油田动态监测 ——应高度重视油田开发全过程的油藏动态监测工作 油藏动态监测是油藏开发中的一项重要的基础工作，它贯穿于油藏开发的始终。所谓油藏动态监测，就是运用各种仪器、仪表，采用不同的测试手段〃和测量方法，测出油藏开发过程中动态和静态的有关资料，为油田动态分析和开发调整提高第一性的科学数据。 一、动态监测的内容 油藏动态监测的内容，大致分为以下几类：油层压力监测；流体流量监测；流体性质监测；油层水淹监测；采收率监测；油水井井下技术状况监测。 一）、油层压力监测 油藏在开发过程中，油藏内流体不断运动，流体的分布就不断发生变化而这种变化取决于油层性质和油层压力。对于注水开发的油藏，一般来说，保持有较高的油层能量，但由于油层性质对不均质性或地质构造的特点，决定了油层压力的差异，从而导致油藏内各部位流体运动的差异。因此，研究分析油层压力的变化是十分重要的。 油层压力监测要求在油藏开发初期就测得油藏的原始油层压力，绘制出原始油层压力等压图，以确定油藏的水动力学系统；开发以后，每间隔一段时间（一个月或一季度），定期重复测定油井油层压力，绘制油层压力分布图。这样，通过不同时期的压力对比，可以比较简单而又直观地了解油层压力的重新发布和变化情况。 在油层压力监测中，除了监测油层压力的变化外，还有一个很重要
的内容就是系统试井监测。系统试井监测的内容已远远超出了压力计算的范围。通过稳定试井，可以测定较为准确的采油指数，确定较为合理的工作制度，求得油井的生产能力。也可以在不稳定的条件下运用压力恢复曲线计算油层渗流参数，分析油井完善程度，确定断层距离，估算油井控制储量，对油井的渗流条件和渗流特性可以进行十分详细的分析；利用水文勘探，干扰试井分析了解井与井之间的开发状况和开采特征。 油层压力监测主要通过井下压力计测压来实现，根据测得的压力回复曲线求得压力资料和其它试井资料。 二）、流量监测 针对油藏多油层开发的特点，由于油层性质的差异和压力水平高低不同，在同一口油井中每个层的产油量、产水量都是不同的，甚至在同一油层的不同部位，产油量和产水量也是不同的。注水后或进行改造措施后，各层的产油量和产水量又有着新的不同变化；对注水井而言，在同一口注水井中各油层的吸水量也是不同的。为了在油田开发过程中掌握采油井和注水井的分层产油量、产水量，分层注水量，就需要建立流体流量监测。 通过流体流量监测，绘制出油井各油层纵向上的产液剖面和产油剖面，根据定期监测的结果，将一口油井不同时期所测得的产液剖面和产油剖面进行对比，可以准确地了解每个油层产油量和产液量的变化情况，制定改造措施使之获得较好的开发效果。在注水井绘制出吸水剖面，同样也可根据不同时间测得的吸水剖面来了解各油层吸水量的
收稿日期:2002205202 作者简介:李道轩(1963-),男,四川南充人,高级工程师,从事油气田地质与开发工作。 文章编号:100023754(2002)0520023204 梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式 李道轩,蒲玉国,徐新丽 (胜利油田有限公司纯梁采油厂,山东博兴 256504) 摘要:通过对梁家楼浊积油藏储层复合韵律特征及其开发特征的认识与研究,结果表明该油田特高含 水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力,其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势,富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造、物性相变带及井间势平衡滞流区等;据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等,确定不稳定注水为进一步开发该类可动剩余油的方式,由此通过微观水驱油实验与数模分析等确定不稳定注水参数的研究基础上,针对不同类型的区块实施了不同形式的不稳定注水方式,均取得了显著的增油降水效果,提高了梁家楼油田的采收率与可采储量。关键词:特高含水期;浊积油藏;模型;参数;剩余油;不稳定注水;梁家楼油田中图分类号:TE35716 文献标识码:B 梁家楼油田已经历了弹性开发、注水开发、产量递减等三个主要开发阶段。到1996年采出程度为3419%,采出可采储量1217×104t 的8512%,综合含水高达9210%,已处于开发的后期。如何改善高含水期油田水驱油效果,提高采收率和开发经济效益,实现持续有效的开发该类油藏是一个非常现实的技术难题。 