控水技术

控水技术（精选7篇）

控水技术 篇1

一、分层注水技术

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。

(一) 特高含水油层测试技术

堵水首先找准特高含水层, 这几年对机采井的找水已形成直接测试、模拟测试和综合判断三种找水技术。对排量小于100m3/d的机械采油井, 采用常规机泵与偏心井口配套的环空直接测试找水;对日产液量在100~250m3的抽油机井, 应用6 种类型的长冲程抽油机, 与 φ70mm的整筒泵和偏心井121 配套, 基本上解决这类井的环空测试通道, 同时研制应用了排量250m3/d小直径找水仪, 实现环空直接测试找水;对于日产液大于200m3以上的电泵井, 采用地层测试器直接找水, 也可以采用车载机模拟测试找水。

(二) 机械堵水工艺技术

这几年发展形成的整体式、平衡式、卡瓦式、可钻式4 大类32 种机械堵水管柱。在实践中, 对机械堵水不动管柱无法调整堵水层位的问题, 近几年又研制了新型的不动管柱即可调整堵水层位的机械堵水管柱, 使机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。一是滑套式测试、堵水联作管柱, 在正常生产情况下, 在地面测得已被井下封隔器分开的单个层或几个层的产液和含水情况;二是机械采油井找水、堵水联作管柱, 可根据油井生产情况, 对井下各封堵层位的开关进行任意调整, 实现了下一次管柱把找水、堵水一次解决, 减少了管柱的作业次数。

(三) 化学剂堵水技术

单液法化学堵水工艺技术, 这是根据机械采油井生产压差大, 对特高含水层使用高强度化学堵剂堵水。针对过去化学堵水, 堵剂用量大, 两种堵剂交替挤入油层, 施工工艺复杂, 施工成本高, 冬季又不易施工。近年来开展了单液法化学堵水技术攻关:水玻璃单液法堵水技术和高聚物单液法化堵技术。

二、聚合物驱油技术

从我国油田的实际情况看, 平均注水采收率仅33.3%, 其余剩余储量按目前工艺技术, 很难开采, 对这部分剩余油, 除了在高含水期继续采取各种措施增加注水波及体积, 再多采出一些原油外, 其中大多数要依靠各种三次采油方法如聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、甚至微生物采油等方法才能进一步提高采收率。从理论讲, 水驱所不能采出的剩余油, 可以分成两大部分。一部分是常规注水所波及不到的地方, 可以靠注入聚合物溶液改善流度比的办法, 进一步扩大波及体积而提高采收率, 从我国的情况来看, 大体可提高采收率8%~10%;另一部分是微观孔隙内以不连续油膜或油滴状态残留在油层里的原油, 要采出这些残余油就要提高驱油效率, 只有用能够消除或大幅度降低油水界面张力的化学复合驱或混相驱才能真正地提高驱油效率, 以更大的幅度提高采收率。

(一) 聚合物油先导性试验和工业化试验

大庆油田自1972 年以来, 已先后开展了井距南井组萨Ⅱ7+8 层特高含水期注聚合物试验, 厚层试验区特高含水期 (中心井含水99%) 聚合物戏油试验、中区西部单层和双层聚合物驱油试验, 以及正在进行的北一区断西和喇嘛甸油田南块的工业性聚合物试验, 都取得了比较好的效果。在工业化应用前, 开展的试验区很多, 这里只简要介绍中区西部的试验。

(二) 聚合物驱配套技术研究

1) 聚合物驱油藏精细地质模型研究。为了搞好精细油藏描述, 在试验区专门钻了7 口取心井, 其中有5 口为密闭取心井;测井系列除用斯仑贝谢测两口井外, 确定选用油层和水淹层精细解释测井新系列为:微球高分辨率深浅三侧向的径向电阻率变化系列;高分辨率声波、补偿密度、无铀自然伽马的孔隙度、岩性、渗透率系列;微电极、自然电位、2.5m梯度的小层对比, 微相划分系列。同时为提高垂向上的分辨率, 对各油井曲线选用了不同的高分辨率处理方法:即正则反褶积法、匹配滤波非线性拟合和 α 处理法。

2) 聚合物性能研究。在选择聚合物时, 考虑油层条件和聚合物溶液的注入能力、阻力系数、驱油效率、调剖能力、聚合物的稳定性以及价格等, 确定用人工合成的部分水解聚丙烯酰胺聚合物。聚合物溶液注入油层后, 形成的阻力和残余阻力对聚合物驱油效果影响很大, 研究表明当地下阻力系数在1.2 时, 聚合物采收率增加值4.14%;吨聚合物增油63.11t, 而阻力系数为3.0 时, 采收率提高10.16%, 吨聚合物增油154.35t, 即阻力系数增加1.5 倍, 采收率亦增加1.5 倍。

3) 聚合物驱井网井距研究。与水驱相比, 聚合物驱对井网、井距的要求有很多不同, 聚合物溶液的粘度比水高几十倍, 合理的井网、井距, 必须考虑注入能力, 能满足一定的采液速度, 又不能超过油层的破裂压力, 同时还要注意与老井衔接及后期上返问题。

几年来, 在总结聚合物驱矿场试验的基础上, 进行综合研究及数值模拟理论计算, 结果认为聚合物驱以斜对行列和五点法井网最好, 至于注采井距的确定, 已经开展的试验区, 注采井距最大最小距离相差4 倍, 井网密度相差16 倍。井网密度越大, 虽可获高速度, 但钻井数就越多, 聚合物驱效益就会降低。

4) 聚合物溶液的配制、输送和注入工艺研究。注入溶液配剂用干粉配制聚合物溶液一:主要是分散均匀。在试验初期, 因怕产生鱼眼污染堵塞油层, 对分散装置和聚合物表观都提出严格要求。通过几年摸索, 试用了国外及自制的分散装置, 在分散时采用喷嘴型、水漫型、射流型等, 均可满足要求, 技术问题已经全部解决, 目前油田自己制造的简单设备或较复杂的分散、熟化装置, 已能适应不同规模配制的需要。

5) 其它。此外, 在聚合物驱的采油工艺, 分层测试技术以及动态分析和综合调整方面都有一套初步的办法, 为大规模聚合物驱提供了可靠的技术保证。

综上所述, 要做好高含水后期油田的“稳油控水”技术的应用工作, 就必须从分层开采技术和聚合物驱油技术两方面一起抓, 开展这两方面技术的深入研究和应用, 已成为全国各大油田今后实现油田稳产的重要措施之一, 同时也为我国高含水油田挖潜改造, 产液结构调整打下一个坚实的基础。

