)

[7]杨少春, 周建林.胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征, 石油大学学报 (自然科学版) , 2001, 25 (1) [7]杨少春, 周建林.胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征, 石油大学学报 (自然科学版) , 2001, 25 (1)

胜利油田高含水期污水处理技术 第3篇

1 常规污水处理技术

常规污水的处理难度较小, 技术较多, 是胜利油田应用最早、最多的技术系列, 包括:重力混凝沉降除油技术、压力密闭除油技术、悬浮污泥沉降除油技术和水力旋流除油技术。

1.1 重力混凝沉降除油技术

重力混凝沉降除油技术是目前各油田最广泛应用的一种技术, 依靠油水比重差进行重力分离。该技术的最大特点是, 耐冲击负荷, 操作简单, 管理方便, 是处理常规采出水的有效技术。在来水水质含油1000mg/l左右, 悬浮物300mg/l左右时, 经过两级沉降, 出水达到含油20mg/l, 悬浮物20mg/l。

1.2 压力密闭除油技术

胜利油田从70年代末期, 开始探索使用压力处理设备, “八五”期间在全行业得以推广。为进一步提高其分离效果, 从2002年开始又将微涡混合、格网反应、侧向流斜板沉降等技术加以应用, 使除油效率提高20%, 节省水质净化剂15%, 在来水水质含油200mg/l左右, 悬浮物100mg/l左右时, 出水水质达到含油20mg/l, 悬浮物20mg/l。

1.3 悬浮污泥沉降罐除油技术

为提高二次混凝沉降罐的处理效果, 2001年开始推广悬浮污泥沉降罐除油技术, 对中小规模的水处理站取得良好效果, 出水含油量、悬浮物及悬浮物粒径可以达到A级标准[1], 目前在胜利102站、大北污水站、樊家污水站都投入工程使用。

1.4 水力旋流除油技术

水力旋流除油技术是通过加压旋转, 利用不同密度介质产生的不同离心力, 实现油水分离的一项技术。该技术上世纪90年代在胜利油田得到工业应用并推广, 除油效率最高可达80%。该技术最大特点是设备紧凑、占地小, 处理效率较高。通过二级水力旋流, 可以将1000mg/l的污水含油降至50mg/l以下。目前在辛2污水站以及海上平台中使用。

2 强腐蚀性污水处理技术

一般认为强腐蚀性污水是指平均腐蚀率大于等于0.126mm/a的含油污水。对于这种污水的主要处理技术包括“药剂改性”和“电化学预氧化”两种。

2.1 药剂改性技术

2000年开始对矿化度高、腐蚀强的油田采出水, 针对性地进行“自动加药、自动调节PH”的水质改性技术, 先后在临盘、滨南、纯梁等采油厂设计应用投运5座站, 取得良好效果, 腐蚀率控制在0.076mm/a以下。由于污水pH值控制在7.8左右, 对细菌的生长具有一定抑制作用, 起到了少加、甚至不加杀菌剂的效果。

2.2 电化学预氧化技术[2]

2006年, 为解决广利油田高盐、高腐蚀污水的腐蚀和沿程稳定问题, 在广利污水站了采用“电化学预氧化+碱剂”技术。该技术基本原理:在富含Cl- (>3000mg/l) 的污水中通入直流电, 在电极上发生直接电化学反应或利用电极表面产生的HClO等强氧化性物质发生氧化还原反应, 去除水中Fe2+、S2-等不稳定离子, 同时具有杀菌和去除一定量游离CO2的作用, 再通过投加碱剂, 控制腐蚀率。同时在站内的污水罐罐体、罐内结构、管道全部采用耐腐蚀性卓越的玻璃钢材质, 并于2007年建成了全部采用玻璃钢的胜利广利污水站示范站。目前, 该技术在史南污、郝现污等污水站内使用。

2.3 稠油污水处理技术

稠油污水一般指原油密度大于0.9216g/cm3的含油污水。对于这种污水, 由于其油水密度差较小, 油水自然分离时间长、效果差。采用辅助分离手段是解决这一类型污水处理问题的关键。胜利油田稠油污水量较小, 不足总量的5%, 其处理技术有两种:“大罐聚结+混凝沉降”技术和“气浮”技术。“大罐聚结+混凝沉降”技术的关键在于前段的“聚结”效果, 而如何选择亲油疏水且具有不易变形、耐腐蚀的聚结材料是“大罐聚结”技术的核心内容。对于“气浮”技术, 除油和除悬浮物的能力众所周知, 关键是在如何控制污水腐蚀率、如何优化药剂、提高效率, 减少浮渣 (油泥) 的产生。目前, 胜利油田4座稠油污水处理站处理水质均能达到注水水质要求。

