高含水开发（通用11篇）
高含水开发 篇1
1 二次开发概念的界定
在对地底下剩余油的情况进行调研和分析的基础上, 可以将剩余油分为两块:第一块是富集区, 即剩余油的含量相对比较高, 能够从中提取较多的油;第二块是分散区, 即在这一区域油的分布不是很集中, 从中采油相对比较困难。在开采富集区和分散区的剩余油时, 我们必须在认清这两个区不同基础上, 利用不同的技术和设备, 采取不同的开采方法。另外我们必须要对老油井的实际情况进行调查, 老油井一般会出现的问题有:
(1) 套损严重.油井中的套管由于变形等造成的损坏;
(2) 开井率低;
(3) 注采系统不完善。在这种情况之下, 为了确保开采的顺利进行, 必须要另外打几个调整井来对原有开采井网系统进行调整。当然这些调整井的位置非常关键, 它们必须要和油田石油的分布情况相一致。笔者认为, 对高含水油田进行二次开发的概念是:打造新的井网系统, 以富集区为核心, 在分散区寻求富集, 将分散区和富集区的剩余油采用不同的方法来开采。
从上面二次开发的概念可以看出, 对高含水油田的开采过程大致如下:第一, 针对剩余油富集区的特点, 应该通过专门的技术对剩余油的油量以及分布情况作出描述, 构建一个新的开采认知系统。在对富集区的石油位置和数量了解清楚的基础上, 可以知道需要哪种类型的调整井来进行井网系统的重新组合;第二, 分散区的剩余油可以采取深部调驱的方式来进行开采。
2 二次开发的策略
2.1 富集剩余油的开发策略
对于富集区的开采应当通过一些调整进来达到井网加密的效果。在调查清楚富集区石油的位置和储存量之后, 可以使用直井、水平井, 或者是两者结合的方式来重新组合开采井网系统。针对富集区面积大小的不同, 有下面三种不同的打井选择:第一, 对于面积比较大的, 我们可以选择在断层的上部较近的地方打一个简单点的水平井。如果该地的断层较多, 还可以选择打一个有较多分支的水平井。这样不仅解决了老油田开采难的问题, 而且还可以准确的缺点水平井的位置;第二, 如果面积相对较小, 可以选择直接在附近打一口直井。如果附近有安全的油井, 就可以直接从中打一个斜井进去;第三, 如果是面积更小的, 不应直接考虑打井, 而应注重在补孔或者转注上进行尝试。二次开采中必须要确保水平井的质量, 由于水平进的水平段较长, 如果井打的不牢固, 可能会导致油井大量出水, 这样会对整个开采活动带来巨大的困难和损失。总之, 水平井在剩余油的开采过程中扮演重要的作用, 我们需要研究如何应对水平井大量出水的难题。
2.2 分散内剩余油的开采策略
分散剩余油主要是分散存储于油藏里, 其富集区的数量多但面积小。因此如果一个一个去探查将会耗费大量的时间和人力物力, 并且很难开采。通过实践, 发现用可动凝胶可以深入油藏内部, 最大程度地将分散剩余油从油藏内赶出来。陆相储集层周围的原油之所以难以开采, 是因为储集层质地不均匀, 使得注入的水易形成“水流优势通道”, 导致水的冲洗强度降低, 因而采收率不高。顾名思义, 可动凝胶是能够在储集层移动的凝胶。可动凝胶工作原理主要有两个方面:第一个方面是“调”。因为可动凝胶可以在短时间内堵住高渗透水的水流通道, 从而将水流方向调整到以前冲洗强度低的地方, 大大地增加了水流波及体积, 同时使冲洗强度大幅提高。第二个方面是“驱”。在调整好水流之后, 继续注入相应流体, 将流体波及体积内所蕴藏着的分散剩余油给驱赶出来, 以此达到提高采收率的目的。当凝胶堵住原先的水通道之后, 其所受压力会越来越大。当压力超过凝胶所能承受范围, 可动凝胶会被冲散而移动。在向前移动到某个新的地方的时候, 凝胶会再次形成堵塞。如此循环往复, 可动凝胶就可以一步一步地深入到油藏内部, 使得注入的流体波及体积更大, 驱赶出来的分散剩余油的量也更多。可以说, “调”和“驱”这关键两部之间的有效配合, 是提高分散剩余油采收率的关键因素。
2.3 注重注采系统中不完善区域的挖潜的策略
提高水驱采收率的另外一个对策便是对老油田的合理利用。有些老油田设备老化, 开采条件差, 施工率低;有些老油田已经没有能力控制油藏;有的则是井网段过长, 层次复杂, 不能满足开发条件。因此, 为了不浪费资源, 需要对这些油田进行注采系统可能多的驱出老油田中以前不能采集到的原油, 在二次开发过程中, 要认真分析新调整后的注采系统, 通过“调”“驱”原理, 扩大注入流体的波及体积, 提高冲洗强度。通过上面的分析, 我们在重新组合井网系统的过程中必须要考虑以下几个方面:
(1) 注采井数必须要保持在合理的比例;
(2) 要充分调查老井还能被利用的程度;
(3) 要考虑隔层的稳定性;
(4) 要考虑水平井可承受水压的强度;
(5) 新井网系统的经济效益也必须进行全方位的考虑。现阶段有些二次开采中新打的井过多, 导致开采的经济效益不高。因此, 在做开采方案时必须考虑经济效益, 要力求以最少的开采井换取最大的经济收益。新的进网系统要定期进行检测和评估, 以用来分析其是否能够达到预期的采收率。分析的主要参考是看其是否能够增加产量, 是否能够在很大程度上减少了含水量。
层系细分需要由足够的储量作为保障, 同样加密进网也需要由充足的储量作为保障。对井网系统重组提高采收率效果和经济效益有很大的影响。一般来说, 只有储量大于70%的老油田才会作为二次开采对象。当然, 这一储量值不是其原有的数值, 而必须是其剩余可采储量。在二次开采的过程中, 高含水期的石油分布非常分散, 这个时候打调整井很容易会打出含水量高的油井, 这样对采收率的提高没有什么太大的帮助。
根据以往的经验, 有些油田或有些地区由于含水太高、地质条件差或者是开采方法的不科学, 都有可能导致开采率不高。这种情况下可能还有大量的剩余油存在, 因此选择这样的油田或地区来进行二次开采可能会取得较好的效益。
摘要：本文针对中国大部分油田注水开采率低, 提升空间大的特点, 对于高含水油田的二次开发进行探究。从二次开发的概念以及开发的策略方面进行简要探讨。
关键词：高含水油田,二次开发,策略
参考文献
[1]刘文岭, 韩大匡, 胡水清.高含水油田发展油藏地球物理技术的思考与实践[J].石油学报, 2009 (04) [1]刘文岭, 韩大匡, 胡水清.高含水油田发展油藏地球物理技术的思考与实践[J].石油学报, 2009 (04)
[2]朱焱, 谢进庄, 杨为华.提高油藏数值模拟历史拟合精度的方法[J].石油勘探与开发, 2008 (02) [2]朱焱, 谢进庄, 杨为华.提高油藏数值模拟历史拟合精度的方法[J].石油勘探与开发, 2008 (02)
[3]胡文瑞.论老油田实施二次开发工程的必要性与可行性[J].石油勘探与开发, 2008 (01) [3]胡文瑞.论老油田实施二次开发工程的必要性与可行性[J].石油勘探与开发, 2008 (01)
高含水开发 篇2
多油层非均质油藏高含水后期层系重组实践探讨
多油层断块油藏经历多次细分进入高含水开发阶段后,层间差异性日益突出.在精细油藏描述和剩余油分布规律及控制因素研究的基础上,综合运用现有的.各种技术手段,研究辛47断块开发过程中不同剩余油分布形态、不同断块形态、不同沉积微相、不同流体性质、不同储层物性和不同开发井网组合对剩余油分布的控制程度.