1 储层特征 111 沉积微相与特征 近年来,通过大量的地震、钻井、测井、开发和测试等资料的分析研究,认为梁家楼油田沙三中储层是一个由水下河道控制的、具有牵引流和浊流双重沉积特征的湖底扇,自南向北呈树形放射状撒开,南窄北宽,东西两侧尖灭于暗色泥岩中,纵向上呈中间厚、两边薄的透镜状。 据该湖底扇特征,将其划分为8个微相单元:水下主干河道、水下分支河道、末梢河道、河道侧缘微相、河道间朵叶体、河道间泥坪、河口朵叶体和席状砂体。 依据各沉积微相带的岩性、物性及微观特征,将沙三中储层分为4类:①主力储层,为主干河道微相,砂体厚度大,物性好;②有利储层,为分支河道与河道间朵叶体微相,有良好的孔渗性;③较有利储层,为末梢河道、河道侧缘及河口朵叶体微相,物性相对较差,储集性能一般;④一般储层,为席状砂体,位于扇缘部分,向外则过渡为深湖泥相。112 储层韵律特征与非均质性 梁家楼油田沙三中储层为多期水道叠置的沉积, 由于水动力的期次与强弱等,形成了平面上不同的沉积微相带的交错叠置与纵向上的韵律特征,由此储层沉积韵律有正韵律、反韵律、均质韵律及复合韵律等类型;其中正韵律是梁家楼沙三中最主要的类型,广泛发育于上砂组中,尤其在梁中主干河道部位发育;均质韵律在梁南主干河道有发育;反韵律在梁北下砂组发育。 据该湖底扇的沉和微相特征表明,该储集体非均质性具体表现为层间、平面、层内及微观4种类型,并直接影响了渗透率的分布与变化,是控制剩余油分布的主要的静态因素之一,尤其是储层韵律性直接控制着渗透率的垂向变化,如:分支河道微相中,由于发育正韵律,自下而上渗透率逐渐变差,同时各小层内011～014m 的泥质和钙质不连续薄夹层是层间非均质性的重要表现,对油水的重力分异起着明显的隔板作用;同时各小层间有2～5m 的泥岩或物性隔层分布;从储层的微观非均质来看,该区储层整体上孔吼分选差、吼道偏细,并变化范围大,且孔吼分布具有双峰特征,非均质性强;各小层渗透率变异系数和突进系数均大于111,表明储层层内非均质性也较强,并上砂组强于下砂组;由此说明该油田储层三维非均质性严重。 2 剩余油的分布与特征 211 剩余油控制因素分析 据流体势原理,油藏的可动剩余油即潜力区就是 ? 32? 第21卷 第5期 大庆石油地质与开发 P 1G 1O 1D 1D 1 2002年10月
第24卷第3期2012年6月 岩性油气藏 LITHOLOGIC RESERVOIRS Vol.24No.3 Jun.2012 水驱油田开发效果评价方法综述及发展趋势 张继风 （中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712） 摘要：对国内外水驱油田所应用的开发效果评价方法，包括状态对比法、系统动态分析法、模糊综合评判法、灰色系统理论法等进行了评价，分析了各种方法存在的优点和不足，指出状态对比法及模糊综合评判法比较适合油田应用，并对各种评价方法在应用与研究过程中存在的问题和将来的发展趋势进行了较深入的探讨。研究成果对水驱油田开发效果评价方法优选及研究具有一定的指导意义和参考价值。 关键词：水驱油田；开发效果；评价方法；发展趋势 中图分类号：TE341文献标志码：A 0引言 油田开发效果评价贯穿于油田的整个开发过程，是明确挖潜方向、确定调整措施的重要手段。合理而正确地评价油田开发效果，总结经验，吸取教训，以指导油田更加合理、高效地开发，具有极为重要的意义。 综合考虑注水开发油田的开发合理性可以追溯到20世纪50年代初。1955年美国Guthrie等［1］利用多元回归分析法得到预测注水油田的水驱可采储量的经验公式；1967年美国石油学会（API）提出了预测注水油田的水驱可采储量的经验公式，并得到广泛的应用［2］。前苏联从20世纪50年代开始考虑注水油田开发合理性的研究，并与美国油田开发的主要指标进行对比，提出了本国油田注水开发的指标变化范围，同时根据多因素线性相关分析理论，对开发效果的影响因素进行了分析，得出了很多实用的经验性结论，为后来油田开发效果评价奠定了基础。我国从20世纪50年代以来，也开始进行水驱开发效果研究，经过几十年的发展，形成了多种评价方法，大多通过确定一个或多个评价指标并与给定的评价标准进行对比，或者采取将几个评价指标联立并运用数学方法进行综合评判等手段来评价开发效果。当前较为明显的发展趋势是运用各种数学方法，如模糊数学、运筹学、多元统计分析、系统分析等对各种指标或参数进行综合评价，以期得到合理、正确的评价结果。 1评价方法 1.1状态对比法 所谓状态对比法［3］是指将理论（标准）曲线与实际的生产曲线进行对比，根据两者之间偏离情况来进行评价。常用的对比曲线有含水率与采出程度关系曲线、存水率与含水率关系曲线、含水上升率与含水率关系曲线、存水率与采出程度关系曲线等。