提高开发效果技术对策

提高开发效果技术对策（共6篇）

提高开发效果技术对策 篇1

1 胜坨油田基本概况

胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡, 是典型的大型整装油田, 含油面积84.83Km2, 动用石油地质储量45802×104t, 可采储量18538×104t, 采收率40.5%。

胜坨油田自1964年投入试采至今经历了四个开发阶段:低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。目前开油井1793口, 开水井1033口, 日产液水平14.76×104t, 日产油水平7065t, 含水95.21%, 日注水平14.3×104m3, 注采比0.97, 注采对应率84.1%。

2 特高含水期胜坨油田水驱状况评价

由采出程度与综合含水关系曲线反映, 胜利采油厂的整体水驱效果较好。从宏观上看, 在不同的含水时期, 胜坨油田的水驱开发效果与国内外同类型油田相比均达到了较高的水平。

2.1 不同类型油藏提高水驱采收率空间通过精细油藏研究, 重

新认识剩余油分布状况, 加大新工艺、新技术的应用力度等, 仍有进一步提高采收率的空间。

一方面不同油藏开采的不均衡性, 决定了具有提高采收率的空间:胜坨油田为一多层砂岩整装油田, 油藏类型多, 储层非均质严重, 按沉积类型分为四类油藏, 一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层, 二类是以河流相沉积的非主力油层, 三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层, 四类是东营组及低渗难动用油藏。据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。

另一方面油藏平面及纵向上的不均衡性, 决定了具有提高采收率的空间。屏幕上侧缘相带吸水状况差、水淹程度低, 中心相带吸水状况好、水淹程度高。纵向上, 物性好的高渗透韵律段驱油效率高、水淹严重, 而物性相对较差的低渗透韵律段水淹较轻, 剩余油饱和度较高。

2.2 水驱油藏水驱控制程度分析胜坨油田地质储量45469×

104t, 从目前井网控制程度及水驱状况来看, 水驱储量34058×104t, 弹性开发储量2834×104t, 失控储量8577×104t, 水驱控制程度占75%。水驱控制程度差的原因主要有几个方面: (1) 复杂断块井网完善难度大; (2) 特高含水期油藏层间干扰仍然十分严重。一方面, 储层细分后, 注采对应状况变差;另一方面, 受储层非均质性的影响, 渗透率较低的非主力韵律层吸水差, 动态注采对应率低。 (3) 套坏井增多, 注采井网破坏严重。“十五”以来, 胜坨油田大约每年套管损坏60~80口井, 更加剧了层间干扰; (4) 河流相及三角洲平原亚相储层分布零散, 完善难度大。 (5) 高含水储量所占比重大, 控制程度降低。根据精细油藏数值模拟研究结果, 含水大于95%的剩余地质储量占总剩余储量的50%左右, 含水大于97%的总剩余储量的25%左右, 这部分储量目前80%处于无井控制状态, 造成油田的水驱控制程度只有72%。

3 特高含水期提高水驱开发效果的途径及对策

3.1 深化精细油藏描述和剩余油分布规律研究, 明确水驱老油田调整挖潜方向

几年来, 运用精细油藏描述技术, 已逐步形成了针对胜坨油田油藏特点的油藏精细描述及剩余油分布规律研究的关键技术、基本程序和研究侧重点。重点开展了三方面的研究, 即对胜坨油田沙二段的沉积特征进行了精细研究;对储层非均质特征进行了研究;运用数值模拟、油藏工程、动态监测技术, 对剩余油分布特征进行了整体评价研究。

3.2 创新油田开发调整思路, 不断优化注采井网, 提高水驱控制程度

“十五”期间在精细油藏研究的基础上, 确定了特高含水期井网调整的思路是以剩余油富集区为中心, 完善潜力韵律层及潜力砂体的注采井网, 最大限度的减少层间干扰, 提高水驱控制程度, 平面上逐砂体进行完善;纵向上逐韵律层进行完善。针对不同类型油藏的储层特点, 采取了不同的调整办法。

对以河流相正韵律或以三角洲平原相复合正韵律沉积为主的沙二段上油组, 主力油层以完善平面注采关系为主;非主力油层按砂体进行井网布署, 重点完善一类潜力较大砂体的注采井网, 增加二类潜力砂体的井网控制程度, 兼顾三、四类砂体。

对以三角洲前缘相反韵律沉积的沙二段下油组, 在细分韵律层的基础上, 建立韵律层井网, 提高水驱动用状况, 增加水驱控制程度。

对于复杂断块油藏, 在精细构造研究的基础上, 按照整体考虑、上下兼顾的原则, 采取滚动调整、跟踪研究的实施办法, 提高钻遇成功率, 取得了较好的调整效果。

对于多层砂岩油藏, 进行井网重组, 建立韵律层井网, 物性好的主力韵律层及主体相带进行组合, 建立大井距、稀井网开发模式, 非主力韵律层及侧缘相带储层进行组合, 建立适当的小井距、密井网模式, 最大限度减少层间干扰。

为进一步优化注采井网, 提高水驱控制程度, 今后1-2年中要重点要做好以下几方面的工作: (1) 单元或井区加密调整。 (2) 实施井网重组调整。 (3) 细分层系注水调整。 (4) 水平井整体井网优化。 (5) 强化注水结构调整, 提高注水效率。包括强化潜力韵律层注水, 增加水驱控制储量;强化欠注层分类治理, 扩大水驱波及体积;深化堵水调剖技术应用, 提高水驱效率;加强停注井及套损井分析与治理, 提高油水井利用率;细化停注井原因分析, 加大扶停井力度;细化套损井成因分析, 加大修复力度.