作 者：解世锦 刘刚 作者单位：胜利油田东辛采油厂,山东,东营,257000 刊 名：总裁 英文刊名：PRESIDENT 年，卷(期)：2009 “”(9) 分类号：P61 关键词：层系细分 层系重组 多层系 层间干扰高含水开发 篇3
关键词：辽河油田；剩余油；注水开发；潜力分析；采收率
0 引言
辽河油田二次加密井，部分存在单层吸水差，转注后生产效果不理想，带来了区块产量递减加剧。注水前期原有主力层因注水时机把握不准，开采亏空严重，转注后单层突进严重，产量递减快，井组生产井含水上升快，水淹严重。通过分析主要存在两方面原因，一是原有井网最初设计的井距大，井间渗透率低，层间连通性差，渗流阻力大，造成注水启动压力增加，发生锥进，吸水厚度不均匀，动用效果变差；二是最初转注井多为开采油井，开采层段全部射开，井段长，层间差异大，存在着一定的干扰，造成了二次加密调整效果的不理想。因此，需要进一步对油藏进行分析，找出影响开发的主要矛盾，重新规划井网，进行合理的三次加密调整，改善层间矛盾，缩小井距，进一步提高采收率。
我们考虑进行三次加密调整井网规划时，要充分的考虑原井网和原有注采系统以及后期井网利用。
1 三次加密调整潜力研究
A区以三角洲前缘相沉积为主，具有油层数目多、单层厚度小、砂岩粒度细、渗透率低等特点。前三类砂体由于储层物性相对较好，平面连通程度高，剩余油潜力分布已很少。后三类砂体由于薄差储层钻遇率增大、平面非均质分布复杂，物性和连通质量相对变差，仍有部分表外储层未动用或动用较差，是调整挖潜的主要对象。剩余油迭加厚度接近非主力油层发育厚度的30.6%，成因类型以注采不完善型为主。剩余油层主要分布在外前缘相Ⅲ类和Ⅱ类层，以二类为主。剩余油在纵向、平面上的分布高度分散，多临近水淹部位。新钻井纵向上每百米有11.41个剩余油层，绝大部分与见水层交互分布。平面上剩余油分布十分零散、控制面积小。通过以上分析表明，该区二次加密后剩余油分布高度零散、面积小，剩余油部位多临近水淹带，挖掘难度大。
2 高含水区块后期三次加密调整的主要做法
2.1 考虑“三个结合”，优化三次加密井网布署
一是三次加密调整与原井网相结合，主要考虑与二次加密井网衔接，以完善薄差储层注采关系来挖掘剩余油。
二是与注采系统调整相结合。
三是三次加密调整考虑与后期三次采油结合，以提高井网综合利用率，增加经济效益。
注水方式在五点法面积基础上，做到二次加密井主流线不布井，三次加密与二次加密形成斜线状或局部块状注采方式。三次加密井网自身井距250m左右，二、三加密井注采井距150-200m之间，整体上为176m。
2.2 根据薄差油层动用难的特点，优化三次加密完井方式
采取分步射孔，可以减少层间干扰，有效控制油井初含水，测算结果表明，分步射孔井的水驱采收率比常规射孔完井方式高出1.5个百分点。这说明，对于可调厚度较大的井，根据纵向上剩余油分布特点，为避免层间干扰，投产初期采取分步射孔，优先挖掘低水淹和未水淹油层，严格控制初含水，后期到油井含水较高时，考虑完善注采系统，采取二次完井，补射开含水相对较低的薄差储层，可以扩大水淹体积，减缓含水上升速度，提高采收率。对于表外储层大面积分布、调整层位相对集中且距注水井较远的采油井尽可能采用限流压裂完井工艺提高表外储层动用程度。限流压裂完井可以提高表外储层采油强度。不同完井方式油井投产效果对比限流完井产油强度是非限流完井的2.46倍。综合含水降低10.73个百分点 。限流压裂完井表外储层动用程度比非限流压裂完井方式高 。对于调整层位分布零散、油层性质相对较好、距注水井较近的油层，采取深穿透、大孔径、低伤害的射孔弹完井，提高井筒完善程度。
3 三次加密调整效果分析
三次加密调整后，薄差油层动用状况得到改善 ，开展开发效果对标评价。应用油藏工程理论，拟合采油井单井动态指标相互关系，研究和完善采油井采出程度、地层能量、油井产能、产量递减和调整潜力评价图版，确定各类图版的最优指标，进行采油井分类评价，对照最优指标查找差距，分析原因，实施调整，改善单井开发效果。通过三次加密调整，进一步完善了薄差储层注采关系，改善了二次加密井网开发效果。三次加密后，二次加密井水驱控制程度由71.63%上升到80.29% ，年产油量递减减缓。
通过实施精细油藏描述、精细注采系统和精细注采结构调整，实现深化地质认知程度、提高各类油层动用状况，改善油田开发效果的目标。通过对开发调整潜力的深入挖掘，促使原油产量保持相对稳定，进一步提升油田开发水平。
4 结论
4.1 通过井网加密后，生产效果不理想，通过潜力分析寻找连通好的薄层或者表外储层尚未动用层位，进行三次加密。
4.2 实施挖潜措施的编制、执行和效果评价全过程跟踪，做到问题分析清、挖潜目的清。根据剩余油的成因类型采取有针对性的挖潜措施，改进和创新传统的“检、换、压、堵、酸、调”等水驱精细挖潜措施技术，使其挖潜作用发挥到极致。
4.3 在地质条件和开发效果评价的基础上，将水驱控制程度、年均含水、自然递减、动用程度和地层压力作为主要衡量指标，确定各单元主要开发矛盾，建立矛盾区块治理目标管理体系，实施针对调整，减少矛盾单元，增多合理单元。
参考文献：
[1]张会英.北三东三次加密调整优化射孔方法研究[J].大庆石油地质与开发，2006（S1）.