不同的研究者常常会选择一个或多个指标进行评价分析。其理论曲线的确定主要采用理论计算法、矿场单层注水开采试验分析法、密闭取心检查井资料统计法和国外油田开发资料统计对比法等方法。由于状态对比法简单、明了，得到了广泛的应用［4-6］。 对该方法的改进之一是提出了新的评价指标，如王国先等［7］提出的即时含水采出比或累积含水采出比（用任一时刻的综合含水比或累积综合含水比除以与之相对应的采出程度）；卢俊［8］提出的注入倍数增长率（采出单位地质储量的注入孔隙体积倍数增长值），从注水角度来评价和预测油田调整挖潜的效果；王文环［9］提出的应用理想系数、实际采出程度和含水关系曲线与理论采出程度和含水关系曲 文章编号：1673-8926（2012）03-0118-05 收稿日期：2012-03-08；修回日期：2012-04-25 第一作者简介：张继风，（1977-），男，硕士，工程师，主要从事开发规划和油藏工程研究工作。地址：（163712）黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院开发规划室。电话：（0459）5095336。E-mail：zhangjifeng@https://www.doczj.com/doc/0c17829647.html,
技术标准 目录汇编 1999年9月1 日 17:42:50 已访问次数：10次 标准名称: 油田开发监测系统设计及动态监测技术要求 文件目录： 基础研究 标准性质 标准序号 标准年代号 专业 ICS分类号 采标情况 SY/T 6221 1996 发布日期 实施日期 1996年12月15日 1997年06月30日
关键词 负责起草单位 是否废标 大庆石油管理局采油四厂 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6221—1996 ────────────────────────────────── 油田开发监测系统设计及 动态监测技术要求 1996—12—15发布 1997—06—30实施 ────────────────────────────────── 中国石油天然气总公司发布 前言 油田开发动态监测是油田开发的基础工作。在油田开发和管理过程中，为了及时、准确、系统地录取开发动态资料，需要建立油田开发监测系统，其目的是改善油田开发效果，获得较高的经济效益。 在编制本标准过程中参考了中国石油天然气总公司1988年印发的《油藏工程管理规定》第四章“油藏动态监测”和1994年开字46号文件中有关内容。 本标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：大庆石油管理局采油四厂。
本标准起草人黄振民 目次 1 范围 (1) 2 油田开发监测系统设计原则 (1) 3 油田动态监测项目及井数的确定 (1) 4 油田开发动态监测技术要求 (3) 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6221—1996 油田开发监测系统设计及动态监测技术要求 ────────────────────────────────── 1 范围 本标准规定了油田开发监测系统设计原则、动态监测内容及技术要求。 本标准适用于油田开发动态的监测。 2 油田开发监测系统设计原则 2.1根据各油田的地质特点和开发要求确定监测内容。 2.2油田开发动态监测系统按开发区块和层系建立。 2.3监测井网的部署要采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法。 重点区块内要进行加密测试，定期监测，系统观察。 2.4监测井点的部署，在构造位置、岩性、开采特点上应具有代表性，在时间阶段上要有连续性、可对比性，应针对不同类型的油田确定监测井数， 2.5监测系统部署采用固定与非固定的方法。 2.6监测系统中各种测试方法、测试手段要综合部署、合理安排。 2.7选定的监测井，其井口设备和井下技术状况要符合测试技术要求， 3 油田动态监测项目及井数的确定 3.1 地层压力与温度监测 3.1.1采油井地层压力与温度监测井数的确定 3.1.1.1 采油井地层压力与温度每年测试2次，时间间隔5～6个月，应针对不同类型的油田确定监测井数，一般规定如下： a）整装大油田（稀油）及50口井以上的简单断块油田，选采油井开井数30％以上； b） 50口井以上复杂断块油田，选开井数15％以上； -3μm2以下），选开井数10％～15％； c）低渗透率油田（渗透率 50×10 d）出砂严重及常规开采的稠油油田，选开井数10％～20％； e） 50口井以下简单断块油田。选开井数10％～20％；