2.4 精细水处理技术

精细水处理一直是低渗、特低渗油藏开发的重要问题之一。自上世纪90年代以来, 胜利油田就致力于精细水处理技术的探索、研究和应用。从最早的活性炭过滤、挤压纤维束过滤、烧结管过滤, 到目前的金属膜过滤和改进型钛金属纤维膜过滤技术, 胜利油田先后在现河、孤东、东辛、胜采、临盘及桩西等油田应用了28座精细处理站, 在最大限度降低投资和运行费用方面得到了长足进展。出水水质最高达到A1级[1]水平, 即含油<5mg/l, 悬浮物<1mg/l, 悬浮物粒径<1um。

2.5 含聚污水处理技术

为解决含聚污水问题, 自2004年开始, 胜利油田先后进行了加药混凝沉降、电絮凝、气浮、磁分离等一系列含聚水处理试验研究, 取得大量研究成果, 并发展形成“沉降分离加一级气浮”、两级气浮、“聚结气浮+磁分离 (CoMag) ”[3-4]三项具有胜利特色的含聚污水处理技术。

(1) “沉降分离加一级气浮”处理含聚污水技术

胜利油田从80年代开始探索使用浮选除油设备, 先后采用过诱导式浮选机, 大罐溶气气浮, 喷射气浮、折流DAF气浮等。目前发展到现在采用的新型溶气浮选, 在气源为氮气, 分梯次加药, 内设斜板分离, 专利技术喷头等关键技术方面进行改进, 使用寿命得到提高。在宁海联合站进行工程试验、改进, 并进行大规模的工程, 在来水含油600mg/L, 悬浮物200mg/L、聚合物50 mg/L下, 经大罐沉降分离加一级气浮处理, 含油降到20mg/L, 悬浮物降至20mg/L、聚合物小于5 mg/L的指标。

(2) 两级气浮处理含聚污水技术。

胜利油田从最初油、悬浮物一起去除, 发展到油、悬浮物分步去除, 形成了“先除油, 后除渣”两级气浮处理含聚水的技术, 使含聚水处理技术有了较大突破。目前孤岛、胜坨油田有三座污水站成功地应用了上述工艺, 使污水处理指标达到了注水水质要求, 取得良好效果, 出水达到了“含油30mg/L, 悬浮物30mg/L”的指标。

(3) 聚结气浮+磁分离 (CoMag) 处理含聚污水技术

聚结气浮+CoMag技术是一项全新的含聚污水处理技术, 其中“聚结气浮”利用“气浮”原理和聚结技术, 最大程度地实现物理除油, 减少老化油的产生, 其除油效率可达90%以上。磁分离 (CoMag) 利用加药混凝、磁粉助沉和回收利用技术, 进一步实现除油和除悬浮物的目的。再经CoMag处理后污水含油降至5mg/L、悬浮物降至1mg/L, 聚合物降至5mg/l。目前胜利油田在坨一站建有5000m3/d扩大性先导工程。

2.6 污水外排处理技术

胜利油田外排口分布广阔, 结合其周边地理环境, 开展了水质分析、研究, 形成了具有胜利特色的粉煤灰吸附加生物氧化塘及气浮加生物氧化塘处理油田污水达标排放的技术。处理后污水COD稳定小于150mg/L, 先后完成胜利现河首站、桩西联、孤东采油废水达标排放处理工程。

为了适应下一步山东省新排放标准提高的需求, 2006年12月至2007年8月在乐安联污水站现场完成了100m3/d的“乐安污水厌氧+好氧氧化技术”中试, 掌握了菌种培养、驯化技术, 筛选出耐高温、耐高盐的生物菌种, 厌氧-好氧生化段运行状况良好, 连续流出水COD能够稳定达到80mg/L的要求。同时, 在桩西联开展了“浮选加强化氧化塘处理技术”研究, 处理后污水COD小于100mg/L, 达到了山东省新标准要求。

2.7 污水资源化处理技术

稠油油田采出水深度处理后回用锅炉是稠油油田开发建设的重要配套技术。近几年形成了低矿化度稠油污水进行药剂软化、离子交换处理后回用锅炉、高矿化度稠油污水进行机械压缩技术处理后回用锅炉等一整套先进技术。

2000年投产的乐安油田污水深度处理站, 成功将采出水处理后回用于注汽锅炉, 该站采用澄清、过滤、药剂软化、离子交换等一整套先进组合技术, 解决了油田采出水用于热采锅炉的关键难题水质软化, 出水各项指标均达到热采锅炉要求的标准。