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高含水开发 篇4
1 高含水期油田开发面临的困难
在油田进入高含水期后, 注水的矛盾会更明显突出, 水驱动用储量不均匀、部分水井的注水压力过高而很难注入、油层出砂严重、部分油井因机械杂质堵塞而影响产能、分注级别较低。在注水开发和储层非均质的影响下, 在高渗透层会出现水淹级别高、采出程度高, 油层纵向吸水不均匀, 必须对高含水期油田的注水开发效果进行改善。在油田不断提高开采程度和强度的情况下, 天然能量不足, 部分油井的含水上升速度过快, 产量下降严重。对于一定厚度隔夹层的高含水油井可以通过低成本的机械堵水措施, 但是储层和井筒条件以及层内出水都会对该技术造成影响而不能大规模推广应用。在高含水后期油田采收率提高措施中, 多轮次调剖大面积效果会逐渐变差。因储层连通性较差以及注水水质的影响, 部分水井的注水压力高, 注水量下降, 无法满足地质配注要求。
2 注水工艺配套技术介绍及相关应用
在油田的注水工艺中, 需采取精细分层注水, 合理分配层段水量, 维持合理的注采比, 加密水井测试调配, 保证高注水井分注率和高分注合格率, 采取注水井增注工艺来实现细分注水。普遍采用单井或井组高压注水等措施来对注水及配套工艺进行改善, 提高油田采收率, 实现二次采油, 同时也可应用气动力深穿透解堵技术和酸化解堵技术。水力震荡解堵是在告诉水射流的脉冲波对地层的作用下实现解堵增注, 今年来也有一定程度的发展。注水井网节能增注调压技术对干线来水进行重新分配, 减少了高压能耗的同时平衡了注水井网压力, 提高了系统的效率。此外还有多脉冲加载压裂解堵增注技术的现场应用也取得了较高的效果, 还有水力深穿透射孔工艺、强磁增注、化学调剖解堵、堵水工艺、小型压裂技术和氟硼酸解堵技术等。以下对相关技术进行分析讨论。
2.1 多脉冲加载压裂技术
该技术在水井中的应用可实现降压增注, 能有效降低地层破裂压力和诱导裂缝走向, 特别是在深井、中深高温井特殊岩层的水力压裂和酸化压裂施工提供更好的地层环境, 由于其连续多脉冲, 地层的压裂作用能有效延长, 可以生成多条不受地层主应力约束的裂缝而形成较长的裂缝体系, 能产生高热量的多种复合药剂的选用可形成较强的热化学作用, 对地层渗透导流能力有很好的提高效果。该技术在处理薄层和跨距较大的层段时能获得较好的增产增注效果。近年来, 该技术的应用可以达到95%以上的成功率, 能获得很好的经济效益和社会效益。
2.2 化学调剖调驱
化学调剖可以对吸水剖面进行调整, 能有效改善高含水期油田注水开发效果, 加大调剖力度可促进深部液流朝深部调剖调驱实施的转向, 降低注水低效、无效循环, 加大差油层的动用程度, 缩小或稳定产量的递减和含水上升速度, 提高采收率。综合分析注水中存在的问题, 注入水沿裂缝和高渗层方向窜进, 形成平面各向和纵向各层油井受效不均。化学调剖使用小剂量时封堵半径较小, 后续注水可绕过封堵屏障, 大大缩短了措施有效期。还可采取区块整体调驱措施来控制层内高渗透带, 提高注水压力扩大波及体积, 可以动用相对较低的渗透带, 缓解层内吸水矛盾, 改善吸水剖面和增加一线油井产量, 有着明显的稳油控水效果。
2.3 压裂解堵技术
在许多低渗透油田, 在不压裂的情况下, 储层不出油或出油量小。随着压裂工艺技术的不断提高发展, 在各类低渗透油层的开发中发挥了很重要的作用。压裂工艺不只是对油层一次改造增产有效, 还可进行多次有效的重复压裂。对于部分酸化效果不明显的区块可进行小型压裂增注试验, 结合气动力深穿透解堵技术的开展, 在主药剂反应引发下产生大量高温、高压气体, 使岩石生成裂缝, 压裂解堵技术的应用很好的解决了不同井况堵塞、注不进和欠注的问题, 使得地质配注方案能有效执行。
2.4 堵水工艺
在具有隔层条件的高含水井中形成了采油堵水一次管柱、大通径堵水管柱、丢手堵水管柱、机械找堵水管柱等工艺以及相关的配套技术和工具。该工艺可对油井内强水淹高含水层实现机械封堵, 对高含水层的产液量进行控制, 提高了低含水层的产液量, 实现产液剖面的调整, 达到降水增油的目的。
2.5 地层配伍评价分析, 保证注水水质达标
对转注前区块敏感性加强评价分析, 强化油层保护及预处理技术的研究, 做好注入水质的配伍性检测工作, 保证注入水的质量以及与油层的配伍性。对于新投注区块, 首先需要进行配伍性评价试验, 在水质检测中应着重观察颗粒粒径中值和细菌含量。通过物理化学想结合方法进行杀菌来降低成本。对注水压力进行优化设计, 低渗透新区对注水官网的早起设计按超高压注水压力进行, 降低使用井口增注泵以及后期调改措施的工作量, 实现污水精细化处理, 保证注水水质符合要求。
2.6 超前注水, 强化注水技术
为尽快提高地层压力, 实现有效压力驱替系的建立, 在采取井区超前注水外还需要对注水手段进行强化。可以通过注采同步来强化注水, 也可在没有建立有效压力驱替的孔隙渗流驱采取温和注水。对于地层能量不能有效补充的地层可通过注水强度与注采比结合的方式来进行注水。
如果油藏均质性较好, 各层间、平面以及层内差异性较小的情况时可以进行笼统注水, 对于非均质多油层的油藏在开发后期, 含水量会逐步升高, 低渗油藏的开采效果也会越来越差, 可以通过分层注水来对层间矛盾进行调整, 提高开发效果。强化注水管理、细化注采工艺、完善注水工艺技术来减缓开发后期油田的产量递减和含水上升情况, 为油田的稳产作贡献。
参考文献
[1]江琴.雷64断块砂砾岩底水油藏注水开发效果评价[J].石油地质与工程, 2013, 1
高含水开发 篇5
强度折减法在高含水滑坡稳定性分析中的应用
文章依据滑坡体岩体破碎、地下水丰富、坡体含水量高、滑坡面积大、厚度小、稳定性差等特点,选取青海省麦秀山1#滑坡为例.结合麦秀山地区的工程地质特点,利用FIAC-3D有限差分程序,基于强度折减法对该滑坡进行了稳定性分析.通过对滑体岩土体强度指标的折减,模拟地下水对岩土体的影响,当边坡的塑性区由坡脚贯通至坡顶、坡体上特征点的位移值产生突变,且无限制的增长时,认为边坡达到临界破坏状态,此时的.强度折减系数即为滑坡的稳定系数,同时可得到滑坡失稳破坏的潜在滑动带,以揭示滑坡的失稳破坏机理.分析计算表明:强度折减法不仅能够模拟出滑坡渐进破坏的过程,而且所求得的稳定系数更符合滑坡的实际状态,在滑坡稳定性分析中具有明显的优势.