油田开发后期的采油工程技术 发表时间：2018-11-11T11:12:57.313Z 来源：《电力设备》2018年第17期作者：王欢[导读] 摘要：在我国快速发展的过程中，我国的油田是我国重要的能源，在油田开发进入后期之后，油井的产能会呈现下降的趋势，但是综合含水率却保持一个上升的状态，要想确保油田保持一个良好的产量，就需要完善采油工程技术方法，进而达到较好的开采效率，增加油田的采收率。 (大庆第五采油厂第三油矿黑龙江大庆 163000) 摘要：在我国快速发展的过程中，我国的油田是我国重要的能源，在油田开发进入后期之后，油井的产能会呈现下降的趋势，但是综合含水率却保持一个上升的状态，要想确保油田保持一个良好的产量，就需要完善采油工程技术方法，进而达到较好的开采效率，增加油田的采收率。本文注重分析油田开发后期有关的采油工程技术，以为同行业提供参考。 关键词：油田开发后期；采油工程；技术措施引言 要想达到开采目标采用工程技术必不可少。结合油田实际生产情况，对采油工程技术不断优化，以提升采油质量和效率。众所周知，在油田开发后期，剩余油的开采量越来越大，为采油工程增大了难度。只有结合工程实际情况选用先进的采油工程技术，才能为油田采油率提供保障。 1采油工程技术概述 采油工程技术措施是开采油气的技术措施，通过各种不同的采油工程技术措施，将井内的油气开采到地面上来，然后经过油气集输分离的过程，获得合格的产品，完成油田生产的过程。对采油工程技术措施进行优化，选择适应油田开发后期的采油工程技术措施，尽可能降低油田采油生产的成本，开采出更多的油气产品，保持油田长期持续地高产稳产，更好地完成油田开发的任务。 2油田开发后期的采油工程技术措施 2.1三次采油工程技术措施 三次采油工艺技术的应用，适应于油田开发进入后期，油井的产能下降的阶段，作为提高采收率的技术措施，通过油田生产现场的试验研究，获得最佳的采油效果。聚合物驱油技术，应用聚合物的驱替作用，将聚合物母液和水进行稀释配比，注入到油层中，相当于增加注入剂的粘度，通过扩大波及体积，驱替死油区的油流，达到增产的效果。单一注入聚合物效果不佳的情况，可以优化设计三元复合驱油技术措施，将碱液、表面活性剂和聚合物注入到油层中，通过碱液的水洗作用，表面活动剂的化学作用，改变岩石的润湿特性，借助于聚合物的扩大波及体积的方式，达到提高采收率的效果。应用混相驱油技术措施，同样提高油层的开采效果。混相驱油的技术措施，是在井下油层部位形成一段油一段气的模式，气体上升过程中，携带油滴上浮，提高油井的产能，达到增产的技术要求。也可以实施气体驱油开采方式，利用二氧化碳气体进行驱油试验，也可以通过泡沫驱油方式，提高驱替能量，降低油流的摩擦阻力损失，促使油井增产，保持油田开发后期持续的稳产状态。 2.2强化注水工艺技术方法 注水开发对于油田生产来说是比较重要的，虽然油田开发进入了后期，也要高度重视注水开发。在使用细分油层的分层注水工艺的时候，需要充分明确细分油层的开采方案，并且需要掌握薄差油层的实际情况。这样能够起到水驱的开发效果，并且能够做到对于剩余油的开采。钻探加密井，重新设置注采井网。钻探完有关的水平井之后，能够把水平方向所存在的薄差油层的剩余油开采出来，这样能够显著提升开采效率。接着就是完善注水设备，探索开发现代化的注水设施，充分明确实际的注水量以及注水压力，通过明确配注的需求，进而充分发挥水驱的开发效率。 2.3低效开采技术在低渗透油层中的应用 在石油开采过程中，难免会遇到一些空间较小、渗透率较低的油层，这些油层的开采难度更大，还应不断强化开采技术，已达到良好的开采效果。尤其是在中后期的石油开采过程中，油层的含油量更高，只有设法将这些油充分开采出来才能切实提升油田的整体开采质量。在实际工作中，如果使用的开采技术之间具有较长的跨距，那么就应对开采油层与水平方向油层采取合采的措施，利用钻探水平井提高开采效率。注意在进行合采时，应采用长跨距分层注水方式，同时受管柱系统特殊性影响，对开采中存在的问题可及时解决，从而提高长跨距的采油效率和质量。 2.4分层测试技术在油水井中的应用 在中后期的是由开采过程中，分层测试技术是油水井中常用的一种开采技术，其主要是采用分层测试对油水井进行处理，进而获得关于油水井的相关资料，并通过对这些资料的总结，最终制定出油田开采方案，保证后期低渗透油田的开采能够顺利进行。将分层测压技术合理的应用到油水井开采当中可以有效分析油层的利用程度，提高注水作业模式的科学合理性，有效防止油层含水问题体现出现。