4 下步攻关方向

4.1 储层砂体内部结构描述, 揭示夹层分布规律以及对剩余油

的控制作用一是通过对不同沉积微相砂体内部结构的描述, 建立不同沉积微相砂体内部结构单元的展布模式;二是通过对不同韵律层的细分描述, 建立精细的储层预测模型;三是开展韵律段剩余油分布规律研究, 寻找有夹层和无夹层条件下剩余油分布规律。

4.2 开展剩余油分布定量研究, 系统研究不同类型油藏调整挖

潜技术重点研究开发后期渗流机理, 井网控制理论, 应用井间地震, 剩余油饱和度测井等新技术, 进一步研究油田剩余油分布模式, 定量描述不同类型储层剩余油分布, 寻找剩余油富集区, 建立油藏动态模型。

4.3 继续深化深部调剖机理研究继续深化深部调剖机理研究, 为进一步扩大注水波及体积、提高水驱开发效果提供有效手段。

4.4 开展胜坨油田改变液流方向先导试验开展改变液流方向

先导试验, 将平行于构造线的井排改为垂直构造线的井排, 探索水驱进一步提高采收率途径。

4.5 开展临界压力大强度提掖试验在二区83-5单元开展临界

压力提掖试验, 在强化注水的基础上, 将油层全部射开, 生产压差放到最大, 探索特高含水厚油层提高采收率途径。在井网重组完善井网的基础上, 实施对应的不稳定注水, 提高油藏采收率。

4.6 开展水平井技术适应性研究, 进一步扩大水平井应用规模“十

一五”期间进一步研究水平井开发的经济政策, 拓展应用领域和规模。根据特高含水期老油田开发特点和高油价条件, 研究不同油藏类型、不同开发阶段的水平井开发技术、经济政策界限等。

提高开发效果技术对策 篇2

坨二十八断块位于胜坨油田胜利村穹隆背斜构造的胜三区西北部，其北、东、西三面以1、3、4、5号大断层为界与坨30、坨11和坨21断块相接，西部与边水相连。坨28断块下油组共分三套开发层系(即：沙二7-8、9-103和104-13)三套层系最大含油面积5.7km2，地质储量3417*10zt。

1.1 储层特征

T28断块沉积类型为三角洲沉积，储层岩性以中、细砂岩为主，其次为粉砂岩和泥质粉砂岩，平均孔隙度20.3%，渗透率0.3-6.7μm2，属中孔、中渗储层(其中：7-8层系，平均渗透率2.8μm2;9-103层系平均渗透率2.0μm2;104-13层系平均渗透率2.6μm2)，储层的非均质性严重，特高含水期各小层渗透率、变异系数差异较大。

1.2 构造特征

T28断块是一个东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造，除5条边界大断层外，内部还有10条次一级小断层，断层均为南掉，多数近似东西走向，边界断层落差30-500m，内部断层落差只有10-30m。

1.3 流体性质

T28断块砂层组原油偏稠，平面上原油密度和粘度呈从西北向东南逐渐降低的趋势，原油密度从0.95-0.97g/cm3降至东南的0.92-0.93g/cm3;原油粘度从西北部的2000mPa.s以上降至东南部的1000mPa.s以下;纵向上原油密度和粘度基本上都有增加的趋势。

2、特高含水期坨28水驱开发效果评价

2.1 平面上大部分区域进入了强水淹区，但仍存在一部分含水较低的潜力区

平面上，虽然油藏大部分区域进入了强水淹区，但仍存在一部分含水较低的潜力区。主要集中在注入水波及程度较低区域剩余油富集，以主力韵律层1021为例，其次在断块的西南部和断层附近，受构造和井网控制程度的影响，剩余油相对富集。

2.2 非主力层剩余油潜力相对富集，是下步措施挖潜与注采调整挖潜的主要方向

纵向上，潜力主要集中在7砂层组、833、834、914、101、1031、113、114等非主力层。非主力韵律层突出特点是储层岩性、物性较差、采出程度低，动态井网控制程度差、水驱动用程度低。因此剩余油潜力相对富集，是下步措施挖与注采调整挖潜的主要方向。

2.3 制约坨28断块下油组单元稳产的突出影响因素就是

地层能量差，导致单元地层能量差的原因主要有以下两个因素：

因素一、平面注采不均衡，潜力井区累积注采比低坨28断块下油组平面注采不均衡，受地层渗透率，压力影响，在低压高渗井区，单元采液量较高，这些井区高液量井占总井数的1/3，平均综合含水目前均大于95%，而在在高压低渗井区，单元采液量较低，低液量井占总井数的1/2，平均综合含水92%，平面采液量不均衡。

因素二：层间差异大，限制单元有效注水

统计近两年的地层压力资料，反应主力层地层压力虽然在恢复，但非主力层地层压力在逐年降低，地层压降逐年增大。动态生产资料也反映出非主力层较主力层供液能力较主力层差，平均动液面较深。目前单元主力层启动压力为7.5MPa，非主力层启动压力12.3MPa，两套层系在同一压力系统下注水。这样易造成：一方面主力层吸水好容易造成水窜;另一方面非主力层欠注导致油井能量差，液量低。

3、特高含水期提高开发效果的途径及对策

3.1 精细注采管理恢复地层能量，明确坨28断块调整挖潜方向

一是精细注水、恢复地层能量：对于能量低、产量高、综合含水低、注采井网完善的井区，以层对层的精细注水为出发点，调整的重点是以恢复地层能量、适度提液为主。

二是主力韵律层控水提液：对于层间干扰严重、含水较高的主力韵律层：

1、通过强化非主流线注水，挖掘非主流线潜力;2、通过堵水调剖措施，加大水趋波及面积，挖掘主力层层内潜力;3、以动液面和含水的变化为依据，在培养的基础上，小范围的适度提液。