作 者：作者单位：刊 名：中国地质灾害与防治学报英文刊名：THE CHINESE JOURNAL OF GEOLOGICAL HAZARD AND CONTROL年，卷(期)：20(3)分类号：P642.22关键词：岩土体强度折减法 高含水滑坡 稳定性分析 失稳破坏 折减系数 稳定系数 Strength Reduction Method of rock-soil body high-water-content landslide stability analysis destabilization failure reduction factor factor of stabikey stability
高含水开发 篇6
摘要：普通过磷酸钙（简称磷肥）的国家标准中规定一级品的水分小于l5%，但由于每种磷矿的成因、化学组成及物理性质的不同，采用湿法工艺时，高镁磷矿矿浆的流动“起点水分”往往偏高，导致磷肥成品水分随之超标。为抑制和降低镁杂质对磷矿矿浆粘度的危害，针对中小磷肥厂的成本和技术现实需求，本文提出采用稀硫酸替代纯水进入磨浆工艺，从而达到降低矿浆含水率，以确保磷肥产品的质量。
关键词：磷肥厂；高镁磷矿；矿浆；含水率；硫酸
中图分类号： TD932 文献标识码： A DOI编号： 10.14025/j.cnki.jlny.2016.14.038
1 主要试验设备
试验采用的主要设备有增力电动搅拌器、电热恒温水浴锅、酸度计、电热恒温干燥箱、万分之一电子天平、旋转式粘度计、鄂式破碎机、卧式球磨机、箱式电阻炉、真空泵等。
2 酸性物质的选取
降低磷肥矿浆碱性的方法有很多，最简单的就是投加HCl、HNO3、H2SO4、H2SiF6、H3PO4等无机酸，甲酸、乙酸、乳酸等有机酸等酸性液体。HCl、HNO3本身挥发性强，不适合半封闭球磨机使用，容易造成酸雾弥漫，工作环境恶劣，首先排除；H3PO4成本较高，也不宜使用；H2SiF6作为湿法磷肥的副产物和废弃物，从环保角度出发，有研究者做了H2SiF6回用于磨浆工艺试验，实际生产证明容易造成矿浆起泡，也不推荐使用，现有废H2SiF6大都改作生产氟硅酸钠；有机酸处理后的磷矿石不利于湿法磷酸后续生产，且有机酸价格昂贵，造成水污染，因此也不宜大规模使用。
使用H2SO4较为适合，原因：一是H2SO4是湿法磷肥生产工艺中的必备原料，不存在另购原料的负担；二是H2SO4成本很低，不会增加生产成本；三是不存在引入其他杂质或元素，干扰后续工序。
3 最适矿浆含水率的选取
综合考虑湿法磷肥工艺水分平衡计算和现有工艺不做大调整的两种因素，矿浆含水率为27%基本能保证熟肥的含水率达标。矿浆含水率高于27%，熟肥含水率较高；如果矿浆含水率降到27%以下，会导致在实际生产过程中，矿浆含水率过低，进入化成室加入浓硫酸后，水分因为化学反应剧烈放热挥发加速，导致鲜肥固化速度过快，在化成室搅拌桨上方和下料口处结块， 影响下料和化成皮带输送。如要将矿浆含水率降低到27%以下，解决结块问题的措施：增加搅拌机转速；增加搅拌器的叶片数目，从二级增加至三级；减少料浆在化成室停留时间，加快化成皮带速度，这就需要多次试验解决，增加了工艺的变动成本，所以选择27%含水率较为适宜。
4 H2SO4浓度和矿浆粘度的关系试验
高浓度H2SO4作为强酸，不宜直接加入尚未彻底磨碎的矿浆，会导致H2SO4与磷矿石产生剧烈反应，生成大量不溶性CaSO4覆盖在磷矿石表面，阻碍后续化成工序，所以必须采用低浓度H2SO4，减少H2SO4与磷矿石的反应程度。
根据文献资料和矿浆pH值，有资料提及可以用3%～5%稀H2SO4降低磷矿矿浆含水率。为增加数据有效性和对比度，作者选取0.5%、1%、3%、5%浓度稀H2SO4进行试验较为恰当。在保证矿浆含水率在27%的基准上，选取四种浓度的稀H2SO4与磷矿矿粉进行混合，用搅拌机搅匀后，模拟进入球磨机状态，进行各参数测定。
4.1 H2SO4浓度和pH值对应关系
0.5%、1%、3%、5%四种浓度稀H2SO4，pH值分别为2.54、2.19、1.88、1.65，H2SO4为强酸，H2SO4浓度和pH值基本成线性关系，考虑稀H2SO4的pH值过低，代替纯水进入球磨机后，需要对球磨机等后续设备进行防酸腐蚀处理。
4.2 H2SO4浓度和投加后矿浆粘度对应关系
折线为H2SO4浓度和投加后矿浆粘度相关曲线，曲线为多项式回归分析曲线，在1%浓度稀H2SO4的27%矿浆含水率下2040mpa.s粘度和之前测得用纯水的30%矿浆含水率下1840mpa.s比较接近，1%浓度的稀H2SO4降粘度效果较好，27%含作为水分起点是比较合适的。
使用3%～5%的稀H2SO4和矿粉过于剧烈反应，放热升温明显，气泡较多，导致水分迅速散失，进而致使矿浆变稠，粘度反而迅速上升，不符合生产要求；0.5%～1%的稀H2SO4和矿粉反应轻微，气泡和放热不明显，粘度较低。
4.3 H2SO4浓度和投加后矿浆pH对应关系
0.5%、1%、3%、5%四种浓度稀H2SO4与矿粉混匀后，静置5分钟后，测得投加后矿浆pH值分别为6.35、6.16、4.72、4.56。
当pH值较小时，溶液酸性较强，由于对于单位反应比表面积而言，镁元素由于含量比磷本身就低，磷矿中磷灰石与含镁白云石同时与H2SO4反应，导致反应过于剧烈，矿浆pH偏酸性较强，大量矿物质持续溶解进入，加之水分因反应放热而挥发，导致粘度反而升高。当pH值较高时，溶液的酸性降低，由于矿浆中氢氧化物参加反应，H2SO4中H+离子的中和度下降，因此磷矿与H2SO4反应的速率很慢，矿浆pH呈微酸性，抑制Mg（OH）2等胶体的生成，导致粘度下降。当pH值过高时，H+浓度过低，只能少量抑制Mg（OH）2胶体的生成，导致粘度下降不多。
投加1%稀H2SO4的矿浆从球磨机磨浆完毕后，pH值为6.16，呈微酸性，需要对后续管道设备进行防酸腐蚀处理。
5 结论
当维持矿浆含水率为27%时，用1%浓度的稀H2SO4替代纯水磨浆，其粘度降低66.7%。在2000mpa.s左右相同粘度下， 用1%浓度的稀H2SO4替代纯水磨浆，矿浆减水率为11.1%。投加稀H2SO4可以降低高镁磷矿矿浆含水率，初步解决磷肥生产水平衡问题。但要注意浓H2SO4和纯水混合槽、球磨机内衬、研磨钢球、矿浆到化成室段的管道要进行防腐蚀处理。
参考文献
[1]谢文俊.高（含）镁磷矿生产过磷酸钙的实践[J].磷肥与复肥，2002，17（04）：18-19.
[2] 张雪杰，等.高镁磷矿化学脱镁过程的工艺研究[J].化工矿物与加工，2010（02）：1-3.