底水气藏水平井控水技术 篇2

1 常规水平井控水完井技术

常规水平井控水完井方法的主要思想是在分段完井的基础上, 通过改变水平井各段的完井参数, 控制水平井流入剖面、延缓水锥、提高气藏采收率[1]。比如, 对于射孔完井, 先优化射孔打开程度、打开位置和段数, 在此基础上预测出水平井流入剖面, 根据流入剖面, 制定水平井打开段各点的最优孔密。但受水平井射孔工艺水平的限制, 射孔参数的调整幅度和影响效果是相对有限的, 这种方法只能控制水平段气藏渗透率级差较小的情况。

同样对于割缝衬管完井 (调整割缝参数) 和各种精密复合筛管完井 (调整基管孔密) 而言, 通过调整完井参数, 只能在一定程度上缓解水平井底水脊进的时间和改善水脊模式。

2 双管完井技术

双管完井是在同一井眼内的气层段与底水层段各自建立泄流通道, 使水层与气层压力同步衰减, 以此来减缓底水的脊进强度与速度。由于双泄流道的原因人们形象的称之为双管完井。

双管完井对于水层的泄流通道的建立有两种方法, 一种是直接与气层一样采出地面;另一种是在井眼的气水界面处用封隔器坐封, 再用泵注的方法将底水注入与气层有天然隔层的某地层段。M.M Armenta 2005年利用商业数值模拟软件比较了普通完井方式与双管完井, 得到低压、致密 (1m D) 气藏水淹前后者比前者采收率高出2.6倍;而在正常压力、渗透率为10m D气藏, 采收率只高出10%。而对于渗通率达到100m D的高压气藏, 两种方法的最终采收率基本一致[2]。

双管完井由于要建立双泄流通道, 钻井成本较高, 且施工工艺也较复杂。模拟显示这种工艺对低压低渗气藏提高采收率优势明显。

3 智能流入控制技术

所谓智能流入控制技术是指在整个流入控制回路上可实现闭环控制。它是一种通过在井下安装传感器侦测流体信号, 地面控制单元根据流体信号并按照气井的具体需要实时调节ICV (流入控制阀) 开启度来控制水平井各段流入量, 均衡气水界面推进程度, 增加气藏采收率和阻止水体进入井筒的底水控制技术。ICV是一种可通过地面实时调节阀门开启度的限流装置, 因此下井前可根据预测的流入剖面, 预先调节好通过ICV装置的压力损失。如果生产过程中一旦检测到某段的产水太高, 可以通过地面装置改变井下ICV阀的开启度, 甚至关闭该段[3]。

对于防砂气藏, 智能控水完井主要的方式是:精密复合筛管+ECP+ICVs;对于不防砂的气藏可采用:割缝衬管+ECP+ICVs;如果采用射孔完井, 则一般是根据固井质量和测井渗透率剖面, 进行分段射孔, 然后下入油管+封隔器+ICVs进行控制。

4 流入控制阀技术

4.1 被动流入控制阀技术

由于常规控水完井方法不能有效的控制底水脊进, 特别是对于层间差异大、层内水平非均质严重的情况, 常规控水完井已明显满足不了油田实际控水的需求。伴随完井工具的进步 (特别是管外封隔器、遇油/遇水遇气封隔器) 和对底水气藏水平井控水机理认识的深入, 现已逐步发展了成熟具有半智能水平井的恒流控水设备 (ICDs) , 例如Schlumberger的Res Flow™设备、Halliburton的Equi Flow™控制设备等, 可以很好的控制水平井突破时间和改善水淹模式。流入控制阀控水的机理就是根据水平井采气段各部分地层性质差异, 在各段入流通道上定量的附加流动压降节流, 以此来均衡气水剖面。压降产生方式有增大过流摩擦阻力和减小过流截面两中。基于产生压降方式的不同, 流入控制阀可分类为, 喷嘴式、孔板式、通道式及复合式[4]。

由于ICD是一种可调节各分段流压的设备, 相当于限流装置, 下井前必须根据预测的流入剖面, 在地面预先调节好通过ICD装置的压力损失。一旦下井后不能更改, 因此称为半智能流入控制阀技术。

4.2 主动流入控制阀技术

半智能流入控制阀不但下井后不能调整, 而且要实现准确调剖, 还必须依赖于前期准确的测井数据和地面调整控制阀的匹配程度。对于地层非均质程度严重的底水气藏, 由于层间性质差异大, 半智能流入控制阀反应的压降与该阀实际控制段所需压降偏差就大。T.Moen提出一种智能流入控制阀技术[5], 该阀可根据地层实际参数合理的自动调整阀门开口, 甚至当其中某段脊进过快还可以自已关闭该段入流通道, 从而准确的调整水平井的产气剖面, 达到抑制底水早期或局部突破的目的。但主动流入控制阀存在内部滑动装置, 具有失效风险, 目前任处于室内实验阶段, 如能成功投入底水气藏开发, 相信能从本质上提高底水气藏采收率及开发效率。

5 结论

(1) 底水气藏早控水更有利于提高气藏最终产收率;

(2) 常规气藏控水技术适用于层间非均质性不强的气藏水平井开发;

(3) 双管完井技术因下入井入工具较多, 更适用于浅层低压低渗底水气藏水平井开发;

(4) 智能流入控制技术控制准确, 但开发成本较高, 可在裂缝、溶洞性底水气藏使用;

(5) 被动流入控制阀技术与测井技术配合可适用于一般底水气藏, 且可靠性较高, 但易受地层瞬态流影响;

(6) 主动流入控制阀技术目前还处于概念及室内实验阶段, 如果成功投入开发使用, 底水气藏水平井被动流入阀开采中存在的瞬态流问题将能得到较好解决。

参考文献

[1]万仁溥.现代完井工程 (第三版) [J].石油工业出版社, 2008,

[2]ARMENTA M M, WOJTANOWICZ A K.Incremental Recovery Using Dual-Completed Wells in Gas Reservoirs With Bottom Water Drive:A Feasibility Study[J].Journal of Canadian Petroleum Technology, 2005, 44 (6)

注水开发油田稳油控水技术研究 篇3

1 稳油控水工作重点

油田需要进行以下四个方面的工作来加强地质研究:

(1) 重建地质模型来核实油藏构造和连通关系;

(2) 开展油藏沉积相和储层分布规律研究来明确剩余油分布;