2006年后, 为解决高矿化度采出水回用锅炉的问题, 胜利油田对加拿大阿尔伯特DEER CREEK采用机械压缩蒸发技术[5]将稠油采出水回用锅炉的工程进行了考察, 并针对孤五、孤六等污水站的污水, 在美国RCC实验室内进行了“机械压缩”工艺实验, 取得了理想效果。采用该技术将高矿化污水处理达到注汽锅炉用水标准技术是可行的, 但由于工程投资和制水成本等问题, 进行工程应用尚需等待时机。

结束语

经过近半个世纪的探索、研究、应用、推广, 胜利油田在油田污水处理领域积累了大量技术和运行经验, 解决了大部分生产运行过程中存在的问题。对现有工艺中存在的一些难度, 如“二级气浮”工艺中存在老化油处理问题、“磁分离”工艺中带来的油泥处理问题等等, 胜利油田正在进行攻关研究。针对油田开发中出现的新问题, 如具有高乳化程度的高含聚污水 (聚合物含量大于150mg/l) 、二元复合驱污水的处理问题, 胜利油田也在不断开展科研攻关, 为油田持续开采配套完善地面工艺技术, 为提高油田采收率保驾护航。

摘要：随着胜利油田进入高含水、特高含水开发期, “三次采油”技术得到了发展和推广, 在油田采收率得到提高的同时, 也带来了油田污水难处理的问题。2000年以来, 胜利油田经过不断的科研攻关、试验研究、工程实施、优化完善, 逐步形成了适合各类水型的污水处理系列在用成熟技术和储备技术, 基本满足了高含水期油田各类油藏的开发需求。

关键词：油田污水,常规污水,强腐蚀性污水,含聚污水,技术系列,综合处理

参考文献

[1]《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》 (SY/T5329-94) [S].

[2]游革新, 刘改山等.一种降低污水腐蚀性的油田污水处理技术[J].油田化学, 2006, 23 (3) :227-230.

[3]王增林, 祝威.胜利油区含聚合物采出液处理技术[J].油气地质与采收率, 2008, 15 (1) :92-94.

[4]许浩伟, 陈辉等.高效溶气气浮和磁分离处理高含量聚合物油田污水[J].水处理技术, 2009, 35 (9) :77-79.

基于高含水期油藏剩余油挖潜探索 第4篇

关键词：高含水期,剩余油,挖潜

石油开采过程中, 尤其当油田开发进入高含水期阶段, 油藏内部会存有大量的剩余油, 且剩余油存在的规模、形式以及分布规律都各不相同。为了提高油田的开采效率与开发效果, 油田应提高自身剩余油的挖潜技术, 以降低油藏含水量, 进而提高油田采收率。

1 油田开采过程中存在的问题

1.1 地质构造复杂、认识程度较低

油田在开采过程中, 往往会遇到地质构造复杂以及认识程度较低的现象。该类地质问题导致油井难以形成注采井网, 不利于采油工作, 使得大部分油量残存于油藏当中。

1.2 井况的影响

除了地质构造对油田开采的影响, 油田在开采过程中, 也常常受到井况的影响。部分井的运行存在问题, 工作效率不佳, 加之部分企业没有定期进行维护, 使得油井工作效率降低。

2 剩余油分布类型

2.1 纵向剩余油分布类型

通常情况下, 纵向剩余油分布类型有以下三种:其一, 井况对井网的影响, 导致油井开采率下降, 从而产生了剩余油。即井况发生恶化, 使得区块井网出现问题, 影响了开采工作。其二, 层间干扰所出现的剩余油。由于层间非均质性, 油井在注水见效之后, 便会形成注入水按照具有良好渗透性的地层突进水淹的现象, 从而令剩余油层难以动用。其三, 层间非均质性所引起的油量剩余。因为油层中存在小隔层, 且相同油层中内部沉积韵律也各不相同, 所以渗透效果也存在差异。渗透率高便会出现水淹现象, 渗透率低便会出现剩余油。通常情况下, 剩余油大多分布于储层较为良好的层内。

2.2 平面剩余油分布类型

平面剩余油分布类型有以下三种:其一, 井网控制剩余油, 该类剩余油可分为以下三种类型:第一, 井况被损坏, 导致井网出现漏洞, 从而出现剩余油。第二, 部分油井井网自身便不完善, 出现剩余油。第三, 注水过程中, 水流的主流线侧翼部分存在一定量的剩余油。其二, 构造控制的剩余油。该类剩余油主要位于构造部分的高处、边部或是断层边缘当中。其三沉积相控制剩余油。该类剩余油主要位于物性不好的水下分支河道中, 具体位于河道末梢侧翼, 或是朵叶体以及席状砂等部分。