高含水开发 篇7
关键词：注水开发,高含水,经济政策
含水期油田开发技术经济政策的确定和相关政策和措施的调整会直接影响到油田的整体开发水平以及油田开发的经济效益。对于注水开发含水期油田开发技术经济政策的探究, 从而分析出注水开发含水期油田开发技术经济政策的系统方法, 能够为油田开发决策提供充分的科学依据。
1 对于地质条件和开发效果的评价分类方法
在分析注水开发含水期油田开发技术经济政策方法的过程中, 为了适应油藏区块分类的要求, 可以合理的应用地质条件和开发效益评价分类方法, 对于各类油田可以分单元进行模糊聚类和认真的评价, 对于地质条件和开发效果存在严重矛盾的单位进行重点分析, 从而可以有针对性的制定指标和较为适宜的挖潜地区, 还可以根据实际情况合理的调整油田开发策略。在地质条件和开发效果评价分类方法上主要分为模糊聚类方法和模糊数学评判方法。模糊聚类方法主要是通过引入相互关联的系数, 进行聚类, 不断的进行排序, 最后按照可用贴近度进行油田区块分类, 从而科学的划分油田区块。模糊数学评判方法主要在对油田区块进行合理的分类时, 通过优劣的相对顺序体现出一个较为模糊的概念, 科学的应用模糊数学方法处理这一问题, 从而达到对油田块区进行科学分类的目的。所以, 科学合理的应用地质条件和开发效果的评价分类方法能够对油田块区进行科学的分类, 并且能够根据油田块区的分类的实际情况, 及时的改变油田开发政策。
2 原油成本分类和预测方法
在分析注水开发含水期油田的开发技术经济政策方法中对原油成本的分类和预测是较为重要的一个环节。由于原油成本受到多种因素的影响, 因此对原油成本的分类和预测也是较为困难的。从原油成本总额和原油产量之间的关系分析, 可以将原油成本分为固定成本和可变成本。其中固定成本与油田规模成正比, 在原油开发过程中固定成本不受油田产量的影响。可变成本与油田规模不发生任何关系, 但是与油田产量成正比, 油田产量越大, 可变成本越高, 相反, 油田产量越少, 可变成本越少。可变成本涉及的费用相对较多, 主要包括材料费, 动力费, 注水注气所需的费用, 燃料费以及油田处理费用等。所以在很多程度上原油成本的高低是由可变成本决定的。
3 油井经济极限指标计算方法
在分析注水开发含水期油田的开发技术经济政策方法过程中, 对于油井经济极限指标计算方法是不能忽视的。对于分析油井经济极限指标计算方法要充分了解油田单井经济极限的含水率, 认真分析经济采收率, 单井经济的开发年限以及对措施经济临界增产量的计算。所以, 科学的分析油井经济极限指标计算方法是一项较为困难的工作, 但是探究出油井经济极限指标计算方法是必须要进行的, 这对于分析注水开发含水期油田的开发技术政策方法具有重要作用。
3.1 单井经济极限含水率
经济极限含水率是指当油井开发到一定阶段, 其含水达到一定数值时, 投入与产出相抵, 如果含水还在上升, 很可能会导致亏损, 油井此时的含水率就是含水经济极限。通过盈亏平衡分析原理, 就是当收入与成本费用相等时, 应该确定含水经济极限。也就是说, 含水经济极限越高, 油井盈利的可能性越大, 相反, 含水经济极限越低, 油井亏损的可能性越大。油井经济极限含水率的基本公式是365单井日产液量*开井时率* (1-含水率) *商品率* (油价-单位税金) =单井年成本费用。所以, 制定明确的单井经济极限含水量, 对于提高油田开发的经济效益具有重要作用。
3.2 经济采收率
在分析油井经济极限指标计算方法时, 了解经济采收率是非常重要的。因此, 必须清晰的认识油藏的经济采收率, 从而能够得知油藏中采出的经济可采储量在地质储量中所占的比例, 只用准确得知油藏的经济开采率, 才能合理的开发油井。
3.3 明确单井经济开采年限
在分析油井经济极限指标过程中应该根据单井经济极限含水率准确的计算出单井经济开采年限, 通过对单井的含水率和时间的预测模型确定单井经济开采年限。这样在油井开发过程中能够合理的调整相应的策略, 尽可能的提高油井开发的经济效益。
3.4 对措施经济临界增产量的计算
对措施经济临界增产量的计算主要是通过盈亏平衡分析方法和零净现值分析方法进行计算。盈亏平衡分析计算方法主要是通过分析达到盈亏平衡点时的年产量、年销售收入以及年成本费用等相关数据, 准确的得出措施经济临界增产量。
4 油田开发项目经济开采年限的计算方法
油田开发项目经济开采年限的计算方法主要是在经济开发技术不发生改变的情况下, 准确的计算出油田开发项目的经济开采的最长时间, 在开采的期限内内部收益率必须高于目标基准收益率, 或者确保净现值大于零。通过科学的计算油田开发项目的经济极限产量和预测原油产量, 当预测原油产量与油田开发项目的经济极限产量相等时, 就是油田开发项目经济开采年限。
5 经济可采储量的计算方法
通过投入与产出平衡原理, 经济开采储量可以运用注水开发油藏的水驱特征曲线预测出来。可以将水驱特征曲线与经济极限含水率有效的结合起来, 最终得出经济可采储量。通过计算出含水率、地质储量的采出程度、累计采油量, 从而推算出经济可采储量。
6 总结
本文通过对注水开发含水期油田的开发技术经济政策的分析和研究, 从中可以看出, 通过应用油田开发技术系统方法确定注水开发含水期油田的开发技术经济政策, 对于合理的开发含水期油田, 提高油田开发的经济效益具有重要作用。
参考文献
[1]田玲钰.周游.姜贻伟.等气藏经济采收率的确定方法天然气工业.[J].2002. (6) .[1]田玲钰.周游.姜贻伟.等气藏经济采收率的确定方法天然气工业.[J].2002. (6) .
[2]杨雪雁.张广杰.油田开发调整项目的经济评价与决策方法.[J].石油勘探与开发.2006. (2) .[2]杨雪雁.张广杰.油田开发调整项目的经济评价与决策方法.[J].石油勘探与开发.2006. (2) .
高含水油藏转热采开发可行性分析 篇8
1 水驱影响因素分析
稠油在多孔介质渗流时, 普通稠油表现为拟塑性流动, 其渗流速度与压力梯度在低温下呈凹形曲线关系, 随着温度升高接近线性;随着压力梯度的增加, 渗流速度加快。渗流速度曲线与压力梯度的交点不经过原点, 稠油渗流须克服一定的压力梯度, 这个压力梯度即为启动压力梯度。
从不同渗透率岩心测得的实验结果来看, 启动压力与粘度并不呈现线性关系, 随着粘度的升高, 启动压力加速上升。利用测得的启动压力计算江汉水驱稠油油藏的极限注采井距, 在不同生产压差下, 极限注采井距分布在在50m~150m的范围内。而目前实际注采井距一般为150m~300m, 因此造成驱油效果较差。
因此可以通过提高地层温度, 降低原油粘度的方法来提高流度, 从而增大极限注采井距。研究结果显示, 泄油半径对原油粘度非常敏感, 提高油层温度是有效的提高稠油采出程度的方法。
2 水驱转热采可行性分析
一般认为, 如果储层中含水率过高, 必然会造成热量的浪费。水驱稠油油藏经过多年开发后, 普遍进入高含水生产阶段, 产出液中含有大量的水。但并不能以此认为地层中含水饱和度也很高。通常水驱采用存水率来反应注入水的利用情况, 但是由于长期统计误差, 以及地下窜流等影响, 并不能准确反应水量的实际增加程度, 因此本文采用物质平衡法计算目前的平均含水饱和度。针对储层含水饱和度对蒸汽热量利用的影响开展了室内研究, 以此判断高含水油藏转注蒸汽开采的可行性。
2.1 高含水率与地层热损失分析