(3) 调研油藏静动态资料来研究其水淹规律;

(4) 进行油藏工程评价来确定注水开发后期油藏的合理注采井网, 注采井数比及压力保持水平等。通过以上研究能够明确油田的技术措施, 为措施提供保障。

2 稳油控水技术

稳油控水技术其核心内容就是要增加水驱面积和波及体积, 合理调整水驱方向, 改善水驱效果, 提高油层动用程度, 挖掘层间层内潜力, 提高最终采收率。下面是油田几种常用的稳油控水技术。

2.1 分层注水

不同油层性质不同, 传统的笼统注水容易出现层间干扰。为减少层间干扰, 提高油层的吸水能力, 需要把油层细分层段实施分层注水。分层注水就是把封隔器下入注水井中, 把差异较大的油层分隔开, 再用配水器进行分层配水, 这样就能使中、低渗透率油层注水量得到加强, 高渗层注水量得到控制。

划分注水层段和制定配注方案

(1) 低含水阶段, 根据油层渗透率的高低, 可分为三种类型:高渗透层 (限制层) 、中低渗透层 (接替层) 和低渗透层 (加强层) 。

(2) 高含水阶段, 要处理好层间和平面差异, 把高含水层与相应的注水井相连通的层位单卡出来, 根据不同的含水状况对其它油层做相应调整。含水高的层段要控制注水或停住。

(3) 相同的注水层段油层要相对均匀, 避免层间干扰。

(4) 同一口注水井注水层段不能分得过多, 这样会因为封隔器级数增加导致密封性减小, 施工难度增大, 容易发生事故。

(5) 增注之后没有注够水的层段, 在其他层段吸水能力范围内可以加强注水。

2.2 酸化

2.2.1 工艺机理

酸化是通过酸液的腐蚀作用, 溶蚀近井地带的地层矿物质, 提高近井地带的地层渗透率, 通过改变原油的流动性来增加注水井的注水量和油井的产油量。

2.2.2 酸化体系组成和特点

通常酸化体系由三部分组成。

(1) 预处理液:具有清蜡、破乳、防喷、杀菌作用, 对地层进行预处理。

(2) 主体液:主要负责清除地层中的堵塞, 且具有防膨、杀菌、助排、缓蚀作用。

(3) 返排液:一般用泡沫液作为返排液, 泡沫具有很强的携带能力和助排能力, 而且泡沫含液体较少, 不易使地层中的黏土膨胀和发生润湿反转, 对地层伤害较小。

酸化体系要想具有好的效果, 一般需要具备以下四个特点。

(1) 溶蚀能力强;

(2) 穿透能力强, 作用距离大;

(3) 与地层反应后不会生成新的沉淀污染地层;

(4) 酸液中应有防膨剂来防止地层中黏土膨胀。

2.3 重复压裂

压裂技术目前在低渗透油气藏开发中已经得到广泛应用。油藏开发中, 初次压裂形成的人工裂缝由于种种原因会造成导流能力下降, 使得油井产量降低, 影响油气藏开发效果。需要对油井进行重复压裂, 通过在井筒和初始裂缝周围形成的新裂缝, 沟通更多的天然裂缝以及初次裂缝未动用区域, 形成新的裂缝泄油体系, 改善储层中流体流动通道。

2.3.1 工艺机理

重复压裂油井需要研究井眼附近的应力分布以便确定裂缝产生的方向。重复压裂井附近应力发生变化, 产生诱导应力场, 在两个水平主应力方向上均附加诱导应力。在近井筒附近, 新裂缝将在应力最弱点开始启裂, 如果在井筒和初始裂缝周围, 两个水平主应力相等椭圆形区域内, 诱导应力差大到足以改变两个水平应力分量时, 初始裂缝的最小主应力方向将变成最大主应力方向。这时将产生新裂缝, 裂缝方向垂直于初始裂缝方位。随着裂缝向远离井筒方向不断延伸, 诱导应力场的影响逐渐减小, 裂缝将仍沿着原来初始裂缝的方向延伸。

2.3.2 选井选层原则

(1) 油井必须有足够剩余可采储量和地层能量;

(2) 支撑剂分布不合理或者破碎, 导致前次压裂裂缝闭合;

(3) 前次压裂规模不够, 未能处理整个油层;

(4) 重复压裂井层段管外无窜槽, 固井质量好。

2.4 堵水调剖

油田非均质地层, 随着注入油层水量的增加, 注入剖面变得很不均匀, 有的区块含水量很高, 而有的区块则注水效果不明显, 甚至有的区块注入水很快沿高渗透层突破, 水对高渗透层的冲刷提高了它的渗透率, 使地层的非均质性进一步扩大, 致使油井大量出水, 产能降低。为了使注入水均匀推进, 减少油井出水, 可以从注水井封堵高渗透层, 进行注水井调剖, 或是封堵出水层, 降低油井出水量。国内许多油田都将堵水调剖作为控水稳油的重要手段。

能够实施堵水调剖的井应遵循以下选井原则:

(1) 因夹层薄无法实现分层注水的笼统注水井;

(2) 在分层注水井中某个分层注水层段内层间差异仍然很大, 目前工艺技术条件下无法细分的注水井;

(3) 因套管变形无法实现分层注水的注水井。

2.5 周期注水

周期注水是改善非均质油藏的一种注水方式, 能够有效地利用高、低渗透层之间压力传导速度的差异, 使高、低渗透层的流体发生交渗流动, 增大非均质油藏的注入水波及系数, 达到提高采收率的目的。

2.5.1 工艺机理

高压注水时, 高渗层压力比低渗层提高的更快, 高渗层中一部分水在压差作用下进入低渗层, 使低渗层压力升高, 引起其中流体的压缩和孔隙体积增大;低压注水 (或停注) 时, 高渗层压力比低渗层降低的快, 低渗层中的流体在压差作用下流向高渗层。之前流入低渗层的水和其中的油一部分进入高渗层, 从而提高高渗层的含油饱和度;再次高压注水时, 这部分进入高渗层的油被驱向生产井而采出。同时, 又有一部分水从高渗层进入低渗层。如此反复周期性地提高、降低注水压力, 可使较多的水进入低渗层, 较多的油进入高渗层被采出, 从而降低了低渗层的含油饱和度, 达到提高采收率的目的。先进、实用、可靠、安全的自动化控制技术, 强化数据采集、报警、显示、监控功能, 并对关键操作进行自动控制, 达到“人员少、自动化程度高”的目的。