3 如何进行高含水期油田剩余油挖潜

3.1 储层精细研究

研究人员可使用地质统计学理论以及相关三维空间插值技术, 以获取区块当中各个井的实际测井资料, 根据测井资料对井内的沉积微相进行研究, 同时描述砂体细节。进而确定砂体结构与分布范围, 了解沉积微相的具体情况, 确定剩余油所处位置、数量以及分布范围, 为油田之后的挖潜工作奠定基础。油田工作人员在研究沉积地层的岩石类型、地质结构以及空间组合问题时, 应从沉积环境以及沉积相入手。成因存在差异的砂体, 其开发特点各不相同, 在进行注水开发时, 剩余油流动规律以及开发结果之间也存在差别。

工作人员在进行沉积微相研究时, 应先对具有控制沉积微相能力的时间单元进行控制与比对, 建立与之对应的时间地层格架, 以便深入研究单砂体储层。工作人员需设计供测井微相与沉积微相之间互相转换的图版, 建立方式主要有两种:其一, 提取测井曲线所体现的沉积信息。其二, 利用沉积学绘制地图并根据所得地图进行地质分析。工作人员需具备灵活运用资料的能力, 油田现有的钻井资料、测井资料以及岩芯资料都可以帮助工作人员进行沉积微相分析。其中岩芯资料是沉积相分析中最为常用的分析资料, 其本身具备真实性与客观性。因此, 工作人员需先结合现有资料对采油区域进行沉积微相的研究, 之后再进行挖潜工作。

3.2 高含水期挖潜的具体措施

油田开发者在高含水期可按照以下步骤进行挖潜工作:第一, 重新修建二、三类层井网。工作人员借助前期对隔夹层的相关研究, 对油层较厚的区域实施全封再射作业, 进行精细注水。第二, 重新组织一类层井网。工作人员需将井与井之间的距离拉大进行油井提液, 对主要层井网进行优化, 对注水井与采油井之间的距离进行调整。减弱主要层井网吸水能力, 同时通过大修以及分注等手段, 提高水驱动用储量。第三, 将精细注水作为核心工作, 从而令注水结构的转移能够实现, 改变水驱方向。除此以外, 工作人员需使用分层注水的方式实施注水作业, 避免发生层间干扰, 提高水驱的实际效果。工作人员可通过大修对平面进行一定调整, 利用补孔、分注的方式进行层间调整。第四, 挖潜工作需要精细。高含水期的剩余油分布往往较为零散, 并没有连为一片, 增加了采油的难度。工作人员应以单井组作为开采目标, 用相应的开采技术进行开采工作。对原有单井组进行大修、侧钻、压裂改造储层等方式, 形成新的二、三类层井组, 便于开发。

4结语

油田在开发后期, 依旧留有大量剩余油未被开发, 而是残存于油藏之间。残存的剩余油数量较多, 若油田不进行开采, 则大量资源被浪费, 油井的采收率也得不到提升, 不利于我国石油行业的发展。故而, 油田应提高自身对剩余油的挖潜水平, 为我国发展提供大量能源。

参考文献

[1]马明勇.孤七区西东部特高含水期油藏挖潜方向探索[J].黑河科技, 2013, 04:68-69.

[2]刘笑翠.濮城西区沙二上1高渗油藏高含水开发后期剩余油挖潜方法探索[J].化工管理, 2015, 24:32.

高含水期剩余油挖潜技术及分布研究 第5篇

1 高含水期剩余油挖潜技术研究

对于剩余油的挖潜技术, 基于对油田储层的深入化了解分析研究, 通过油藏储层模型进行预测分析剩余油的分布特点, 从而, 以具体油藏的实际情况出发, 针对不同类型的高含水期剩余油制定出不同的挖潜措施, 最大限度的提高采油效率, 降低成本, 节能环保的挖掘出剩余油。鉴于目前剩余油挖潜技术, 可以考虑把注水结构调整作为改进重点, 充分完善剩余油富集区的注采井网, 合理使用分注、挤堵调剖、分层增注和差层单注等方式来充分挖掘剩余油。

目前, 国内较为主流的剩余油挖潜技术有:周期性注水技术、降压开采技术、改变液流方向技术、单井吞吐技术等。

(1) 周期性注水技术。此种技术的工作机理是通过周期性的注水, 使注入量和采出量发生变化, 从而使储层产生不稳定的压力场, 流体分布不断变化, 最终促进毛管吸渗作用而提高采油率。