在开采油田的过程中，还应关注分层的压力，使其与注采间存在较好的关联性，保证注入压力的科学合理性，提高开采技术体系的稳定性，为油田顺利开采提供重要保障。 2.5人工举升的采油工程技术措施 2.5.1抽油机采油技术措施 利用人为补充能量开采的阶段，应用各种人工举升的方式，提高油井的开采效率。油田生产常用的游梁式抽油机采油技术措施，通过抽油机设备，将电能转化为机械能，通过抽油机驴头的上下往复运行，带动抽油杆上下往复运动，最终带动井下抽油泵的活塞上下往复运动，将井内的液体抽汲到地面上来，实现油流开采的效果。 2.5.2电动潜油离心泵采油技术措施 电动潜油离心泵采油技术措施的应用，如果井筒的供液能力充足，可以利用电动潜油离心泵装置组织生产。通过井下的电动机带动多级离心泵运行，将井液抽汲到地面上来。电潜泵采油装置，需要电缆将电能传递给井下的电动机，带动多级离心泵运行。同时在多级离心泵的下部需要安装油气分离器，防止气体对离心泵泵效的影响。因此电动潜油离心泵的安全运行管理，需要合理控制套管气，才能保证设备正常运行，达到预期的排液量，实现油田生产的产能指标。 2.5.3螺杆泵采油技术措施
油田污水中含油量测定方法 分光光度法 SY/T 0530-93 1、术语、符号 含油量：指被测水样中能够溶解于特定溶剂中而收集到的所有物质，其中包括容器从酸化水样中萃取并在试验过程中不挥发的所有物质。 基准油：本标准所提到的基准油是指与被测水样含有相同油质的原油或被测水样中的油被溶剂萃取后，在规定温度下，经蒸发、烘干、恒重后所得到的组分。 吸光度系数K：浓度–吸光度标准曲线的斜率。 2、分析步骤 2.1用250mL细口瓶取样，取样瓶应提前洗净并烘干。取样前将取样阀打开。待水流以5-6L/min流速畅流3min后再取样，取样时切勿用水样冲洗取样瓶，并且要将取来的水样全部分析。 2.2水样分析 2.2.1将已用量筒测量体积的水样仔细移入500mL分液漏斗中，加入1：1的盐酸调pH=2左右（若取样时已酸化，则不需要加酸）。用一定量汽油清洗取样瓶及量筒后，将溶液移入分液漏斗中，充分振荡，并不断放气，待水样中油品全部溶解后，将分液漏斗放回漏斗架，使之静止分层。将水层移入取样瓶中，萃取液转入具塞刻度比色管中。 2.2.2再次将水样转入分液漏斗中，重复5.2.1操作，直至萃取后的水样无色为止（应萃取2-3次）。记录萃取液的总体积（V0）。若萃取液
颜色较深，可用吸量管准确移取适量的萃取液。然后用汽油稀释若干倍。 2.2.3将被测水样的萃取液装入玻璃比色皿中，以波长为410-430nm 的光，用汽油作空白溶液在分光光度计上测其吸光度E （或浓度C 0）。 2.2.4含油量计算公式： (3) 式中：C 0–被测水样的含油量，mg/L ； E –被测水样的吸光度； V 0–萃取液总体积，mL ； V W –被测水样的体积，mL ； K –吸光系数，L / mg ； n –稀释倍数。 当仪器给出的读数是浓度C 0‘时，可利用公式（4）计算含油量。 ……………………………………………（4） 式中：C 0‘–从仪器上读出的浓度，mg/L 。 2.2.5取水样体积、汽油用量、萃取液稀释倍数应根据水样含油量大小而定。当用读数为吸光度的分光光度计时，应使其吸光度在0.10-0.80之间；当用读数为浓度的分光光度计时，应使其浓度在最大量程的10%-90%之间。 E V 0 KV W ×n C 0= E V 0 KV W ×n C 0=
1?不同沉积单元合理采油速度和注水强度的确定1.1?压力低、含水率低的沉积单元 根据含水率和压力的变化情况设计不同的提水方案，但要在生产过程中保持地层压力和全区地层压力的平稳。 通过不同方案的对比，确定沉积单元S7a的最优提水量为120%，注入量为97.45m3/d。相应的采油速度和注水强度为最优的采油速度和注水强度。 在确定水井的注水强度的时候，先设置井底的最大井底流压。查看不同的提水方案是否达到了最大井底流压，合理控制井底最大的流压从而控制注水量从而进行注水。针对每个注水井的合理注水量，从而确定沉积单元S7a的合理注水强度，根据统计结果还可以求出相应的有效厚度。 1.2?压力高，含水率高的沉积单元 结合含水率和地层压力的条件，设计不同的减水方案。通过不同开发方案的对比确定沉积单元S8a最优的减水方案为15%，注入量为28.17m3/d。相应的采油速度和注水强度为最优的采油速度和注水强度。 在设计不同的减水开发方案时，也要考虑设计一个最大的井底压力，同时这个压力不能超过破裂压力。应该检验一下最优减水方案15%的注水井的井底流压能否超过界限。