2.2盐湖气田集输工艺技术

盐湖气田采气井以辐射状接入集气增压脱水站, 进行集中分离、增压及外输。集气工艺采用气井单独进站, 井口不节流、不加热的集气工艺, 经过天然气汇集、分离处理、增压脱水外输至涩—格输气管道, 供青海省格尔木市用户用气。集气增压脱水站采用撬装化、模块化进行设计, 按照功能分为天然气集气撬、计量分离撬、天然气增压撬、天然气脱水撬以及外输计量撬等。天然气集气撬及计量分离撬的功能是井口来气节流、分离处理, 分离后的天然气计量, 并输送至天然气增压撬, 天然气集气撬设计目的是替代集气站, 其功能与集气站相同, 是对集气站的简化优化。工艺流程为气井井口装置来气经气嘴节流后进入立式气液过滤分离器分离, 分离后的天然气计量后进入下游系统。天然气增压撬功能是把较低压力的天2.3盐湖气田地面配套建设特点

盐湖气田地面配套建设过程中, 按照“撬装化设计, 工厂化预制, 模块化施工”的建设模式, 建成集中分离、增压、脱水计量外输的集气工艺, 实现低能耗、高效益、流程简单, 工艺技术先进、成熟、可靠, 达到“人员少、自动化程度高”的目的。

充分利用基地人员、设备、材料和场地的有利条件。施工各工序在厂房内流水作业, 进行“工厂化预制”, 实现生产工艺、设备“撬装化”, 施工现场“模块化”施工, 既提高了劳动生产率, 又保证了施工质量, 克服了野外施工受自然天气影响大的问题, 大大减少了职工野外施工作业时间, 降低了工人的劳动强度, 节约了投资成本。缩短了设计及建设周期, 减少了占地面积, 加快了工厂化建设进度。

井场自动化设备用电及集气站路灯采用太阳能供电, 节能降耗, 别且井口仪表全部采用无线远传设备。充分利用地层能量, 采用集输管网, 节约压缩机能耗。关键点的压力、温度、液位等参数进行自动检测、监

2.5.2 储层性质与周期注水效果关系

根据周期注水应用, 油田非均质性越严重, 周期注水效果越好;高、低渗透层之间的不连通系数ψ (不渗透接触面积与整个油层面积的比值) 越小, 周期注水效果越好。通常, 应用周期注水的ψ最大值可认为是0.4或0.5, 高于此值一般注水效果不好。

3 认识和建议

(1) 注水开发油田要搞好稳油控水, 首先应深入地质研究, 明确剩余油分布。

(2) 油田需要多种技术相结合, 有计划的实施稳油控水措施。

(3) 稳油控水实施后期, 仍要不断研究新技术, 努力提高可采储量和最终采收率。

摘要：油田进入高含水期, 液油比增长速度迅速加快, 产水量大幅度增加。想要保持产油量不变产水量降低, 就需要探索开发新的技术和方法来保持原油产量的稳定。本文总结了多个注水开发油田的稳油控水技术, 可为以后类似油田的开发提供借鉴作用。

关键词：注水开发,高含水期,稳油控水技术

参考文献

[1]刘毅, 等.用综合控水稳油技术保持河间东营组油藏稳产[J].油气采收率技术, 1996.9

[2]张顶学, 等.低渗透油田酸化降压增注技术研究与应用[J].西安石油大学学报, 2011.3

[3]赵占杰.转向压裂技术在低渗稠油藏中的应用[J].内蒙古石油化工, 2012.6

水平井化学控水技术研究与应用 篇4

水平井产剖资料少,出水层段不清,且多为筛管完井,这导致水平井堵水面临极大困难。针对出水层段不清的问题,选择性堵水成为可行的技术方向;针对筛管完井方式下的管外窜流问题,管外环空化学封隔(ACP)技术成为解决思路。

介绍了选择性堵水以及ACP控水技术的研究与矿场应用情况,指出了面临的问题,提出了化学控水技术的进一步发展方向。

1 选择性堵水技术与现场应用

1.1 选择性堵水的室内研究

选择性堵水主要是依据堵剂在油、水环境中具有不同的性能,从而产生对油、水渗流的选择性影响(图1)。选择性堵水技术研究始于20世纪80年代,具有巨大的技术优势[1,2,3],目前重点在于其性能的完善。

1.1.1 HWSO选择性堵水材料的合成及表征

利用溴化烷基甲基丙烯酸乙酯、MA等单体,在密封通氮条件下反应,然后提纯产物即得HSWO选择性堵水材料。材料可制备成溶液型以及颗粒型(图2),满足不同油层物性的需要。

其红外光谱如图3所示。从谱图上看,400cm-1、1 660cm-1、1 450cm-1附近出现了强的吸收峰,可以判定酰胺基的存在,由于在主链上引入了带有支链的季铵盐,酰胺的吸收峰有所变宽;此外,2 920cm-1和2 850cm-1附近吸收峰的强度很大,体现出亚甲基的特征。通过在聚合物支链上引入疏水性的十六烷基,聚合物结构得到了改性。

1.1.2 HWSO材料选择性评价

用石英砂制作4个岩心,进行室内选择性评价,步骤为:

(1)抽真空,饱和盐水,求孔隙体积后,1、2号注盐水测水相渗透率Kwb,3、4号用煤油驱替水,测油相渗透率Kob。

(2)4个岩心管各注入0.2PV HWSO样品,然后70℃养护。

(3)60天后取出1、2号岩心管,注盐水,分别测1PV……100PV时的水渗透率Kwa1…Kwa100。3、4号岩心反向注煤油,分别测1PV…100PV时的油相渗透率Koa1…Koa100。

岩心选择性封堵实验表明,HWSO材料的无量纲堵水堵油比达5.3(表1)。

1.2 选择性堵水技术矿场应用认识

(1)选择性堵水增油效果呈现渐进式的动态响应,体现了选择性堵水的作用机理,表明了技术路线的合理。选择性堵水材料主要依靠聚合物的分子链在水相中伸展、在油相中收缩,从而形成对水相的“拖曳”作用,降低水相渗透率。在油相中,这种链的收缩是一个渐进的过程,体现在采油动态上是产量的逐渐上升。G104-5P35即体现出这一点。该井位于高浅北区,生产Ng6小层,措施前日产液222.1m3,日产油2.2t,含水99%。笼统注入HWSO堵剂3 070m3(HWSO-1 2 470m3,HWSO-2 600m3)。措施后,日产液由220m3降低为110m3条件下,产量持续增加,60天后逐步稳定在3.5t,含水96%左右(图4)。印尼umatra油田、Ecuador的Lago Agrio油田的类似矿场实例也呈现类似特点[3,4]。