(2) 降压开采技术。通过停止注水降压使其变为衰竭式开采, 变水驱动为弹性驱动从而使原油从注水未涉及到的死油区流出。

(3) 改变液流方向技术。改变液流方向技术是指通过改变注水在油层中形成的固定水流方向, 从而把高含油饱和度区的原油驱出, 最终达到增强水驱油效果的目的。目前, 改变液流方向技术主要分为改变供油方向和改变水流方向两种。其一般采取的方法的为或是关闭部分注水井或是改注其他部分注水井或是将注水井、采井调换来改变液流方向, 以此来增加水驱油的有效面积, 从而有效的提高注水采收率。

(4) 单井吞吐技术。单井吞吐是指注水井和采油井在同一口井中完成, 其工作机理是通过利用亲水油层的吸水排油特点, 把水注进去, 把油替换出来。此过程共分三个阶段:注水阶段、油水交换阶段和采油阶段。其中注水阶段主要工作是将水强行注入各个孔道, 以使其压缩排挤原油;油水交换阶段主要是通过地层中的压力重新平衡后, 油水进行重新交换;采油阶段主要是通过卸掉地层压力, 采出原油。

2 高含水期剩余油分布研究

2.1 高含水期剩余油分布特点

总体来看, 高含水期剩余油的分布一般具有以下特点:平面分布角度来看, 其分布特点主要为窄条的带状或是孤岛状;而从区域分布的角度来看, 其主要分布在大断层的附近或是断层的边角区和岩性变化地带;而从纵向角度来看, 其主要分布在物性相对较差的低渗透层中。通常情况下, 高含水期剩余油主要分为两大类:

(1) 片状剩余油。片状剩余油主要是针对微观模型中的驱油试验来讲的, 指在注水时由于水未驱到而使剩余油滞留在模型的边角处, 从而形成的剩余油。片状剩余油主要分为连片剩余油和簇状剩余油两种, 其中簇状指被较大的孔道所围绕包围小喉道中的剩余油, 其实质为水淹区内的小范围剩余油块, 是注水在空隙内绕流形成的。

(2) 分散型剩余油。分散型剩余油主要是指占用较少孔隙的剩余油, 其主要分为柱状剩余油和孤岛状剩余油两类。其中, 柱状剩余油主要存在于孔隙联通的那些细长的喉道处;而孤岛状剩余油是亲水孔隙结构中的一种, 其形成机理是水驱油过程中, 注水沿亲水岩壁表面的水膜流进, 在油未完全驱走前, 注水已流到喉道, 致使油被卡断, 从而使油以较大油滴的形式存在于较大的孔隙中即形成孤岛状剩余油。

2.2 高含水期剩余油分布影响因素

(1) 地质环境因素。上述已提到, 由于我国油田的主要以陆相沉积为主, 因此影响剩余油分布的地质因素主要指的是沉积微相、油层的微型构造、储层的微观特征、油藏构造、宏观非均质性、流体性质等。其中, 沉积微相和储层的非均质性是影响剩余油分布的主要因素。沉积微相主要决定的是储积沙体的内部构造和外部形态, 其决定着储层平面和垂直两方面的非均质性, 从而也就控制了油气水的运动方向, 最后也就决定着剩余油的分布形态相待分布;微构造油层和断层构造对剩余油的分布具有一定的控制作用, 其主要原因是不同构造模型决定了不容的油井采油量以及剩余油的富集程度, 通常情况下剩余油富集区主要集中在具有封闭性的断层、断面上具有鼻状突起区域和较高的区域;储层的微观特点是对剩余油分布影响的又一大因素。相对于储层的宏观特性, 储层的微观特性影响因素主要体现在储层渗透性非均质程度的高低以及成岩作用上。需要指出的是, 成岩作用主要是对原生孔隙的破坏改造以及次生孔隙的形成和改造。

(2) 油田开发因素。通过不同的开发技术手段, 会使油田储层、形态发生变化, 从而影响剩余油的形成以及分布比例。通过研究验证, 影响剩余油分布的主要开发因素有注水开采关系、注水间的距离、井网密度等。其中, 注水开采体统主要影响注采井比例、注采井距离以及控制程度。另外, 像生产压差、防砂设计注采井网设计、钻井设计等工程开发因素也同样影响剩余油的形成比例与分布特点。

参考文献

[1]李梅.“双高期”油藏剩余油分布规律及潜力分析[J].内蒙古石油化工, 2012, (07) [1]李梅.“双高期”油藏剩余油分布规律及潜力分析[J].内蒙古石油化工, 2012, (07)

[2]王健伟.高3-4-17CH侧钻水平井试验研究与实践[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, (02) [2]王健伟.高3-4-17CH侧钻水平井试验研究与实践[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, (02)