蒸汽注入地层后, 其所携带的热量一部分被储层吸收, 另一部分会因传递给储层上下层的泥岩而损失。由于储层砂岩与泥岩之间的物质交流可以忽略不计, 因此影响这部分热量损失大小的主要因素是岩石与流体的导热系数变化。
对现场取回的岩石与流体样品测试了其在不同温度下的导热系数。从测试结果看, 砂岩和泥岩的导热系数相近, 随着温度升高, 导热系数均略有下降, 对热量的保存有利。水的导热系数随温度升高先有上升, 当温度超过150℃后开始下降, 原油的导热系数最小, 随温度升高缓慢下降, 总体来看流体的导热系数变化不大。
蒸汽在加热地层的过程中, 热量主要依靠流体在岩石内部的渗流进行传递。尽管水的导热系数远大于原油, 但是由于泥岩的孔隙极小, 水驱前后的含水率基本没有变化, 因此其导热能力也基本没有变化, 对蒸汽热量损失的影响极小。
2.2 高含水率对油层升温幅度的影响
储层吸收热量后, 岩石、水与原油具有相同的升温幅度。为了研究这部分热量在不同含水率下的加热效率, 首先对岩石与流体的比热容分别进行了测试。从测试结果来看, 在不同温度下水的比热容最大, 大约是原油的2倍, 砂岩与泥岩的比热容变化趋势是一致的, 均随温度升高而增大。泥岩由于密度大, 其吸热能力略高于砂岩。
由于水的比热容大于原油, 因此水量增加必然会影响蒸汽热量的加热效率。为了弄清其影响程度, 根据岩心模型以及各组分比热容的测试结果展开计算, 计算每上升1℃各组分吸收热量的比例。按平均孔隙度35%, 平均含油饱和度65%, 净总比0.9来划分初始状态下油层中各组分的体积比例, 砂岩占59%, 泥岩占6%, 原油占23%, 水占12%。然后改变含油饱和度, 计算不同含水率下各组分吸收热量的比例。
从结果来看, 在含油饱和度65%的原始状态下, 岩心温度每上升1℃, 岩石组分吸收的热量占65.16%, 原油占17.66%, 水占18.18%;随着含油饱和度的降低, 水的吸热比例快速上升, 岩石与原油组分的吸热比例逐渐降低, 但降幅不同, 当含油饱和度降至40%时, 岩石吸热比例降至60.41%, 仅降低了3.75个百分点, 原油则降低了7.43个百分点, 这主要是因为岩石组分体积未发生改变, 原油组分的体积减小。但总体来看, 由于岩石组分体积最大, 其吸热比例始终大于60%。
按照不同含油饱和度下的吸热比例, 计算了岩心吸热后的升温幅度。从结果来看, 随着含油饱和度的降低, 岩心升温幅度虽然逐渐减小, 但是减小的幅度并不大。以目前平均含油饱和度55%来看, 温度升幅只减少了3个百分点。因此认为在注入蒸汽条件相同的情况下, 高含水率对蒸汽热量利用的影响相对来说并不大, 水驱后的油藏开展热采是可行的。
3 水驱转热采时机分析
室内实验发现, 不同含水率下转为蒸汽驱, 最终的驱油效率基本相同。但是转驱时的含水率越高, 蒸汽驱油效率越差。综合含水为70%时转蒸汽驱, 此时的采出程度为11.31%, 岩心中含油饱和度高, 随着蒸汽注入, 产油量很快上升, 当注入0.5PV蒸汽时, 采出程度既已接近最大值;而综合含水95%时应用技术Applied Technology转蒸汽驱, 此时的水驱采出程度已经达到29.5%, 注入蒸汽初期产油量小, 直至注入0.25PV蒸汽后, 产油量才有明显增加, 注入0.75PV蒸汽后, 采出程度才接近最大值。
分析认为, 由于含水率对升温幅度的影响较小, 因此吸热不是主要影响因素, 主要原因是高含水所导致的汽窜影响, 转驱前含水率越高, 岩心内部水窜通道越多, 出口越容易产出蒸汽与热水。蒸汽注入油层后如果发生汽窜, 蒸汽或热水容易沿着大孔道被直接从采油井采出, 造成热量的浪费, 油汽比大幅降低, 因此越早开展热采, 效果越好。但在实际生产中, 往往都是在高含水条件下才进行转热采开发, 因此必须采取诸如泡沫驱等技术措施封堵高渗水窜、汽窜通道。
4 结论
水驱稠油油藏转热采可以大幅度提高采收率, 是低效水驱稠油油藏的主要接替开发方式。含水率对蒸汽热量利用的影响较小, 水驱稠油油藏转热采时间越早, 转热采效果越好。
参考文献
[1]杨斌, 沈静, 霍刚, 等.稠油油藏水驱转热采工艺可行性分析[J].油气地质与采收率, 2007 (4) .
[2]高明, 王京通, 宋考平, 等.稠油油藏蒸汽吞吐后蒸汽驱提高采收率实验[J].油气地质与采收率, 2009 (4) .
高含水开发 篇9
截止2009年8底, 第三采油厂第四油矿抽油机井293口, 开井237口, 平均单井产液35t, 单井产油2.1t, 平均含水94%, 平均泵效43.63%, 平均冲程2.5m, 平均冲次4.59n/min, 平均泵径51.29mm, 平均泵深942.64m, 平均油层中深1139.31m, 平均射孔顶界1094.01m, 泵深与油层中深平均差值196.67m。
通过分析, 有125口井泵挂深度850-950m之间, 占总井数的46.08%, 有17口井泵挂深度在750-850m之间, 占总井数的6.14%, 有83口井泵挂深度在950-1000m之间, 有88口井泵挂深度在1000m以上。随着泵挂深度的增加, 含水在逐渐下降;产液逐渐下降;产油逐渐下降;沉没度在逐渐上升;泵径逐渐下降;冲程逐渐下降;冲次呈正态分布;泵效逐渐下降。
二、泵挂深度调整效果分析
(1) 、上提泵挂井效果
近三年, 第四油矿上提泵挂井一共有70口井, 其中上提泵挂在100m以上有13口, 水力割缝及补孔换大泵上提泵挂4口, 换型换泵上提泵挂2口, 压裂后换大泵上提泵挂1口, 检换大泵上提泵挂4口, 漏失检泵上提泵挂2口。上提泵挂在50-100m之间有31口, 通过统计调整井的参数与生产数据变化看, 沉没度下降, 对于含水大于90%井, 含水基本保持稳定或下降;而对于含水低于90%井, 含水上升井较多。
北4-90-丙271井在08年4月压裂后换泵, 泵挂深度由948.23m上提849.63m;这口井在1997年4月新井下泵, 泵挂深度在1052.89m, 在05年5月检换泵施工, 泵挂深度由1052.89m上提到948.23m。通过这口井对泵挂深度调整不难看出, 在2005年5月泵挂上提后, 产油基本保持不变, 含水略降。在08年4月这口井进行压后换泵后, 产量上升, 含水下降;措施效果明显, 杆、管用量减少降低成本;载荷下降, 电流下降, 地面设备和井下工具故障率降低;抽油机系统效率有所提高;泵漏失量和管损减少, 泵效上升。
(2) 、加深泵挂井效果
从07-09年, 第四油矿加深泵挂井5口, 主要由于检泵及检换泵。通过统计这5口井的参数与生产数据变化看, 沉没度上升, 含水略有下降。
三、泵挂深度调整原则的确定
通过现场泵挂深度调整来看, 泵挂深度调整前后, 抽油机井的产液、产油、含水、泵效、沉没度、电流等数据均有较大幅度变化。可见泵挂深度这一参数的调整, 是采油工程系统一项不容忽视的工作。泵挂深度优化调整, 为采出井有效、高效开采地下剩余油, 适应高含水开发后期的需要, 为抽油机井井下参数优化设计拓宽新的思路。
(1) 、上提泵挂选井原则
对于高含水开发后期阶段, 在油藏工程无其他调整措施的前提下, 为有效控制无效水循环, 降低作业“两率”, 减少杆、管用量, 降低抽油设备的磨损, 有必要对部分“三高”井 (高产液、高含水、高沉没度) 合理上提泵挂深度。
(2) 、加深泵挂选井原则:
虽然目前萨北油田北部过渡带处于高含水开发后期, 但是由于开采时间的不同, 以及对油层认识的深化, 一部分井仍有很大的挖潜实力。对于这部分井应适当采取加深泵挂。