(2)HWSO堵剂具有对疏松砂岩油藏条件的良好适应性。G104-5P35措施后,截至目前,稳定生产累计9个月,综合含水下降2.9%,累降水1.68万t,增油328.5t,且持续有效,表明了材料的耐冲刷以及热稳定性等可适应疏松砂岩、中等温度的油藏条件。

(3)根据油藏物性条件的差异,适当加大选择性堵剂用量,提高强度,有利于保证措施效果。G160-P6位于高浅南区,筛管完井。投产NmⅡ21小层,措施前日产液113.2m3,日产油3.3t,含水97.1%。笼统注入HWSO溶液型堵水剂1 200m3,措施初期,日产液由100m3降低为45m3条件下,产油量是逐渐回升的,由0.6m3增至8.9m3,但此后产量持续下降(图5)。与G104-5P35相比,有效期偏短的原因在于堵水剂的量设计偏小,强度也偏弱。对于疏松砂岩油藏,提高强度以及堵剂用量对于保证措施有效期是必要的。

2 ACP控水技术与现场应用

2.1 ACP控水的室内研究

环空化学封隔器(ACP)技术是借助油管和跨式封隔器,在筛管与井壁间的环空放置具备特殊性能的可固化液,形成不渗透的高强度段塞,达到封隔环空的目的,实现管外分段或者直接封隔出水部位(图6)。该技术20世纪90年代始于国外[5,6,7],国内中石油勘探院于2006年开始了相关的研究与应用。

2.1.1 ACP材料的触变性

ACP材料开发的关键是其高触变特性,即高剪切下可以流动,剪切降低后又能立即形成网状结构,从而避免常规材料的重力“坍塌”。

以铝镁混层氢氧化物/钠土(MMH/MT)为主,配合纳米增强组分,形成了抗剪切的小分子ACP材料。图7~图8为ACP材料的黏度~剪切速率(γ·~η)、弹性模量~恢复时间(G’~t)关系。实验同时对比了铝镁混层氢氧化物(MMH)以及三乙醇胺钛/羧甲基纤维素(Ti/HEC)材料的相应特性。

从3种材料的幂律指数、表征材料结构恢复速度的值以及恢复后的结构强度看,ACP材料具有更为突出的剪切变稀特性、高的结构恢复速度以及触变结构强度。

2.1.2 ACP材料的可控胶凝特性

ACP材料良好的触变特性使其能够完全填充水平环空,但仅依靠其触变结构强度并不能满足工艺需要,油藏条件下还需具备胶凝特性,能够形成高强不渗透段塞。通过引发体系的调整,ACP材料70℃下2~6h胶凝可控(图9),可由触变流体成为高强粘弹固体(图10)。借助材料的微尺度效应,胶凝材料具有良好热稳定,70℃油藏条件下预计1.5a内可保证有效强度。

2.2 ACP控水技术矿场应用的认识

2007年起,以筛管完井水平井为主,国内率先开展了ACP控水矿场试验,先后实施了ACP直接堵水、ACP管外分段、ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水等,工艺成功率100%,取得了一定的增油降水效果。

2.2.1 ACP强度满足工艺需要

ACP强度是其用作封隔段塞的重要特性,通过验封工艺,其强度得到了矿场验证。M125-P2试验中,筛管与井壁间形成ACP段塞后,封隔器卡封ACP段塞中部,油管分别打压至10MPa、15MPa,套管均不返液;G104-5P79试验中,筛管外形成ACP段塞后,封隔器卡封ACP段塞中部,套管打压6MPa~7MPa,停泵后,稳定在6.5MPa,10min无压降。

2.2.2 一定条件下,ACP可以实现直接堵水

G160-P4位于高浅南区,生产NgⅠ213层,含水99%,测井找水解释为A端出水严重。实施ACP直接封堵方法后,日产液由270m3降低到210m3情况下,动液面降低150m,产油量2.7t增加至3.8t(最高5.36t),表明井底流压的增大起到了作用;措施后含水由99%降低到97.1%。降低幅度不大的原因可能是ACP用量偏于保守(1.2m3),其次虽然封堵了2 171.7~2 220.0m的出水段,但仍然有其它出水点,使井底有较强的能量供给。

ACP直接堵水的长期作用依赖于油藏条件,如果ACP放置在页岩层附近,其堵水效果将更加明显。Schlumberger公司在Nigeria油田割缝衬管完井方式水平井堵水施工所作的统计分析也表明了这一点[8]。

2.2.3 ACP作为管外环空封隔手段具有可行性,为实现分段开采提供了可能

M28-P7含水99%,找水测试结果显示主产液段在2 160m以上(85%),其中2 110~2 160m占50.6%。为此,设计在2 128~2 162m建立ACP段塞,配合管内卡封管柱,开采下部(图11)。

建立ACP段塞后,卡2 151m,油管打压5MPa,套管不返液;下分采管柱后,油管打压8MPa,正测2 151m以下目的井段吸收量,吸收量正常,套管不返液,表明设置的ACP段塞达到了工程目的。

2.2.4 矿场试验证实了ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水工艺方法的有效性、合理性与可行性

该工艺思路下,管外AC段塞为分段找水测试创造条件,并进而通过大剂量地层堵剂的注入实现对地层水流通道的封堵,可有效摆脱对找水的依赖,实现控水增油的目的。矿场试验证实了该工艺方法的有效性、合理性与可行性。

G104-5P79是该工艺方法的尝试(图12)。下部设置ACP段塞后,ACP段塞以下地层顺利注入1 800m3WSO堵剂,在注入800m3地层堵剂前,泵压6MPa,套压为0。这表明一定的油藏条件及工艺方法下,地层堵剂的垂向运移是可能的,这为ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水工艺的可行性与合理性提供了实证,同时也证实了环空中ACP段塞的封隔作用及其轴向的承压能力。措施后该井含水降低25个点左右(98%降低至73%),油量由2.5t增至4.7t。

3 水平井化学控水技术面临的问题及发展方向

水平井化学控水技术在矿场试验见到了增油降水效果,检验了材料性能以及相依的工艺方法,为水平井化学控水技术的进一步深入奠定了基础。

对于出水层位不清,或出水层段不能封隔的水平井可以应用选择性堵水技术,该技术适应性强,技术优势突出;对于筛管完井水平井,ACP技术提供了可行的环空封隔手段。一定条件下,可直接堵水或辅助实现分采、地层注胶堵水等工艺。其中,ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水工艺可有效摆脱出水层位不清的瓶颈,矿场试验效果初步证实了其适应性与合理性。