三是非主力韵律层“短线传递”调整：对于坨28下非主力韵律层以及7砂层组，实施“短线传递”，缩小注采井距，提高水驱效果。

3.2 创新油田开发调整思路，不断优化注采井网，提高水驱控制程度

治理对策一：层段间倒替注水，协调注采关系

根据目前井区注水井集中，每个井组的注水一般都2-3口，分层注水。针对井区储层非均质严重，注水井层间吸水状况差异大的问题。为缓解层间矛盾，达到分层有效注水的目的，根据井区油水井生产情况实施层段间不稳定倒替注水。分层注水层段不超过2个，减少层段间干扰因素，加强潜力层注水效果。

治理对策二：井区整体调剖，抑制注入水水窜

针对井区油稠，容易水窜的问题，通过对重点水井调剖，抑制注入水水窜。目前已实施了5口井，通过对高渗层的大剂量堵水，单井压力缓慢上升。

治理对策三：增加恢复注水井点，及时完善注采井网

针对部分井组，水井套损的问题，通过老井转注、水井大修，及时完善注采井网。例如31087井组，由于31087井套损后，只能全井笼统注水，受储层非均质影响，潜力层81层欠注，因此转注310x068井，强化81层注水。

治理对策四：问题水井及时维护，确保注水有效

在注采调整过程中发现的问题水井及时维护，确保管柱有效。问题水井，实施检管作业4井次：31058、31048、31098、38918。例如31058井检管后，该井组对应的电泵井310788井，及时补充了地层能量，遏制了因问题水井，造成的供液不足现象的发生。

3.3. 强化潜力韵律层注水，增加水驱控制储量

治理对策一：内部增加注水井点，完善井网

针对目前井区10砂层组中部，油井集中，对应水井均井区边外注水，油井均单向受效，井网不完善，地层能量低的突出问题，将中部油井37X910井转注，专注1021、1031主力潜力层，完善注采井网，转注后38100、3893两口位于地层低压区的油井先见效，地层能量恢复。

治理对策二：实施工艺增注，加强边部侧缘相带注水

针对井区边部水井受沉积环境影响，侧缘相带注水井注水状况差的问题，对边部水井实施酸化，加强边部侧缘相带注水。目前39109井已实施酸化完毕，该井酸化后，由原来的全井不吸水，恢复到目前日注水平82方，措施效果明显。下部计划对该井区39X119井和38569井实施酸化，恢复动态水驱控制程度。

治理对策三：高压井区提掖，均衡地下流场分布

坨28断块9-103层系36110井区有油井6口，水井5口，目前突出存在的问题就是914非主力韵律层渗透率低，层间干扰严重，注水效果差，动态注采对应率低，仅为20%。通过该井区水井37x910井转注后，地层能量恢复，根据井区压力分布图，可知水量向低压区推进，为均衡地下流场分布，实施高压井区非主流线提液措施。

提高开发效果技术对策 篇3

哈萨克斯坦肯基亚克盐上油田是一个有着40年开发历史的老油田, 前苏联时期即落实有地质储量1.1×108 t, 在此期间, 稠油油藏曾经进行过湿饱和蒸汽吞吐、湿饱和蒸汽驱及热水驱、聚合物驱等几种强化采油工艺分别进行试采, 每一种工艺方法都有其局限性, 对提高产出液和提高采油速度的效果均不明显, 直到2003年采出程度还不足10%。

为改善肯基亚克盐上稠油油藏的开发效果, 提高其单井产油量, 2004年3月中国石油集团原副总经理吴耀文提出采用过热蒸汽吞吐的开发方案。根据方案的要求, 中国石油集团工程设计有限责任公司科技开发中心 (CPE) 与中国石油勘探开发公司 (CNODC) 联合形成本课题组, 开展稠油过热蒸汽开采装置专项研究。通过两年时间的刻苦攻关, 研制出国内外首套采用普通锅炉软化水生产过热蒸汽的过热蒸汽装置, 并于2005年1月总装出厂。装置设计热效率达到73%, 实际平均运行热效率≮78%;排烟温度 (280～320) ℃;过量空气系数≤1.2;管程压降≤0.4 MPa。

该装置自2005年10月在哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油油田正式投入现场试验, 到2009年3月18日为止, 已相继有7套过热蒸汽装置在该油田投入应用, 累计试验井数达到54口。试验效果表明:注过热蒸汽较普通热采的驱油效率提高6%～12%以上, 单井稠油产量相对第一轮常规湿饱和蒸汽吞吐平均日增油量达1～8 t, 并且普遍延长了注过热蒸汽井的生产周期。

该装置制造成本与目前常用的国外进口油气田管式加热炉的成本相比, 造价降低40%左右。

该装置已申报国家专利3项, 其中发明专利一项, 2006年底顺利通过中国石油天然气集团公司组织的验收, 被与会专家认定为“重大技术突破”, 2007年被国家六部委评为国家级重点新产品, 2008年荣获北京市中关村颁发的高科技新产品证书, 并荣获2008年中国石油集团科技进步奖贰等奖。

2 技术创新点

(1) 首次将使用普通锅炉软化水产生的湿饱和蒸汽直接过热, 用于稠油油田的注过热蒸汽吞吐开采, 此方法国内外前所未有, 是一次技术性突破。

(2) 该过热蒸汽装置在传统管式加热炉结构的基础上, 进行多项原创性开发, 形成具有自主知识产权的专有技术, 成功解决了该装置炉管结晶体沉积、过热爆管等关键技术难题, 是对常规技术的大胆创新。

(3) 过热蒸汽装置采用分级加热, 汽水分离器多级分离结构的脱盐工艺, 实现高温高压工况下低密度差的汽液分离问题。该环节同样是该装置关键的创新技术之一。

(4) 该技术的独特之处是采用无罐无泵的射流混合技术, 在保证额定过热度的前提下, 将高压汽水分离器脱出的高含盐盐水按比例馈送到井下, 实现稠油热采过热蒸汽生产过程高含盐水的零排放, 相对于以往汽水分离提高注汽干度而言节约大量宝贵的锅炉软化水, 避免外排污水造成的热损失及环境污染。因此, 该技术的形成是稠油热采节能降耗重要的技术举措。