四、泵挂深度调整方法的确定
(1) 、调整方法参数的选择
泵挂深度主要与油层中深、流压、套压和含水有关, 下面对这几项因素分别进行分析。
(1) 油层中深
在目前开发形势下, 由于水驱开采时间较长, 由于重力原因, 剩余油的分布主要集中在上部, 如果将油层中深设为泵挂深度的极限, 将不利于对油层顶部剩余油的开采。为了放大生产压差, 可将油层中深改为射孔顶界深度。而且有的抽油机井射开层段较多, 应根据产液剖面重新确定泵挂深度的极限。
(2) 流压
流压对泵挂深度的调整是一项重要的参数, 它直接反映油层的供液能力。目前在现场, 流压大部分都是由沉没度等参数折算的, 实测较少, 所以应用沉没度这一参数在现场更便于直观分析。同时由于沉没度这一参数对抽油设备能否长期有效生产起着至关重要的作用, 应重点考虑。
(3) 套压
套压在现场一般波动范围在0.3-2.0MPa之间, 由于采取定压放气等措施, 对套压大于0.5MPa, 原则上定压为0.55 MPa, 所以对泵挂深度的确定影响不大。
(4) 含水
含水对泵挂深度的调整是一项重要的参数, 它关系到确定该井是否有可采价值, 同时也是进一步挖潜的一个主要依据, 应重点考虑。
通过以上分析, 与泵挂深度调整相关的重要参数是沉没度和含水。
(2) 、调整方法的确定
通过以上分析, 泵挂深度的调整主要涉及到含水、沉没度和泵挂深度三个参数, 形成三维坐标。通过多学科分析, 借鉴机械制图的方法, 应用三视图便于系统分析。
泵挂深度相当于实物图中的“宽”, 对于通过含水 (“长”) 和沉没度 (“高”) 确定后, 再调整宽。同时由于沉没度是一个量纲 (单位m) , 不便于分析, 应用无量纲的沉没率 (沉没度/泵深×100%) 替代沉没度更便于分析。
(3) 、泵挂深度调整的范围
对于泵挂深度上提井随着含水的升高而升高, 同时考虑换小一级泵径和从地质进行调整, 通过对目前第四油矿泵挂深度的实例看, 一般泵挂深度控制在900-1000m之间较合理。
对于泵挂深度加深井, 最大限度加深至油层中深, 同时注意机型的选择。
摘要：本文对萨北油田北部过渡带第四油矿抽油机井泵挂深度现状调查分析, 初步形成抽油机井泵挂深度调整原则, 运用沉没率与含水分级图, 确定泵挂深度需要调整井的范围;结合目前开发形势, 确定泵挂深度的调整范围, 对高含水开发后期抽油机井泵挂调整提供可借鉴性依据。
关键词：高含水,抽油机井,泵挂深度,调整原则
参考文献
高含水油井取样方法改进 篇10
1 目前高含水油井取样存在的问题及影响
(1)油井进入高含水期产液量波动较大且无规律,低液量井存在间歇产液现象,增加了油井取样的难度,表1为侧真21A井含水率变化情况。
(2)现有的取样装置、标准规范和工作制度对于含水率>80%油井缺乏适用性,难以取准代表性油样,导致含水分析误差大。
(3)操作人员未能规范取样操作,取样时间和取样量不符合要求,样品代表性低。
(4)受操作方法、环境条件、流程设备等因素影响,化验数据的真实性和可靠性降低,生产数据不能准确反映油井生产动态,增加计量误差,影响经济考核和生产方案的制订与实施。据统计,产生原油生产计量误差的主要因素是含水率。
(5)针对高含水油井取样,目前可供参考的技术资料较少,GB/T 4756-1998《石油和液体石油产品取样法(手工法)》和SY/T 5317-2006《石油液体管线自动取样法》等标准仅适用于管输原油的取样分析,参照性较低[1,2]。
2 实施高含水油井取样设想
2.1 实施高含水油井取样研究原则
开展高含水油井取样操作方法研究,要遵循可靠性、适用性和经济性原则,对现有井口取样工艺流程不进行明显改动,不增加操作人员劳动强度,改进取样方法、取样装置和工作制度,录取代表性较高的油样,得到准确的含水率数据。
2.2 实施改进高含水油井取样方法的研究方案
选择典型的高含水油井作为试验地点,对目前的取样装置、取样容器和取样方法实施改进,进行数据比对与验证,分析含水误差变化原因,确定具有实用价值的取样装置与操作方法,指导基层人员掌握与应用,表2为试验油井生产数据。
3 实施高含水油井取样改进试验
3.1 井口取样器制作
为准确录取高含水油样数据,针对目前取样中存在代表性差,取样量少影响含水化验分析准确度的问题及制作与安装不规范的现象,参考标准规范,结合现场实际,在油井井口制作了取样装置(图1)。
(1)设计、制作油嘴套取样器(图2),采集水平管线油液样品。
根据SY/T 5317标准对水平流动油液含水分布呈梯形变化描述(图3),制作喇叭口取样器,可扩大采样截面,提高流动状态下录取油样的准确性。
(2)为提高样品比对效果,经过筛选,该装置在符合试验条件的真11-2、沙20-33等4口高含水油井进行了制作安装,与现有油井取样器进行取样比对。同时按照GB/T 4756标准在垂直管段的取样位置处,制作标准取样器,以增加油样的比对范围,提高试验效果。
3.2 制作高含水取样筒
依据Q/SH 0182《采油井资料录取规定》要求,含水率≥90%油井取样量不少于2 500mL,为提高样品的代表性,制作了带底阀的样筒(图4),样桶容积为5L,并制定了取样方法[3]。
(1)取样器排尽残油后,在上冲程多次取足油样,油样冷却后,从底阀排放溶解水与游离水,观察水变混浊后关闭底阀,称取前后重量,得出排水量。
(2)按上述方法填补空出容量,观察样筒内油样浓度符合分析要求(建议含水率<60%)。
(3)样品送化验室进行含水率测定,根据现场排水总量,计算综合含水率。
3.3 数据分析
(1)根据表3中真11-2、真108、侧花3-1等油井取样比对数据,从油嘴套取样器录取油样的含水率,比目前普遍采用的井口取样器录取油样含水率平均高出2.1%,同时其他油井比对数据也基本验证了上述变化。
(2)油嘴套取样器的取样范围覆盖了GB/T4756和SY/T 5317对水平管要求的取样点的位置,相比于单点开孔取样器,录取样品受液体流动状态和充满程度等因素变化影响较低。对出现结腊和卡堵情况,一是通过油嘴套循环热水加温;二是可拆卸检查维护,具有创新性、实用性和可靠性特点。由于伸入端较长,取样前需排尽管线内残留油液,确保样品纯度。
(3)油嘴套取样器配合带底阀的5L样桶,进行高含水油井取样,覆盖生产时间长、取样量大、操作方法合理。采用喇叭口取样截面,包含了GB/T 4756和SY/T 5317等标准所要求的取样范围,使取得样品具有较高的代表性,2012年4月以来,现场通过连续多次的含水比对试验也验证了上述结论。
3.4 油井取样器改进的含水比对
在真11-2和真108井,实施目前普遍采用的取样器,与按照GB/T 4756标准制作的取样器,进行了比对试验,试验情况见表4。根据试验数据,在油液呈自上而下流动状态下,2种取样器按照同样操作方法得出的含水率相对误差绝对值<0.6%,误差变化不明显,其原因是油液流动状态均未能符合标准要求,样品均化效果较低。
4 结论与启示
(1)高含水油井具有产液量、含水率与气液比等生产状态不稳定特点,随着油田进入开发后期,高含水油井的数量与比例将逐渐增加,因此实施高含水油井取样研究,对提高生产数据准确度非常重要。
(2)通过取样器制作与取样容器改进试验,掌握了一定含水变化规律,如油嘴套取样器结合带底阀样桶,录取样品的准确度平均提高了2%。
参考文献
[1]GB/T4756-1998石油和液体石油产品取样法(手工法)[S].