水平井化学控水技术是涉及油藏、材料、工艺等的系统工程,许多方面仍有待于进一步完善。其中选择性堵水的作用机理及其与油藏的适应性研究有待进一步深入,从而为合成以及工艺设计提供进一步指导;ACP技术方面,对于疏松砂岩油藏,地层出砂导致难以认识的管外砂埋等复杂状况,疏松砂岩存在的井漏问题都使得ACP的运移方向控制出现困难。有待于借助大型物理模拟以及相应数值手段予以深入认识,从而细化工艺。

摘要：针对水平井开发后期的出水问题,结合水平井完井及出水特点,提出了HWSO选择性堵水及ACP控水两个技术思路。研究以及矿场实践表明,对于出水层位不清,或出水层段不能封隔的水平井应用HWSO选择性堵水技术;ACP材料在强度等性能上满足环空充填的需要,可作为直接堵水、管外环空封隔的手段,辅助实现分采、地层注胶堵水等工艺。

关键词：水平井,选择性堵水,触变性,环空化学封隔器,矿场试验

参考文献

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[7]Mamora D D,Saavedra N,Burnett D,et al.Chemical Wellbore Plugfor Zone Isolation in Horizontal Wells[R].SPE 39647,1998.

稳油控水技术在大庆油田中的应用 篇5

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。

一、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。

二、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。

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。

2、合理划分注水层段

在分层注水井中, 分层注水层段的划分是相对而有阶段性的, 随着油层情况的变化不断地调整确定, 以确保分层注水效果的持久性。

3、优化设计层段配注水量

对于注水井的合理注水配置, 我们要在合理注水方式的基础上, 针对注水井点油层与相关采油井的生产关系科学的设计层段配注水量, 只有提高了各类油层的储量动用程度, 才能改善油井的开发效果。

三、搞好产液结构调整, 改变油井开采方式

搞好产液结构调整, 在实现稳油的同时, 有效控制无效产水量是提高高含水后期油田开发效益的一项重要措施。产液结构调整以增加经济产量为主, 以增加可采储量为主, 因地制宜、因井制宜、因层制宜, 根据这一原则, 为控制措施总量, 控制成本上升, 提高措施增油效果, 降低无效产水量, 采取了一系列的措施:

1、所有作业井在作业前进行措施潜力分析, 努力将措施挖潜与作业调整有机结合。

2、油藏工程与采油工程紧密结合, 搞好措施方案的优化。根据油层发育和剩余油分布特点, 选择增产效果好, 成本相对较低的措施方案。

3、合理安排聚驱提液措施, 推广应用三次采油技术, 搞好水驱与三采挖潜的井网结合。

4、对于非均质多油层注水开发的砂岩油田, 进入高含水后期开发阶段时, 会产生一部分强水淹油层, 若使这部分油层继续参与生产, 会造成油井产液剖面不均衡。从而, 不仅给弱水淹油层的开发带来不利影响, 而且由于油井产水量的增加, 也会降低整个油田开发的经济效益。因此必须采取有效措施, 适时地在油井内加强水淹高含水层进行封堵, 以控制高含水层的产液量, 降低流压, 提高低含水层产液量, 达到调整产液剖面的目的。

四、优选压裂层位, 做好油井压裂工作

大庆油田油层的非均质性严重, 在注水开发过程中即使注水和堵水工作做得比较好, 部分油层的储量也难以动用。这类储层一般物性差, 水淹程度低或者尚未水淹, 在稳油控水的结构调整中是压裂的对象。通过压裂提高产量是实现稳油控水的一项重要措施。由于压裂对象的油层特征各不相同, 不同开发层系各类井的射孔层位和完井方法各异, 因此针对不同的压裂井选好压裂层位和措施方法十分重要, 这是确保压裂效果的关键。

1、油井压裂选井选层的原则:

(1) 全井产量低, 含水低; (2) 压裂层段厚度大, 具有一定的储量, 且动用程度低或未动用, 既具有足够含油量; (3) 油水井联通好, 对应水井注水量高, 油层压力水平在原始地层压力附近; (4) 层间矛盾大的井中动用较差的中低渗透层; (5) 油层受污染堵塞, 不完善或完善程度低的井; (6) 原井网水井不发育或注水差, 加密井转注后增加了注水井点, 补充了地层能量的低渗透油层; (7) 对于层间差异较大, 单层高含水的井, 可以采取堵压结合的方法; (8) 压裂层段无变形、错断、窜槽。

2、选择适合的压裂方法:

(1) 压裂层含水低、隔层条件好、可以单独构成一个压裂层段, 一般采用普通压裂技术; (2) 压裂层多、厚度小、隔层薄、油水井连通好、不能单卡的层段, 可采用多裂缝压裂技术; (3) 油层厚度大、层内水淹不均匀或多层合压有高含水层的井, 可采用选择性压裂技术; (4) 油层多、厚度小、夹层薄、砂岩分选差、孔隙度、渗透率及含油饱和度低, 纵向及平面含水分布都比较复杂的新井可采用限流法压裂完井; (5) 挖潜目的层与高含水层之间的夹层较薄, 可采用平衡限流法压裂工艺。

结语:

通过稳油控水技术在大庆油田采油实践中的应用, 不仅提高了油田储量动用程度, 还有效的控制了油田的含水上升速度, 提高了油田开发的经济效益, 使大庆油田年产油量持续保持在5000×104t水平, 实现了大庆油田的稳产。

摘要：《机械制图》课程是中 (高) 职学校或技工学校机电专业的一门重要专业基础课, 它的重要性是机械零件图和装配图图样的重要性决定的。机械零件和装配图图样是表达设计者的设计思路的技术语言, 是生产加工过程中进行加工的重要依据, 也是装配过程中装配的重要依据, 还是零件加工完成后检验零件是否合格的重要依据。机械零件图样是机械行业从业人员间进行交流的技术语言。在刚开始学习这门课程时, 我们会根据自身的教学体会和多年来的实践工作经验, 告诉学生, 对于以后从事机械加工行业的机电专业的学生来说, 掌握好机械制图是以后能够顺利胜任工作任务的重要保障。

关键词：机械制图,零件图,装配图,工程语言

参考文献

[1]袁士义主编, 油气藏工程技术进展[M].北京:石油工业出版社, 2006.