高含水期油气田 第6篇

大平房油田自1992年投入注水开发, 根据产量变化, 将开发历程划分为以下两个开发阶段:1992到1997的上产稳产阶段, 通过加密油水井、完善注采井网, 实现油田高速上产稳产;1997到目前的递减阶段, 进一步完善注采井网, 进行层系调整, 实现了油田开发递减阶段的二次稳产。目前, 该油田已进入高含水期开发阶段, 需要开展高含水期潜力综合分析研究, 对构造、沉积、储层等综合地质特征进行再认识, 进一步挖掘剩余油潜力, 减缓油田产量递减的趋势。

一、油藏综合地质特征再认识

1. 地层特征。

地层划分与对比是以岩性、生物化石为基础, 标志层为控制, 测井曲线为手段, 按沉积旋回所反映出测井曲线形态组合相似性, 同时考虑岩性组合、地层厚度变化的连续性及油水组合的合理性, 从大到小逐级控制对比精度, 逐级细分到段、油层组、砂岩组及小层。

2. 构造特征。

大平房油田三维地震资料采集于1990年, 受地表环境、地质条件及采集的影响, 品质总体相对较差。在井地层对比划分的基础上, 通过连井剖面和过井地震剖面, 建立能控制全区地层变化的地震地质连井剖面, 搭建一个能控制全区的初始地震地质框架, 形成一个能控制全工区的基干网络, 利用人机联作工作站的各项解释功能, 充分应用相干数据体、水平切片等解释技术, 重新建立了构造解释模型, 进行构造精细解释, 提高构造解释精度。

依据构造解释成果, 组合了不同级别断层4条, 编制顶面构造图6张, 为高含水期潜力综合分析研究提供了基础。

3. 沉积特征。

以取心资料为基础, 结合区域沉积特征, 通过对大平房油田东营组和沙一段沉积时期的古物源、古地形、古生态及碎屑物岩性、粒度、电性等各种沉积标志的分析研究, 进行沉积微相研究。东营组为一套曲流河相沉积体系, 按其沉积特征主要分为曲流河河床、曲流砂坝、决口扇、天然堤及河漫沼泽五种微相;沙一段为扇三角洲前缘亚相沉积, 根据沉积特点进一步细分为水下分流河道、河口砂坝、前缘薄层砂、河道间、间湾泥沉积微相。

研究表明, 沿岸砂坝、水下分流河道砂体是主要微相类型, 是油田调整挖潜的有利相带。

4. 储层特征。

大平房油田储层主要为长石砂岩、含砾长石砂岩和砂砾岩, 陆源碎屑含量大于80%。根据部分岩心和井壁取心资料统计, 东二段储层平均孔隙度21.3%, 平均渗透率为2610-3μm2;东三段储层平均孔隙度为21.8%, 平均渗透率为8110-3μm2;沙一段储层平均孔隙度为20.4%, 平均渗透率为11410-3μm2;储层物性属中孔隙度、中低渗透率, 储层物性较差。

储层砂体分布形态、规模主要受沉积作用控制。东营组砂体曲流河相砂体呈长条状延伸, 曲流沙坝部位砂体厚度大, 沿着河流方向呈窜珠状排列;沙一段砂体迭加连片分布, 呈宽带或长片状展布。储层连通性较差, 连通系数低。油藏类型主要为断层-背斜油藏、岩性油藏。

二、剩余油分布规律及潜力分析

以主力油砂体为基本单元, 在精细地质研究基础上以沉积微相为定性基础, 以油藏工程原理为定量手段, 采用定性分析与定量计算相结合的研究思路, 充分运用各种测井、测试资料, 确定油藏剩余油分布特征。

大平房油田剩余油饱和度在井间及垂直剖面上的变化不仅受地层非均质影响, 还受油藏开发方式的影响。由于大平房油田前期靠天然能量、后期利用关闭的油井注水恢复压力进行开发所波及的范围很难确定, 因此必须应用多学科技术, 同时尽可能收集较多的资料, 采用存水率估算法、物质平衡法、动态分析法等多种方法, 研究剩余油分布规律, 确定剩余油分布范围。

通过研究:东一段含油面积小, 油层发育较差, 难以形成完善注采系统, 水淹程度差;东二段中低部位注采系统完善, 靠近边水和注水井附近水淹严重, 远离注水井, 尚未波及到区域, 有较大潜力;东三段北部注采系统完善, 水淹程度高, 南部及鞍部注水井较少, 剩余油较为富集;沙一段含油面积小, 难以形成完善注采系统, 主要依靠天然能量, 水淹较差。