从而确定出沉积单元S8a的合理注入强度。同时也可以得到相应的有效厚度。 1.3?压力高，含水率低的沉积单元 综合考虑含水率和压力设计不同的降压方案，得出沉积单元P10c的最优方案为降压3.5MPa。相应的采油速度和注水强度为最优的采油速度和注水强度。 设计不同的降压方案的时候也需要考虑最大的井底流压，设置最大的井底流压才能保证降流压符合要求。对最优的降流压3.5MPa是否符合要求，要进行统计分析，并统计出每个注水井的合理注入量，从而确定沉积单元P10c的合理注水强度，也可以求出相对应的有效厚度。 2?确定生产井的最优降压方案 在油气田的生产开发过程中，生产人员很关心在不同的流压生产方案和最优流压生产方案下的各种生产指标的变化情况。2.1?生产井不同分类时最优降压方案的确定 先按照初始开发方案进行生产，在生产的过程中生产流压不断降低，生产井的产液量增加和含水率升高，但产液量的上升趋势更加明显，含水率在上升的过程中会出现一个相对的稳定的状态，在这个稳定状态的条件下，进行不同降压方案的设计选出合理的流压方案，此时对应的流压方案为最优的流压方案。 2.2?开发效果不同时最优降压方案的确定 在不同开发效果中设计不同的降压方案，但是不同的方案都会对生产过程中的各个开采指标造成不同程度的影响，把不同的降压方案进行对比分析，其中LJ35（流压下降3.2MPa）降压方案好，高于其他降压方案的效果，其中好井和中等井数高，差的井井数少，可以求出单井的平均动用层数。所以通过综合对比分析可以得出，认为LJ35（流压降低3.2MPa）方案为最优的降压方案。 3?结束语? 1） 针对相应的沉积单元设计相应的调整方案进行开发预测，通过不同的开发方案预测的结果可以得出：能够实施提水措施的沉积单元：S7a（提水120%）；能够实施控水措施的沉积单元：S8a（减水15%）；能够实施降低流压措施的沉积单元：P10c（降低3.5MPa）。 2）不同的沉积单元实行相应的开发措施，可以确定不同沉积单元相应的注水强度和采油速度，油层动用厚度与变异系数之间的关系。 3）针对不同开发效果的生产井进行分类，进行对比分析优选出降压方案LJ35（流压降低3.2MPa）为最优方案。 参考文献 [1]崔笛.?孤南油田注采结构调整[J].?油气采收率技术，2000，7（1）：19-22. [2]曲建山，周新波，王洪亮.?一种预测低渗透油藏合理采油速度的计算公式[J].?大庆石油地质与开发，2010，20（5）：25-26. [3]?刘严．多元线性回归的数学模型[J]．沈阳工程学院学报，2005，1（4）：128-129． [4]?张尧庭，方开泰．多元统计分析引论[M]．北京：科学出版社，1982． 水驱油田开发指标技术界限研究 许浩 中国石油大庆油田有限责任公司大庆油田采油工程研究院 黑龙江 大庆 163000摘要：研究不同沉积单元采油速度和注水强度开发界限，然后对生产井做了不同降压方案，研究了不同降压方案对生产井产液、产油、含水以及动用层数的影响。 关键词：渗透率?采油速度?注水强度 Technical?limits?of?water?flooding?development?index? Xu?Hao Daqing Oil Field，Daqing 163000，China Abstract：The?development?limit?of?oil?production?rate?and?water?flooding?in?different?sedimentary?unit?were?observed?to?make?different?plans?of?depressurization?for?wells.?The?impacts?of?the?plans?on?the?liquid，oil?and?water?production?as?well?as?development?layers?of?wells?are?investigated. Keywords：permeability；?production?speed；?intensity?of?water?injection 127