(5) 过热蒸汽装置关注关键环节, 采用超常规的跟踪自控技术, 实现装置在线自动检测与实时控制, 确保装置安全。因此, 该自控技术是装置连续稳定运行的必备手段。

(6) 通过向稠油油藏注过热蒸汽, 因此改变储层岩石润湿性, 使原油发生水热裂解, 改善了油藏内的渗流环境, 扩大了加热半径, 提高了波及体积, 因此提高了驱油效率和单井产量, 为稠油油田高效开发提供了新途径。

(7) 通过对试验区冷采、饱和蒸汽吞吐和过热蒸汽吞吐开发效果综合评价, 形成了一套稠油油藏注过热蒸汽开发效果评价方法, 中油 (国际) 阿克纠宾油气股份公司已将过热蒸汽吞吐作为肯基亚克盐上稠油油田的开采方式, 由此形成的注过热蒸汽吞吐热采技术, 是一次典型的应用范例。

3 应用效果与前景

目前根据过热蒸汽吞吐热采的实际需要, 已研制出额定过热蒸汽流量为23 t/h, 11.5 t/h及9.2 t/h三种规格的过热蒸汽发生装置投入现场应用, 并制订编写出有关的技术标准与规程;其设计压力分别为18 MPa, 9 MPa, 6.3 MPa;装置出口过热蒸汽温度可以根据热采工艺的需要从 (320～400) ℃;过热度从 (30～100) ℃;适应的湿饱和蒸汽干度从50%～70%;既可以燃油、燃气, 也可以油气两用。自控系统以高可靠性、高安全性为主旨, 设置完善的自动检测与报警停炉功能, 并可以配备带远传的RTU, 也可就地与远传结合, 适应用户的不同要求。该装置既可以橇装、组装, 也可以车载移动。该装置可以根据用户需要安装在单井井口, 也可以安装在配汽站或注汽站。

该装置至今已经有7套在肯基亚克盐上稠油油田投入使用, 累计对54口井进行注过热蒸汽试验, 第1口投入生产的试验井61043井自2005年11月13日到2009年3月18日共1205天累计生产原油9 882 t, 比采用湿饱和蒸汽吞吐多生产原油近7 500 t, 其他已开抽的注过热蒸汽试验井也都呈现出良好的采油效果, 54口试验井到2009年3月18日累计生产原油80 112.2 t, 占生产井总数只有10%的注过热蒸汽试验井, 其日采油量占盐上稠油生产井日产油量的20%左右, 原油含水由初期的86%最低曾下降至28%, 目前仍保持在50%左右。

通过对试验区冷采、饱和蒸汽吞吐和过热蒸汽吞吐开发效果综合评价, 形成一套稠油油藏注过热蒸汽开发效果评价方法, 中油 (国际) 阿克纠宾油气股份公司已将过热蒸汽吞吐作为盐上稠油油田的开采方式。

继哈国肯基亚克盐上注过热蒸汽试验之后, 国内相关稠油油田的注过热蒸汽试验也已进入实施阶段, 2008年7月到2008年11月在新疆油田重油公司所开展的注过热蒸汽试验, 试验达6井次, 其中有2口见到显著效果, 2009年将扩大试验范围及规模。辽河油田的现场试验也在进行中, 试验效果正在进一步跟踪中。稠油热采过热蒸汽装置技术的价值及作用正为更多的油田领导及专家所认可。

目前哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油油田有稠油生产井数百口, 有捞油作业队在进行捞油作业的稠油井数百口左右, 油层厚度5～15 m, 2006年～2007年两年新增加稠油生产井近200口, 如按目前安装在配汽计量间的方式, 平均每16口井配置1套过热蒸汽装置计算, 需要50套左右, 国内四大稠油油田 (新疆、辽河、胜利、河南) 有数万口左右的稠油油井, 至少需要数百套这样的蒸汽再加热装置, 若每年有20%的稠油井采用该装置, 则装置销售产值超过数十亿元, 增产稠油即使按保守估计每天每口井增产1 t计, 每年增产的原油也可达到1 500万t左右, 价值超过800亿元人民, 相当于新增加一个辽河油田, 市场前景很好。从环保方面而言, 可以避免排污水的外排所造成的环境污染, 环境效益也是很好的, 并有效延长注汽锅炉的使用寿命。

4 结论

过热蒸汽装置技术首次将普通锅炉软化水产生的湿饱和蒸汽直接过热, 根据稠油热采工艺需要生产出蒸汽温度320～400℃, 过热度30～100℃的过热蒸汽, 用于稠油油田注过热蒸汽吞吐开采, 为稠油油田高效开发提供了新途径。哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油实验区现场试验表明:注过热蒸汽较普通热采的驱油效率提高6%～12%以上, 单井稠油产量相对第一轮常规湿饱和蒸汽吞吐平均日增油量达1～8 t。54口试验井截至2009年3月18日累计生产原油80 112.2 t, 占肯基亚克盐上生产井数只有不到10%的注过热蒸汽吞吐试验井, 其日采油量占肯基亚克盐上稠油井日产油量的20%左右, 效果显著。此外, 由于该过热蒸汽装置采用独特的工艺及结构设计, 使它相对于以往采用高压汽水分离器提高注汽干度的方法而言, 可以在满足注汽工艺要求的蒸汽过热度的情况下实现高温高压高含盐饱和水的零排放, 按注汽总量25%计, 则7套装置截至2009年3月18日共减少高温高压高含盐饱和水排放26 350 t, 减少热损失折合燃气94×104 m3, 并可有效地避免高温高压高含盐饱和水排放对环境造成的热污染, 经济、环境与社会效益良好。过热蒸汽装置技术对实现稠油热采领域节能降耗具有重要意义。

参考文献

(1) 朱新立.制备过热蒸汽的方法和蒸汽加热炉 (稠油热采) (P) .ZL2004 1 0091496.4.