控水技术 篇6

由于受断层、底层与背斜不整合等复杂地质条件影响, 低渗砂岩油藏储层多样且构造复杂, 油层面分布差异明显, 流体物性分布不均情况严重, 导致注水开发效果不佳, 高低渗透层矛盾突出。通过打加密井、完善井网压裂油井、改善剖面、水井攻欠增注、油井释封合采和卡封换层、加强注采管理等控水稳油技术, 能够改善注水开发效果, 提高低渗砂岩油藏石油采收率, 实现稳产。

2 结合具体实例分析

某油田为典型低渗砂岩油藏, 分为4个砂层组25个时间单元, 其主要数据如下:地质储量3985×10t, 油层埋深1550m, 含油面积36km2, 储层厚度0.5m-15m, 孔隙度21%29%, 泥质含量8.3%-18.7%, 渗透率40×10-173×10μm。原油密度0.886-0.969g/cm, 地面原油粘度为20-5604mpa.s, 目前, 全油田开井157口, 日产油能力532t/d, 综合含水65.1%, 累采油1499.7×10 t, 采出程度20.46%, 采油速度0.42%, 含水上升速度为1.2%。该油田存在的相关问题为:油层层数多且单薄, 油层面分布差异明显, 流体物性分布不均情况严重。层之间二、三层相较其他层物性好, 且连通性与砂体发育程度最好;同一层内下部渗透率要低于上部, 突进系数>2.4。原油物性的平面与垂向分布不均, 且随深度变化而变化。这些问题导致了在注水开发过程中, 平面、层内以及层间三方面相互矛盾:暴性水淹与不受效区域同时存在;高、低渗透层注水效果差距明显, 高渗透层注水效果显著, 含水上升快, 低渗透层则注水无效;水驱效果不佳, 效率不高, 进而影响到采收率。

3 控水稳油技术应用及效果分析

结合该油田实际存在的问题及矛盾, 制定出一套具有针对性的控水稳油技术, 通过增加波及体积与水驱面积, 合理调整水驱方向, 改善水驱效果, 提高油层动用程度, 挖掘层间层内潜力, 最终达到提高采收率的目的。

3.1 加打密井

注水不受效是低渗透储层的主要特点, 为加速油层受效, 可对网稀疏油区进行加打密井处理。该油田结合储量动用、油水井等状况对井网进行加密与完善更新处理, 截至2000年投产使用15口新井, 井网井距为300m, 缩减了一倍。初期新井日产液1290t d, 日产油106t/d, 但由于储层渗透低, 注水开发效果不佳, 一段时间后产量下滑严重, 目前日产液仅为92t/d, 日产油61t/d。

3.2 完善井网

该油田停注水井较多, 恢复正常注水难度大, 造成动态井网不够完善。根据此种情况, 可结合现代工艺技术实施油井转注, 采用小套管技术使套破水井能够恢复注水, 提高水驱储量控制程度[1]。与此同时, 开展油井扶停工作, 做好井网完善工作。该油田在具体分析了停注水井的情况后, 对4口井实施油井转注, 并采用新技术对7口井进行恢复停注井作业, 取得了明显成效。受效井增加了14口, 油田注采率提高了2%。其中5口井增油效果显著, 日增产能达到7t。

3.3 压裂油井

可在剩余原油丰富且网井完善但产能不高区域进行油井压裂, 以解决初期压裂裂缝闭合、多次修井作业后近井地带污染和长时间注水作业等导致的水驱效果不佳情况, 压裂作业能够使油流阻力减小, 渗透面积增加, 最终使采收率得到提高。该油井实施压裂作业后, 油井产能得到有效提高:2000进行3井次压裂作业, 初期日增产能10t, 年累增油1670t;2001年增加1井次, 初期日增产能11t/d, 年累增油350t/d。由于隔层单薄油层进行压裂时容易压穿水层造成油井含水量升高, 因此选井时需进行具体分析。

3.4 改善剖面

可采用水井调剖与施油井堵水等方案改善油井产液与水井吸水两个剖面, 改善水驱效果, 解决注水突进、剩余油挖潜难度大等问题, 提高了非均质引起的低渗透层的动用程度, 保证了产量的稳定[2]。自2000年起, 该油田在非均质严重区域实施油井堵水1井次, 水井调剖9井次, 。油井动层增加了10%以上, 未动层也相应减少了10%以上, 区域综合含水下降11个百分点。年累增油1350t。相较油井堵水和水井调剖效果两种堵调技术, 后者效果明显好于前者, 部分油井堵水效果不佳, 主要原因为:

(1) 油井来水方向多变, 且水量变动幅度大, 压力难以调节, 在高含水量区域无法使用堵剂。

(2) 油气水因长期注水开发产生位移, 导致分布变化, 无法对剩余油进行正确定位。从该油田的剖面以及油层剩余量分析, 油层物性差以及非均质严重、高部位微构造、中部厚层区域的剩余油分布仍比较丰富。将水井调剖、油井堵水等堵调技术有机结合实施, 是下一步挖潜的主要手段。

3.5 水井攻欠增注

水井欠注一直是低渗透油藏常见问题, 直接影响到注水效果, 通过实施加大分层测调力度、地面上增压泵、酸化解堵等措施, 能够有效提高驱水效果。该油井针对部分水井因油层渗透低造成的注水不受效情况, 对2口水井进行酸化、4口进行地面增压, 实施后6口井均能正常注水, 日增水量360耐, 对应油井见效5口, 日增产能5t, 累增油量790t/d。

3.6 油井释封合采和卡封换层

地下油气层会因长期注水开发产生位移现象, 可通过两个剖面对长期分层开采的井进行精细分析, 重新认识长期封卡的高含量水层, 实施实施释封合采、换层生产等措施, 可达到增油效果, 提高采收率[3]。该油田于2001年对21口井实施释封合采与卡封换层措施后, 单晶日增油量5.3t, 年累增油量9000t。增油效果显著。在实施释封合采的基础上采用抽稠泵的采油技术能够进一步提高增油量。

3.7 注采调配

进行合理的注采调配, 控制注水量以及油井含水量上升速度。该油田实施的注水调配方案为:不断变化注水方向、注水量以及采油量, 使高低油层之间以及同油层高低渗透部位间形成波动差, 提高毛细管吸收率, 提高注入系数和水波, 从而控制油井含水上升速度[4]。该油田十分重视注采调配的实施, 2001年累计使用次数为36井次, 日增油48t, 年累增油4900t/d, 控水稳油效果十分显著。