油田污水处理工艺的设计 摘要：在油田的开发过程中，油气田废水增加严重污染了生态环境。油田污水含有油破乳剂，盐，苯酚，硫和其他环境污染物质，石化工业是高浓度碱渣废水的来源和组成。本文就油田污水处理工艺存在的问题浅论，并着重对油田污水处理工艺进行分析。 关键词：田污水处理；污水处理工艺 1油田污水处理存在的问题 1.1重力沉降和过滤 重力沉降除油率小，解决短期停留时间，除油效果不好。由于水力停留时间短，密度小的颗粒与水流出；罐底污泥不能及时排出，污泥厚度达到设置的喷嘴附近，落絮体颗粒容易流出来的水，悬浮物不能得到有效的解决，使过滤装置的水质量差，导致一个滤波器不能有效地发挥作用，水质波动使污水达标排放不稳定。固体的过程中根据实际情况适当调整以使其达到标准。 1.2低温含油污水处理 随着石油勘探的不断深入，操作温度含油污水处理技术发展和促进生产的流体。由于温度低油水分离效果不好造成水油浓度。所以我们现在必须行动了废水处理工艺进行调整，以适应低温污水处理。 1.3稠油污水处理 油田污水处理和回收并不简单。对低渗透油藏和稠油区块注入水的质量要求非常严格，可以添加水或蒸汽使大部分的污水排放到环境。稠油污水处理仍面临矿山废水的问题，由于其前端油水分离效果不理想，使污水油含量和泥质含量高，水和废水含有大量的人工合成和形成胶体物质，生化需氧量和化学需氧量的比例是非常低的。目前，油田采出液含水率已达90%以上，生活废水约80000立方米，而排放率只有30%左右。提高采油污水处理率和使用有效的深度处理工艺解决了污水排放问题。 1.4三元复合驱油技术 石油被称为工业发展的血液，随着我国工业技术的迅速发展，大多数油田已进入三次采油阶段。在油田行业三元复合模式是最典型的采矿方法，尽管这一技术是优秀的，但它是水，但水含有大量驱油剂，表面活性剂、石油和化学组成。如何解决这些问题，成为了水处理领域和石油领域面临的新课题。 2油田污水处理工艺分析
化验室水质检测指导书 1 目的 通过对水处理工艺各进出水口的水质检测分析，为水处理工艺提供控制依据。 2 职责及使用范围 规范化验室检测分析人员的检测分析流程。 本书使用于水处理运营管理中心化验室水质检测分析的全过程。 3 注水水质主要控制指标 表1 2012年延长油田注水水质标准（试行） 水质指标 标准分级及注入层平均空气渗透率，1×10-3m2 Ⅰ级 ≤1.0 Ⅱ级 1.0～10 Ⅲ级 10～50 Ⅳ级 50～100 Ⅴ级 ≥100 控制指标 悬浮物含量, mg/L ≤2 ≤3 ≤5 ≤8 ≤10 颗粒直径中值,um ≤2 ≤2 ≤3 ≤3 ≤5 含油量, mg/L ≤3 ≤5 ≤8 ≤10 ≤20 平均腐蚀率, mm/a ≤0.076 硫酸盐还原菌,个/ml ≤10 腐生菌, 个/ml ≤102 铁细菌, 个/ml ≤102 辅助指标 总铁量, mg/L ≤0.5 pH值 6.5～7.5 溶解氧, mg/L ≤0.05（油层水）、≤0.5（清水）硫化物, mg/L 清水0、油层水≤2.0 配伍性良好（岩心伤害率≤30% ）
侵蚀性二氧化碳, mg/L -1.0～1.0 4 取样 取样的代表性如何，直接关系到样品分析结果的真实性和可靠性，采取正确的取样方法，保证取样的代表性，是最好工作的第一步。 1、从管道或水处理装置中采集水样时，取样部位应安装取样阀门。采样时，打开取样阀门，进行适当的冲洗（一般以5～6L/min的流速畅流2～5min，保证取样口死水及油污、沉淀物、铁锈等脏物排净），并将水样流速调至约700ml/min进行取样。 2、在试油过程进行地层水取样时，取样前应先将井中的地表水、泥浆水排完。试油过程应每8h测一次氯离子含量，连续三次氯离子含量不变时才能取样。 3、将洗净的玻璃瓶或塑料瓶用水样洗涤三次，然后盛满水样并密封，做好标记。 5 物理性质测定 1 颜色 目测水样颜色，其可分为：无色、浅黄色、黄色、绿色、棕色和黑色等。 2 气味 启开瓶塞嗅气味，其可分为：无气味、硫化氢味、泥土味、沼气味、芳香味和刺激味等。 3 透明度 目测水样透明度，其可分为：透明、半透明和不透明等。 4 沉淀物 观察水样中沉淀物的数量及形状，数量可分为：无、少量和大量；形状可分为：片状、粒状和絮状等。 6 分析方法 6.1 悬浮物的测定 6.1 1 实验步骤：
油田开发后期的采油工程技术措施探讨 发表时间：2019-11-11T15:31:34.327Z 来源：《基层建设》2019年第23期作者：燕良孙维维陆瀛臻 [导读] 摘要：在油田开发后期，油田的开采会愈加困难，产量也会呈现下降趋势，为了解决这一问题，需要对油田开发后期的采油工程技术进行研究，从而提高油田开发后期的开采效率。 中国石油长庆油田分公司第七采油厂白豹作业区陕西省延安市 716000 摘要：在油田开发后期，油田的开采会愈加困难，产量也会呈现下降趋势，为了解决这一问题，需要对油田开发后期的采油工程技术进行研究，从而提高油田开发后期的开采效率。本文介绍了油田开发后期的特点，并且对油田开发后期的采油工程技术进行了探讨。 关键词：油田开发后期；采油工程技术；措施 在油田开发过程中，会通过应用各种采油工程技术措施，将油井内的油气资源开采出来。