(2) 朱新立.过热蒸汽炉 (稠油热采) (P) .ZL2004 20115258.8.

提高注采调整开发效果方法研究 篇4

1 基本概况

北三区西部自1964年萨、葡主力油层投入开发以来, 先后经历了三次大的调整, 目前共有7套层系。考虑以反九点面积井网开采的一次加密调整层系和萨尔图油层二次加密调整层系油水井数比高、注采矛盾大, 不适应特高含水期开采的要求, 2008年进行注采系统调整, 其中一次加密调整层系转注角井形成五点法面积井网, 新钻井38口 (其中采油井30口, 注水井8口) , 转注油井29口, 调整后油水井数比为1.47, 水驱控制程度提高7.8%。萨尔图二次加密调整层系转注间注间采排的边井形成横向线性注水方式, 转注采油井24口, 调整后油水井数比为1.31, 水驱控制程度提高4.6%。

2010年10月全区共有油水井637口, 其中注水井248口, 开井226口, 日注水16287m3, 采油井389口, 开井350口, 核实日产液9906t, 核实日产油747t, 实际日产油747t, 综合含水92.46%, 年注水521.18×104m3, 年核实液309.73×104t, 年核实油23.74×104t, 年实际产油23.98×104t, 年均含水92.33%, 年注采比1.55。

注采调整新投注水井8口、实施转注51口, 平均单井射开砂岩厚度19.28m, 有效厚度8.37m, 地层系数1.822μm2·m。平均破裂压力13.58MPa, 平均注水层段为2.59个, 配注强度6.02m3/d·m, 与老井配注强度比为0.6。目前开井57口, 平均注入压力10.5MPa, 日配注47m3, 日实注42m3。新投油井30口, 平均单井射开砂岩厚度16.99m, 有效厚度7.76m, 地层系数2.27μm2·m。投产初期平均单井日产液36.4t, 日产油5.3t, 综合含水85.54%, 流压5.89MPa;目前开井24口, 日产液37t, 日产油4.7t, 综合含水87.38%, 流压5.62MPa。

2 注采系统调整后为提高开发效果所做的工作及效果

2.1 精细注水调整, 合理优化注采参数

2.1.1 结合油层发育特点, 做好水井措施改造

注采系统调整后针对油层发育差及污染等引起注水井吸水能力下降的问题, 加大措施改造力度, 共实施注水井增注措施54井次, 措施后注水压力下降1.0MPa, 平均单井日增注31m3。其中NCF酸化33口井60个层段, 措施后注入压力下降0.6MPa, 平均单井日增注26m3, 压裂21口井44个层段, 措施后注入压力下降1.4MPa, 平均单井日增注39m3。周围120口采油井受效, 日产液42.8t, 日产油3.9t, 综合含水90.94%, 日产油增加0.6t, 含水下降0.79个百分点。

2.1.2 结合层间动用差异, 加大细分调整力度

以多学科油藏研究成果为依据, 加大水驱精细开发调整是水驱增储挖潜的关键。细分调整50口注水井, 层段数由3.66个增加到4.90个, 渗透率级差由7.01下降到5.63, 层段砂岩厚度由7.78m降到5.79m, 有效厚度由3.09m降到2.68m, 渗透率非均质系数由0.5下降到0.45。同时保证三次测调, 提高注水效果, 周围连通88口采油井, 日产液由42.3t上升到46.2t, 日产油由3.3t上升到3.7t, 综合含水由92.3%下降升到92.0t。

2.1.3 结合注采收效情况, 抓好油井提液措施

注采系统调整后单砂体连通关系逐步完善, 多向连通比例、水驱控制程度提高, 合理进行油井提液是提高开发效果的一个重要手段。主要从三个方面着手:

一是加大措施力度, 改造薄差油层。共实施各类措施43口, 措施后平均单井日产液54.4t, 日产油5.0t, 综合含水90.86%, 日增液30.6t, 日增油3.7t, 综合含水下降3.92个百分点, 累计增油1.64×104t。

二是加大长关井治理力度, 完善局部注采关系。共治理长关井24口 (压裂5口, 补孔6口, 堵水3口, 大修4口, 检泵6口) , 目前日产液1160t, 日产油94t, 综合含水91.9%, 累计恢复油2.2×104t。

三是加大调参力度, 及时放大生产压差。共上调参75口, 调后平均单井日增液5.9t, 日增油0.4t, 综合含水上升0.12个百分点。

2.2 合理协调新老井关系, 提高注采开发效果

注采系统调整后, 新老注水关系的合理协调是提高开发效果的关键。理论上注采系统调整初期新老注水井的配注强度比应在0.85左右, 根据油层发育条件及连通情况单井有所差异。为提高注采系统调整效果共对18口井实施匹配新老井注水关系的调整, 对8口老井下调配注, 对10口新投 (转) 水井上提配注, 平均单井日配注由124m3下调到113m3, 日实注由120m3下降到108m3。为认清注采系统调整后配注强度比的合理范围, 对128口注采受效油井的动态变化及周围新老注水井配注强度比进行分析对比, 发现新老井配注强度比在0.6～1.1时油井受效效果较好。

从地层发育条件看, 油井发育基本相当, 新投 (转) 注水井发育相差较大。当新投 (转) 注水井发育较好, 与老注水井相差不大时 (有效厚度比在0.6～0.8时) , 建议在注采系统调整初期将新老井新老井配注强度比保持在0.6～0.8之间;当新投 (转) 注水井发育一般, 与老注水井相差较大时 (有效厚度比在0.4～0.6) , 建议在注采系统调整初期将新老井新老井配注强度比保持在0.8～1.1之间。