运用油藏工程方法, 研究剩余油分布, 对油田潜力综合分析研究落实到小层, 是油田调整挖潜的基础。根据油层水淹平面统计及水淹面积计算, 中强水淹面积最大占含油面积的为65.3%, 为东三段Ⅰ油层组;最小水淹面积为50.6%, 为东三段Ⅱ油层组;东二段和沙一段以弱水淹为主;根据纵向累积产油分析, 东三段剩余可采储量最大, 其次东二段, 潜力最小为沙一段。

三、优化调整部署方案

以经济效益为中心, 少投入多产出, 依据对油田地质特征的新认识, 针对剩余油富集的东二段、东三段, 采取完善注采井网及调整部署不规则井网的方法, 进行井位优化调整部署及各项指标优化, 提出切实可行的优化注采调整方案。以东二段、东三段两套层系完善注采井网, 利用老井回采东三段, 在东二段剩余油相对富集, 实施不规则井网部井。确定大平房油田总井数为67口, 其中油井46口, 注水井21口。开展了开发指标预测研究, 完善注采系统后, 油水井对应射孔, 预计产量达到2.3t/d, 预测未来10年采出程度为15.0%, 以改善开发效果最大限度的提高采收率, 实现对高含水期油田的高效合理开发。

高含水油田开发调整难度较大, 从大平房油田高含水期高效调整部署得到的启示:以地质研究为基础, 以开发动态为主导, 改善开发效果和提高采收率为目的, 将地质、地震、油藏工程等多学科专业统一于研究之中, 相互渗透, 进行综合性的一体化研究, 保障开发调整取得最大效益。

摘要：针对大平房油田的复杂地质条件和高含水开发现状, 运用地震、地质、测井、生产动态资料, 在对构造、沉积、储层等油藏综合地质特征再认识的基础上, 开展剩余油分布规律及潜力分析, 以经济效益为中心, 提出优化调整部署方案, 实现对大平房油田的高效合理开发。

高含水期油气田 第7篇

1.1 地质原因对于油田注水水驱效果的影响

藏油地区的地质地貌特征对于在开采过程中注水方式有很大的影响, 并且还会削弱注水水驱开发效果, 还有就是对水驱后所收益到的程度造成影响。藏油地区的地质地貌是一个笼统的概念, 它是许多周边地质特征的集合体。比如在油田进行注水开发的过程中, 能够对于效果造成影响的因素有很多, 我们不能够一一的对其进行防范, 所以只对其中影响最为严重的进行处理, 我们将对于注水开发效果造成影响的因素主要分为七类十六种指标。

1.2 人为控制因素对于油田注水开发效果的影响

一个藏油地区在进行建设过程中注水效果的程度, 不仅仅与当地的地质地貌有关, 还与施工人员的技术水平有关。能够影响到油田注水效果的人为控制因素并不少, 在经过对于注水开发效果人为控制影响因素的研究中, 我们总结出来能够产生影响的人为控制因素有六类十六个指标。

1.3 评价水驱开发效果的原则

在进行油田的水驱过程中取得的开发效果主要表现是指在油田进行开发阶段以后, 经过整体的设计规划化, 在进行注水工程完成阶段所取得的油田水驱效果, 这一效果的确定能够对油田的整体开采率和油田的储油量进行准确的计量。所以在注水工程的开展上面为了实现对于油田开采率和储油量的确定, 对于工作人员的技术要求较高, 在现实的实施工程中开展极为困难, 在体现工作人员的技术水准上面也不能够具体的表现出来。所以, 在进行油田的注水工作上面, 对于油田的开采率和实际储油量的确定并要求获得一个具体的数值, 只需要取得一个相对的概念就可以了, 就是说当采用注水技术进行施工以后能够达到的预计水驱效果和理论上能够达到的水驱效果之间的比值, 通过这样形式上的转换, 就能够在施工的过程中将技术人员的整体技术水准和管理水平进行完美的体现。在油田的施工过程中所采用的输水效果相对概念, 主要是为了能够将某一个开发方案和以后的实施效果得到具体的体现, 使得能够在理论上面得出该套注水效果的优越性能, 并且在其中能够将技术人员和管理人员的水准进行综合的体现。

1.4 评价改善水驱开发效果的原则

对于将油田注水水驱效果的改善只是一项相对的概念, 并不是说一定要对其进行根本上的改变, 只是在由于为了面对某一个突发事件而技术人员对于注水人为控制将其改善的一种体现。在对于油田注水情况的评定上面主要原则是, 首先我们要了解到在改善之前注水效果的具体情况, 还有就是对改善后的注水效果进行评定, 最后再从多个角度去对现有注水情况进行比较, 给出一个评价的指标, 由此我们能够对于一个具体油田的注水水驱开发效果的改善程度, 这种指标并不是固定的, 而是随着工程需要调节的状态去进行变更的, 所以我们将这样的评价水驱效果的体系程称作“相应指标”。