[2]SY/T5317-2006石油液体管线自动取样法[S].
东部老区高含水油藏挖潜对策研究 篇11
胡状集—庆祖集油田是位于渤海湾盆地东濮凹陷西部斜坡带的一个砂岩构造油藏,储层属于湖盆边缘扇三角洲水下扇沉积体系,储层平面、层间、层内及微观非均质均较严重;断层发育,构造复杂,对储量的水驱动用、采收率的提高及剩余油的分布均有较大影响。
目前油田已进入特高含水开发阶段,综合含水93.5%,其中含水大于95%。以上的区块地质储量占32.3%,采油速度0.32%。综合含水90%～95%之间的区块地质储量占47.4%。
2 剩余油分布规律及潜力分类
为明确治理方向,考虑剩余油分布特点及储层特征,对剩余油进行重新划分,共分为五种类型。
①复合韵律层内剩余油。剩余油主要类型为层内未水淹型为主,此类砂体46个,主要是由于层内隔夹层及物性的影响造成水驱动用的差异性而形成的剩余油,占总储量的24.6%,这部分储量平面水淹比较严重,剩余油在层内滞留。②简单韵律层剩余油。简单韵律层平面水淹比较严重,由于层内非均质性影响注入水沿层内高渗带突进,相对中、低渗条带剩余油滞留。此类砂体5 8个,占总储量的21.2%,大部分剩余油在层内以微观剩余油存在。③滞留区型剩余油。此类砂体9 7个,主要是由于非水驱主流线部位、相对低渗区、砂体边部、及构造高部位形成的局部平面剩余油,占总储量的21.2%。④连片分布相对差油层型剩余油。平面展布稳定,储层物性相对较差,层间干扰影响未得到充分动用的砂体97个,占总储量的13.8%,这部分储量主要集中在三类层及部分二类层。⑤构造型剩余油。砂体92个,占总储量的19.5%。这部分储量主要是由于内部小断层影响,主要集中断层遮挡区。
3 挖潜对策探讨
总体思路:充分利用现有井网,依拖成熟工艺技术,以提高储量控制及动用为核心,在层间、平面剩余油研究的基础上,结合沉积微相,开展分类挖潜。对水淹严重的油藏(小层))开展二次重组,提升储层动用状况;层间矛盾突出的区块强化以分注为主导的细分注水,提高层间动用程度;复杂小断块强化精细构造再认识,完善注采井网,进一步提高水驱控制程度;同时优选优化合理注水方式,采取经济有效的手段,利用水动力增大水驱波及体积,进一步提高水驱动用程度和采收率。
(1)通过二次重组,提高储量控制及动用程度,降低低效循环,实现高含水储量深度水驱
依照储层物性相近、剩余油饱和度相近的原则,一类层按储层及层内剩余油分布特点,适当打破原有开发层系进行合理组合开发。重点挖潜一类层潜力,按韵律段发育和无韵律发育两种类型分别进行二次重组。
韵律段发育的储层,剩余油潜力主要以层内韵律段剩余油为主。利用监测资料、动态分析资料等结合隔夹层的展布规律进行层内韵律段剩余油定量描述,按物性相近、剩余油饱和度相近的原则,将水淹相对较弱、潜力较大的韵律段利用未射孔井潜力段补孔、挤堵重炮、下4时套等措施进行二次重组开发,提高采收率。
韵律段不发育的储层,潜力主要以局部滞留区及微观剩余油为主。将特性相近的储层组合起来,优化平面注采井网,建立起与沉积微相、剩余油相匹配的注采井网,提高波及体积。
近几年在隔夹层细分研究的基础上,结合高精度C/O、全谱、过套管测电阻率等监测资料对高水淹厚层中剩余油富集韵律段进行挖潜。优选19口井进行韵律段挖潜,有效94.7%,平均单井增油477t。证明高采出程度的厚层韵律段存在较大潜力。
(2)强化细分注水,实现层间有效水驱动用
对不同层间状况和井筒情况,相继研制开发出多层段分注管柱、大压差分注及适应于夹层小的分注配套工艺技术,为实现层间有效动用提供的基础。2015年以来共实施各类分注42井次,新增吸水层77层166.4米,对应油井,累计增油2321t。
(3)强化构造精细研究,加大注采完善力度,实现有效水驱
在复杂断块区重点开展油藏精细描述和剩余油分布规律研究,通过重建地质模型,加深对油藏构造认识程度,通过剩余油研究,认清剩余油分布规律,同时开展油藏合理井网密度研究等。通过以小断块为主的完善调整后,注采井数比由1:1.55提高到1:1.38,区块水驱控制程度由58.9%提高到68.6%,水驱动用程度由33.1%提高到41.4%。
(4)合理优化、选择注水方式,实现井组稳产
近几年通过注水方式的改变,开展了脉冲注水、脉冲+周期注水、层间轮换注水、平面周期换向注水等方式,把原来影响开发的不利因素(层内微观及层间非均质)变成有利因素,从而达到提高储量动用,改善开发效果,提高采收率的目的。2015年累计实施有效注水挖潜井组52个,年累计增油4861t,增加水驱动用储量62.5×104t。
4 几点认识
①油田开发中后期,潜力呈现多元性,因此要分类研究、分类治理才能确保水驱开发效果的改善,从而进一步提高采收率。②高含水储量剩余油分布状况复杂,必须深化储层内部构型、细分剩余油研究,不断地提高认识精度,并进行二次重组开发,能够实现深度挖潜。③要依托成熟的工艺技术,运用分注、多级分注、小夹层分注、大级差分注、改分层等工艺技术,能够利用现有井网资源,改善层间动用状况,提高水驱动用程度。④油田开发中后期开展不稳定注水方式,通过调整注水方式,进一步提高水驱波及体积,提高注水利用率。
摘要：高含水老油田在中国的储量和产量中占据着重要的位置,改善这些老油田的开发效果是目前面临的主要问题,高含水老油田的改善开发效果的工作是亟需的和十分重要。胡庆油田近几年通过剩余油精细研究、储层构型研究、有效注水方式研究等,取得了一定成果,实现了高含水期开发效果的改善。