3 注采系统调整取得的效果

注采系统调整后, 周围128口受效油井目前日产液6110.6t, 日产油432.0t, 含水92.93%, 相比转注前, 日增液478.6t, 日增油74.0t, 含水下降0.71个百分点, 目前累积增油2.21×104t。新投油井累积增油4.95×104t, 油转水51口井, 累积影响产油4.31×104t, 随着注采系统的深入受效, 将全部弥补油转水影响产量。

开发形势进一步改善。主要表现在:一是两类油层注水强度得到进一步改善。控制层段注水强度由7.91m3/d·m降到7.73m3/d·m, 加强层段注水强度由11.73m3/d·m提高到12.25m3/d·m。二是油层吸水动用状况得到改善。砂岩吸水厚度比例由63.9%提高到65.7%, 有效厚度比例由77.1%提高到79.9%, 砂岩动用厚度比例由70.0%提高到72.2%, 有效厚度比例由79.2%提高到81.3%。三是地层压力稳定恢复, 低压井比例降低。目前地层压力10.01MPa, 总压差-1.28MPa, 年压力恢复0.24MPa。总压差小于-1.0MPa的低压井比例由65.7%下降到50.9%。

4 几点认识

4.1 加大油水井增产、增注措施和注水井细分调整是保证注采系统调整区块受效效果的关键。

4.2 高含水开发后期水驱要以“注好水、注够水、精细注水、有效注水”为根本方针, 加大细分调整和措施力度。

提高开发效果技术对策 篇5

1 试验区及开采现状

大庆油田一类油层区块都已进入了聚合物驱开发阶段。聚合物配制注入系统工艺采用集中配制, 分散注入的工艺。配制站内由清水配制成5000 mg/L的聚合物母液, 在注入站内由污水进行稀释至新需浓度注入井内[2]。

一类油层的特点是辫状河河道砂体、曲流河河道砂体、水上远岸分流河河道砂体、河道砂体宽度大于500 m、有效厚度大于3 m, 渗透率大于500×10-3μm2, 因此注入能力比较强。某区块注聚后, 注入压力上升缓慢, 注入浓度高, 见效较同类区块慢, 进入含水回升阶段后, 含水回升速度较快。

2 提高聚驱开发效果的几种方法

在聚合物驱时, 把采出井及早见效, 在低含水期保持较长时间, 在回升阶段减小回升速度看作是重要目标。

2.1 注入系统调整

清水配制聚合物溶液与污水配制聚合物溶液, 在实验室作浓度与黏度关系曲线显示, 相同聚合物分子量相同注入浓度下, 清水稀释的聚合物溶液黏度低于污水稀释的。特别是当浓度大于1500 mg/L时, 黏度差异随着浓度的加大而变大[3], 见图1。

根据实验室的成果, 结合区块采出液浓度偏高的实际情况, 区块的注入体系由污水配制改为清水配制。改注后, 区块在聚驱开发效果和节能降耗两方面见到了效果。一是改注清水稀释之后注入压力逐渐上升, 月上升速度达到0.3 MPa, 在此前注入压力平稳不升;同时注入浓度下降, 由改注前2267 mg/L下降至1679 mg/L, 下降了588 mg/L;注入黏度由151 m Pa·s提高到205 m Pa·s, 提高了54 m Pa·s;采出井综合含水回升速度减缓, 由平均月度回升2.1%下降至0.9%。

二是节约聚合物干粉451 t, 由每月1843 t下降至1392 t, 1 t抗盐2500元、聚合物16 000元, 则节约人民币721.6万元。同时, 母液管线输入量减少, 母液泵工作频率降低, 震动减小 (表1) 。

2.2 降低注入采出速度

聚合物驱注入速度是聚合物驱方案编制过程中的一项重要设计参数, 它设计的高低直接影响到油田聚合物驱油区块的逐年产油量, 同时也影响到聚合物驱的总体技术效果和经济效益。因此针对油田的实际情况和需要, 确定合理的聚合物溶液注入速度[1]。随着注入速度增加, 最终采收率有所降低, 因此从保证聚合物驱效果的前提出发, 聚合物驱注入速度不宜选的过高。注入速度对累积注入PV数影响是较小的, 因此注入速度越低, 相应的开采时间越长, 但注入速度又不能选的过低。

某区块保持较高的注入浓度下, 注入压力依然不上升, 为了扩大聚合物波及体积, 提高注入压力, 注入速度逐步提高到0.33 PV/a。在此注入速度下, 取得了一定的效果, 年采油速度达到6.5%。在含水回升阶段, 此注入速度不利于动用薄差油层, 加速了聚合物的低效无效循环, 动态反应特点呈现为油井采出液浓度升高, 含水上升速度较快, 产油量递减快。因此降低注入速度, 主要选择注入强度大、含水高的井区进行速度优化, 同时将含水大于98%的油井采取周期采油式间抽方法, 以降低采出速度, 全区共有间抽井16口。

注入采出速度进行优化后, 日采油量递减幅度变小, 较调整速度前低242 t, 综合含水上升速度由1.4%降低至0.4%。日注入溶液量减少3822 m3, 则年控溶液139.5×104m3, 年节电754.7×104k Wh, 折标煤2520.7 t;周期采油关井日节约产液量1249 t, 年控产液量11.2×104t, 年节电125.9×104k Wh, 年节气11.8×104m3, 折标煤577.5 t。

2.3 注入井化学调剖

对部分注入井通过化学剂调剖的方法一方面提高注入井注入压力, 扩大聚合物波及体积, 提高聚合物利用率;一方面减缓含水回升速度, 减小产油量递减幅度, 延长聚合物受效期, 增加累计产油量, 提高采收率。