2 油田规模的经济极限指标的计算

2.1 单井经济极限含水率

在油田开发到一定阶段, 投入和产出相平衡时的含水率就是经济极限含水率, 而在这时的产量就是经济极限产量。如果生产原油所获得的利润和生产的投入相比, 呈现正增长时, 对固定成本和可变成本进行考虑, 固定成本和可变成本都会增加, 可以获得单井经济极限含水率的计算方法, 由单井经济极限含水率的计算方法可以求得经济极限产量计算方法, 根据这些计算方法, 如果按照最低的成本进行计算, 单井经济极限含水率在一定程度上就有所升高, 经济极限产量是已知的, 关井界限也就可以确定了。如果界限产量比关井的界限要低, 就要采取一定的改造措施, 进而实现更多的经济效益。

2.2 单井经济开采年限及采收率

所谓的单井经济开采年限, 就是指在经济极限含水率的年份, 如果单井的极限含水率已知, 那就等于单井的开采年限也就确定了。所谓的经济采收率, 就是指开采的量占到总量的百分比, 如果地质总储量也就是极限经济量是已知的, 开采量已知, 就可以计算出来了。

2.3 措施经济临界增产量的计算

对于其的计算方法主要有:零净现值分析方法和盈亏平衡分析方法, 目前较为常用的是盈亏分析方法, 通过盈亏计算方法可以确定措施经济临界增产量, 从公式中还可以看出, 随着临界增产量的增大, 固定成本也相应增加, 因此二者之间成正比关系, 而盈亏平衡点所对应的产量和可变成本之间成反比关系, 如果也就是说随着产量增加, 可变成本就降低, 反之, 则增加。

2.4 经济可采储量的计算

如果是在经济极限产量的生产情况下, 将所用的产量进行累计就是经济可采储量。鉴于我国油田目前的开发状况, 针对总体的开发指标, 可以通过注水开发的特征曲线来进行预测, 将其和经济极限含水率进行结合, 就可以确定出经济可采储量。通过对累计的产量, 对未来的含水率进行预测, 将经济极限含水率带入计算公式中, 就可以计算出累计的产油量, 也就是经济可采储量, 用经济可采储量减掉目前累计的产油量, 所得的差就是剩下的经济可采储量, 进而就可以得到经济采收率了。

2.5 油田开发项目的开采年限的确定

这是在假说经济技术条件不发生变化, 对油田开发项目的最长经营时间进行计算, 在这段时间之内, 油田内部的实际收益率应该比目标收益率要高。产油量的实际价值要比所投入生产中的费用要高, 这才算是油田项目的经济极限产量, 影响油田项目经济的极限产量的主要因素就是固定成本和可变成本。一旦项目的经济极限产量被确定之后, 再将计算出经济极限产量和预测的每一年的产量进行比较, 如果预测的某年的产量正好和项目经济的极限产量相等, 就可以确定出在该年就是项目经济的极限寿命周期。

结束语

在进行油田的开发工作上面, 不要盲目参考以前的数据信息, 要根据油田的实际情况去开展工作, 并且要对出现的问题进行仔细的研究, 对于各项能够产生影响的因素进行前瞻性的估测。对于油田的注水技术更是如此, 在进行注水工作的开展上面, 要对油田的地质地貌进行综合调查, 这样能够针对不同的地质地貌进行相对应的工程设计, 通过对于技术的不断更新和完善, 使得油田的经济生产价值得到提升。

摘要：由于我国储油层非均质性严重的特点, 导致我国在开采的过程中经常采取注水的方式, 并经过多年的实施, 总结出来了大量数据, 并开展了多项的实验研究, 所以在应用上面操作性能较高。而且由于在于其他的相关技术相比, 注水技术拥有价格廉价、供应量充足、驱油效果消耗低等优点, 所以在进行开采的过程中, 大多数施工单位都采取注水开发的形式, 在未来的几年里面这种情况并不会发生太大的改变, 在油田的开发上面仍是主要手段。由此可以看出, 对于石油工作者来说详细的了解注水开发油田的技术及开发效果拥有很重要的意义, 注水技术成果的出现将能够对于油田开采上面起到很大的促进作用。

关键词：注水,油田,技术

参考文献

[1]房育金.鄯善油田低渗透油藏注水开发技术研究[D].大庆:东北石油大学, 2011.[1]房育金.鄯善油田低渗透油藏注水开发技术研究[D].大庆:东北石油大学, 2011.