4 结束语

通过控水稳油技术在该油层应用后, 注水开发效果显著, 增油量明显提高, 证明该技术适用于低渗砂岩油层的开发, 可对其他同类油田进行推广。由于各油田具体层间存在明显差异, 在使用控水稳油技术前, 应通过碳氧比测井、硼中子测井等测试技术了解油层具体情况, 探测剩余油方位, 找准挖潜方向, 从而提高实施效率[5]。还应根据具体地址条件以及油田实际存在问题, 因地制宜, 对注水工艺的流程、配套设施等进行调整改进, 最终提高采收率。

参考文献

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[2]张雁, 王贺军, 赵明.榆树林油田低渗储层微观特征及剩余油分布[J].科学技术与工程, 2011, 23 (11) :65-72

控水技术 篇7

1.1 概念

分成注水指为了将差异较大的油层分开, 在注水井中加入封隔器, 通过配水器对各层进行配水。多用于油层较多且地质不均衡的情况下, 控制搞渗层注水量, 加强中低层的注水量, 使各类油层都能发挥相应的作用。

1.2 分层注水的目的

注水开发是油田开发的方式之一, 但因为油层渗透率在横向和纵向的压力不同, 注水会沿着高渗透层进行流动, 中低渗透层的吸水减少, 从而导致不同层面的压力的冲突。为了控制不同层面间的压力, 保证油田的开采质量和数量, 分层注水技术和控水稳油技术应该有相应的衔接和磨合。

2 控水稳油

随着石油的不断开采, 层段中的含水量会不断增多, 为了尽量减少油田开发中的成本, 保障石油开采的数量和质量, 控水稳油是关键环节。做好控水稳油的重点是了解层段的石油存储状况及其他的地质信息, 还要进行相关连续的动态监测, 不断完善和加深对油田的认识, 使分层注水技术和控水稳油的目的达到一致和统一。

控水稳油要针对不同的地质环境和层段情况采取相关的措施, 需要对在分层注水环节采取相应的措施, 因此, 做好控水稳油的关键是要对分层注水技术有良好和全面的认识。

3 分层注水技术

根据多年油田开采的经验看来, 同一井的不同层段及不同性质的油层其吸水能力以及在压力方面都有很大差别, 如果只是笼统的注水对各层段都会产生相应的影响, 进而影响油田开采的数量和质量。因此, 分层注水能够有效减少不同层段之间的影响, 同时提高油层的吸水能力。

3.1 分层注水的原理

目前的分层注水技术在中高含水层段的认识和运用都比较广泛, 主要通过不同油层的含水量、压力和产能进行相应的分析和划分, 最后按照油井的实际生产状况进行注水分配, 以处理好不同层段之间的矛盾。

配水原理可由以下公式表达:

其中, Q配指分层控制注水时注水量, ;K指地层吸水指数, P井口指井口注水压力, Mpa;P水柱指静水柱压力, Mpa;P管损指注水在油管中的流动阻力损失, Mpa;P启动指地层开始吸水时需要的井底压力, Mpa。

根据公式可知, 在进行油井的配水时, 井口的大小、静水柱的压力以及地层开始吸水时的井底压力是一定的, 即注水量随着注水中的流动阻力变化而变化, 因此可以通过选用不同直径的配水嘴来控制节流过程中的损失来进行。即井下配水嘴的直径不同, 井底注水的压力不同, 油层的配水量也就不同, 因此, 可以通过调节配水嘴的直径来实现分层配水。

在进行分层注水时, 要根据不同层面之间的压力进行相应的分类和调整, 同一注水层的压力要均匀, 避免产生层间压力差。降低生产过程中的难度系数。

根据之前的分层注水技术, 很多油田根据相应的工作经验进行了技术和工艺的改进。例如液力投捞技术。液力投捞技术是通过对分层配水器结构的改变、投劳方式的改变等实现了技术上的创新。通过液力投捞技术的应用, 使原有的工艺更加简便, 还可以在定向井和斜直井等非常规井中的使用。有更好的密封性, 能够较好的起到套管保护作用, 也逐渐消除了不同层间的干扰, 提高了速度和准确率。

随着油田开采量的不断增加和地质的特性, 在油田开过程中会出现高含水情况下的石油开采。这时, 分层注水就起着至关重要的作用。通过分层注水, 能够增加中低渗透加强层的注水量, 减少高渗透控制层的注水量, 使注水结构得到相应的调整。同时, 能够提高低压, 缓解含水的上升速度, 提高水驱动用程度。

3.2 分层注水的检测

随着油田开采量的不断增加, 利用分层注水进行控水稳油的技术也在不断成熟。但因石油开采的特殊性, 还应不断的进行相关技术的革新和检测, 找到创新点的同时, 还要及时发现现有技术中存在的隐患, 为石油开采保质保量。

注水井分层测试技术是通过搜集不同层段的资料, 通过相关技术的应用对注水井的相关方面进行相应的检测。例如注水井的吸水剖面测试工艺, 指注水井在一定注入压力条件下的分层吸水量, 是地层吸水能力在纵向上差异的反映。

常见的测吸水剖面方法有流量法、同位素法和井温法, 这些注水井检测方法的应用为含水量较高时的油田开发提供了更加准确有效的资料。

流量法是用水井连续流量计测量井内流体沿轴向运动速度的变化, 进而确定注入剖面。方法的核心主要是对水井注入剖面的连续测量。流量的大小与流量计的涡轮转速成正比, 转速越快, 流量越大。

4 建议和措施

4.1 搞好分层注水技术

分层注水技术是保障控水稳油的关键环节, 因此, 要不断的加深对分层注水技术的认识和了解, 通过现有的工作经验及科学技术等的应用, 借鉴国外先进的技术, 针对不同层段的地质特点和石油的存储量, 对目前我国现有的分层注水技术进行不断的改进和完善。

4.2 因地制宜, 搞好控水

石油开采过程中稳油的关键还是要控水, 控制无效产水。要因地制宜, 根据不同的地质状况采取相应的采油方式和控水方式。因井制宜, 根据采油井的不同针对性的采取相关措施。因层制宜, 根据层段的不同, 采取不同的方式和方法。对于较为复杂的环境, 还要根据不同井的不同层段进行相应的区分, 保证控水。这是控制采油质量的要求, 更是降低采油成本, 保证采油质量的关键。

参考文献

[1]张玉荣, 闫建文, 杨海英, 等.国内分层注水技术新进展及发展趋势[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (2) :102-107.