某区块在含水回升阶段, 含水较高, 采聚浓度较高, 注入压力相对较低, 注入浓度较高的区域选了20井进行体膨颗粒调剖, 这些井注入井河道砂一类连通比例高, 吸水剖面动用不均匀。

调剖后注入压力上升, 含水回升减缓, 油层动用程度得到提高。注入压力由8.6 MPa上升至10.2MPa, 上升了1.6 MPa;连通的采油井含水回升速度与有所减缓, 其中4个方向均是调剖井的含水下降幅度最大, 达到0.48个百分点, 见表2。

在收到较好的开发效果的同时, 也收到了好的经济效益。20口调剖井增加油量2.0×104t, 平均原油价格按60美元/桶计算, 则多增加收入5960万元。扣除药剂费714.7×104元、施工费240×104元, 按吨油成本500元计算, 投入产出比能够达到1∶3.1。调剖井注入期间较调剖前少注溶液56 m3, 则调剖期间共控溶液5040 m3, 节电2.73×104k Wh, 折标煤9.1 t;连通的38口采出井日产液量下降704 t, 则调剖期间控产液量6.3×104t, 节电71.0×104k Wh, 节气6.7×104m3, 折标煤325.5 t。

3 几点认识

1) 采用清水配制清水稀释聚合物溶液能够提高开发效果。有利于扩大聚合物波及体积, 提高注入压力, 同时节约聚合物干粉, 减少注入泵运转率。

2) 注入采出速度不宜过大或过小, 保持在0.2PV/a左右, 能够节约注入用水及聚合物干粉, 减少采出液量, 同时减小用电量, 降低能耗。

3) 聚合物驱调剖, 能够有效改善油层动用状况, 减少聚合物的低效无效循环, 含水回升期能够延长低含水时间, 减缓含水回升速度。

摘要：随着一类油层聚合物驱区块逐渐进入含水回升期, 开发中面临着聚合物低效无效循环, 利用率较低、采出井含水回升速度较快、产油量递减幅度大问题。这些严重影响着区块开发效果, 从而影响最终提高采收率及最佳的经济效益。因此通过实践研究认识到可通过改变注入配制体系、优化注入速度采出速度及对注入井进行化学调剖来改善开发效果, 解决开发矛盾, 提高经济效益, 节约开采成本, 降低能耗。

关键词：节能降耗,注入体系,聚合物驱,调剖

参考文献

[1]宋考平, 杨二龙, 邓庆军, 等.聚合物驱合理注入速度的选择[J].大庆石油学院学报, 2001 (4) :15-18.

[2]吴赞校, 石志成, 候晓梅, 等.应用阻力系数优化聚合物驱参数, 油气地质与采收率, 2006, 13 (1) :13-15.

提高开发效果技术对策 篇6

关键词：《旅游规划与开发》,教学效果,提高措施

《旅游规划与开发》作为全国高校旅游管理专业的必修课程, 是为培养和提高学生掌握旅游开发与规划知识和能力而设置的一门应用性课程, 是提高旅游管理专业学生素质的重要课程。

旅游规划与开发是旅游学科和规划学科结合的产物, 旅游规划与开发需要多种理论的综合指导, 且理论的数量和内容会随着相关学科的发展而不断增加。相应地对任课教师就要求既有理论基础又有实践操作经验, 同时, 还必须注重自我知识的更替。

任课教师是课堂教学的主导, 既是一门学科教学的编剧, 更是一次课堂教学的现场导演。教学效果的好与坏, 关键在于任课教师。针对此, 笔者根据自己长期的授课体会, 从任课教师的角度出发, 提出《旅游规划与开发》课堂教学的建议。

一、加强任课教师基础理论学习

旅游规划与开发课程理论基础系统庞杂, 包括旅游经济学、管理学、地理学、市场营销学、规划学等。如果要达到一个良好的教学效果, 任课教师必须加强对相关各门学科基础知识的学习, 同时对各学科知识在授课过程中能够达到灵活运用、融会贯通, 善于带领学生对其他学科知识的回顾。

二、充分理解和把握课程的内容体系

高等教育中每门课程都独立承担着其专业素养培养中所独有的一部分职能, 并且教师向学生公开传授每门课程的机会都只有一次, 因此, 需要在该讲授过程中, 能够对该课程的基础理论进行准确讲解, 同时对课程内容体系中的主次及各部分内容的相互关联性具有非常清晰的把握。

针对旅游规划与开发的高应用性特征, 在对这门课程知识体系的把握上应按照“工作流程”进行分析, 从而把《旅游规划与开发》知识内容分为三大版块。

基础理论版块讲述《旅游规划与开发》整个课程的学习的思路与基础铺垫;核心实践版块则是旅游规划与开发工作过程中的核心工作任务, 也是本课程学习与讲授的重点部分, 课程讲授中的大量案例与学生野外实践都是基于该部分所涵盖的四方面内容展开的;规划辅助版块则是站在旅游规划地的角度, 为了保证规划任务的圆满完成以及能够对规划顺利实施所要进行的工作, 该板块内容要交给学生对规划地进行分析, 在未来工作中, 基于分析结果向甲方提出恰当的意见与建议, 同时, 为了使规划内容更加形象化、生动化、直观化, 要具备丰富的、恰当的图件。

三、注重实践

(一) 注重教师实践

任课教师在空余时间应该参与一些适当的规划项目, 把自己掌握的现有知识放到实践中进行检验;教师在参与实践的同时, 与课题组成员进行交流, 汲取其他成员较为先进的理念, 扩展视野、丰富知识、更新理论。这样才能更好地为学生传授领域内的新知识、带领学生拓展思路, 知晓学科研究热点。

(二) 注重学生实践

基于《旅游规划与开发》实践性强的性质, 必须在课程学习过程中带领学生深入到实践中去, 提高学生的感性认识, 加深理解, 以达到良好的教学效果。

对于学生实践, 任课教师应该在教学计划中明确实践课程的安排, 笔者在担任该课程的教学过程中, 会有1/3的教学时间安排为实践教学。实践教学分为两种:一种是案例教学;一种是实地考察。

1. 案例教学

案例教学分为两类:一是教师安排案例, 首先由教师全程分析, 为学生建立一种分析范式;紧接着教师再安排类似案例, 在教师的指导下由学生尝试分析, 使学生达到“照猫画虎”的能力。二是让学生分小组寻找恰当案例, 每个小组分别在课堂上利用10分钟进行案例剖析, 教师对该小组寻找案例的恰当性、分析的合理性进行评价;或者学生小组对案例进行分析, 其余小组对该案例进行提问, 并对“展示组”案例的恰当性、分析的合理性进行评价, 最后由教师对整个过程进行总结、评价, 该方法能够充分发挥学生学习的主观能动性, 提高其参与度, 对学生认识问题、分析问题的能力大有益处。

针对教学过程中案例选择应该遵循:大小合宜、正反结合、经典与新派结合、同类对比、系统化的原则。

大小合宜是指在课程学习过程中, 并不是每讲案例就必须要求提供完整的规划, 而是要结合当堂所讲内容, 截取合适的规划片段进行分析。但在整个课程学习过程中必须在合适的时间为学生安排2~3个完整的规划案例, 并且该完整案例应该归属不同类型的规划, 比如安排的案例分别属于“发展性总体规划”、“控制性详细规划”和“修建性详细规划”。

正反结合是指在为学生进行案例教学时, 既要注重对成功案例的引入, 同时还要注意在规划界或者在业界被评价较差的规划、抑或是对“落地”工程实施严重脱节的案例现象的剖析, 带领学生对旅游规划形成客观、正确的认识。

经典与新派结合是指在引入的案例中既要有被规划界、业界共同称赞的“经典”案例, 又要有“思维新颖、引入先进技术、超前理念”的“新派”案例, 对两类案例中的观念进行对比分析, 引导学生对旅游规划理念的继承与发扬问题进行深刻认识。

同类对比是指在对具体规划理念进行阐释、案例佐证时, 要选择多个案例进行多方面剖析, 引导学生对该理念在具体实践中、不同情况下的应用进行全面认识。

系统化是指在整个课程学习中, 结合课程学习进度截取案例片段, 在全部课程结束时应该完成对2~3个案例的分“片段”剖析与讲解。从而促进学生对案例组成部分与系统之间“分与合”的系统化理解。

2. 实地考察

为提高学生对旅游规划与开发在实践操作中的工作对象具有实际的感官认识, 必须在课程学习中, 适时地带领学生进行实地考察活动。针对实地考察需注意两点:

(1) 地点选择。遵循自然与人文资源结合、城市与山区结合、成熟景区与新开发区结合的原则, 使学生对旅游规划的有更多的体验与认识。 (2) 时间安排。旅游资源认识与调查安排在学期中, 在“旅游资源调查、分类与评价”章节内容讲述结束之后。而第二次实地调查安排在课程理论学习结束之后, 以利于通过第二次考察, 加强其理论联系实际的能力, 并训练学生的旅游规划意识, 培训学生资源合理开发与运用的综合能力。

对实地调查, 必须妥善安排完善的操作步骤:室内资料及设备准备—实地考察—案例分析、探讨—教师点评—学生实习报告。

四、结合实践, 调整授课框架与顺序

通过“工作流程”分析, 对本门课程的知识体系有了清晰的把握后, 在实际的课程讲授中, 要善于灵活掌握各版块内容讲解的分量, 同时, 根据授课对象不同, 在知识框架的前提下局部调整授课顺序与内容。

比如, 对“中外旅游规划与开发的回顾与展望”部分内容的讲解, 可视情况调整至课程最后讲解, 进而加深学生对旅游规划与开发实践与理论发展过程的理解;通过学生的实践感受, 尝试着让学生对该学科理论与实践进行展望。针对授课内容来讲, 如果授课对象是本科及以上学历层次的学生, 在该部分应引入国内外有关旅游规划与开发的研究的前沿问题与热点问题;如果授课对象是本科以下学历层次的学生, 本门课程主要是教会学生“看得懂”一个具体的规划, 因此, 在该部分主要讲解在现下的实践操作中, 有哪些规划思想与技巧是比较科学、受欢迎的, 对于学术研究方面的内容则是点到即可。

五、理论实践相结合, 丰富授课细节

基于工作流程的岗位分析, 《旅游规划与开发》课程是针对旅游行业中的旅游规划与策划师岗位的。但仅仅通过这一门课程的学习无法直接把学生培养为一名专业的、合格的规划师, 而是担负着学生未来工作岗位中的基础理论的铺垫、与基本实践素养的培养的任务。因此, 在理论讲授过程中, 对于抽象的理论知识要求授课教师能够充分利用理论与实践的结合, 丰富授课细节。

例如, 在讲到“旅游规划与开发的主题定位”基本概念引入时, 为加深学生对“主题”的认识, 教师可以引入两段对比鲜明的音乐的主旋律, 从学生最熟悉的事物讲起, 避免了理论学习的枯燥感。有了对“主题”的基本认识之后, 通过启发式提问, 带领学生对北京的城市旅游主题进行思考与总结, 随之, 让学生思考其所在城市的旅游主题。通过这样三个环节, 在丰富了授课细节的同时, 加深了学生对理论知识的自我理解。

六、课堂教学艺术的培养

任课教师要把本门课程应有的知识传授给学生, 并能达到良好的教学效果, 就必须重视课堂教学艺术的培养。在课堂教学过程中, 需要教师充分利用灵活、恰当的眼神、手势、声音和面部表情、甚至必要时候融入自我表演, 避免任课教师毫无生气、缺乏激情的授课方式。