油田开发分为初期、中期和后期三个阶段，随着石油开采的不断进行，开发程度不断深入，进入到油田开发的后期阶段后，油田的开采会越来越困难，产量也会逐渐下降。在这样的情况下，需要通过对油田地质情况进行深入研究，对剩余油的分布规律进行分析，从而选择最合适的采油工程技术，提高油田开发效率，降低开采成本，达到增效降本的开发目标。 1 油田开发后期的特点 油田的开发生产可以分为三个阶段，即初期、中期和后期，随着石油开发的不断进行，油井内的油量会下降，从而导致油的产量呈现下降趋势，产液中水的比例会不断升高，开采出的油量不断降低，随着井内油的综合含水量的不断上升，需要净化更多的处理液，从而导致采油的作业量增加，进而提高采油成本。由于在油田开发后期面临处理成本升高、产量下降的问题，因此需要应用最佳的采油工程技术，在降低成本的同时提高产量，从而达到增效降本的目的。在实际的工作过程中，需要对油田内剩余的含油量以及分布情况进行详细的分析，并总结规律，然后基于实际情况来选择最佳的采油工程技术，从而可以提高石油的开采效率和开采量。 2 油田开发后期的采油工程技术 在石油开采后期的，选择采油工程技术时，不能够单纯的考虑技术的先进性，并不是世界一流的技术就是最好的，选择的采油工程技术需要满足实际情况，因此需要根据实际条件来确定最佳的才开技术，进而实现预期设置的开采目标。在选择措施时，不仅要充分的考虑开采区的地质条件，而且要充分考虑到影响到石油开采的各种因素，然后基于其确定合适的工程技术措施，使油田可以完成产能目标。 2.1 精细注水开发技术 在油田的开采过程中，注水技术具有非常重要的应用，尤其是到了油田开采的后期，由于油田中的含水量已经比较高了，因此需要特别注意注水技开发技术的应用。通过应用适当的注水开发技术，能够有效的提高石油开采的效率，促进油田开采总量和能力的提升。注水作业的开展必须结合油田的实际情况，因此在开始再也之前需要对油田的地质条件进行详细的调查，通过充分的了解其吸收剖面的实际情况，制定针对性的注水策略，提高注水的效率，保证注水的效果，从而更高效的对油田的剩余油进行开采。在具体的注水作业过程中，可以应用同心集成式细分注水技术，通过应用这一技术能够对注水作业进行强化，需要注意的是，在注水时要满足其水的开发条件，从而能够使油水井之间能够形成均匀的水线，进而使总的水驱产量目标可以实现。在油田开发后期的注水作业中，要特别注意对低渗透储层的注水作业，而对于高渗透层则需要减少注水量，从而避免井中含水率较高的情况出现，防止由于这一因素造成的开采效率降低情况的出现。通过充分发挥水驱动的特点，提高注入水的利用效率，从而有效的提升油井的开采效率。 2.2 多次采油工程技术措施 当油田开采到了后期阶段以后，通常会使用三次采油技术，由于在油田开采后期产量会出现一定程度的下降，而通过应用三次采油技术能够有效的提高产量，提高开采的效果。在三次采油技术中，通常使用聚合物来进行驱油，通过这样的方式能够有效的提高油田的开采量。在三次采油技术的实际应用过程中，为了提高采油的效率，还需要根据实际情况对该技术进行完善和优化，从而更好的满足生产的实际需求。在实际开采过程中，可以应用单管分注工艺技术，通过合理的应用这一技术可以有效的提高开采的效率。此外，环形降压槽在实际生产过程中也有比较广泛的应用，通过将聚合物加入到降压槽内，可以有效的提高驱油的效果。在油田才开后期，三次采油技术具有重要的应用，能够有效的提高石油产量，但是在这一技术的实际应用过程中，还存在一些问题，需要进行完善和优化。此外，在三次采油技术的应用过程中，还需要充分考虑设备的磨损问题，主要包括油管、油杆等部分，这些部分的磨损比较常见，因此要特别注意，避免设备使用过程中出现偏磨的问题，对于磨损严重的设备要及时的更换，降低由于设备磨损问题给石油开采造成的不利影响，提高油田开采的效率。在实际的生产过程中，可以采取井下下轴向心力测试的方式，对偏磨的规模进行分析，并基于此制定针对性的策略，有效的降低偏磨的问题。 2.3 特殊钻井技术 通过应用特殊钻井技术，如水平井、大位移井以及定向井等，可以有效的改善油田开发后期面临的问题，保证油田开采后期的石油开采质量。通过应用合理的钻井技术，能够有效的降低开采施工的工作量，同时还能有效的降低开采过程给当地环境以及地质地层的环境污染，并且提高生产能力，提高经济效益。举例来说，通过应用水平井钻井技术，可以有效的提升油田的能产能力，同时还可以有效的减少钻探施工，从而节约施工成本。通过应用这一技术，可以将水平方向上一定长度的油流开采出来，从而能够有效的解决薄差油层的开发问题。通过将水平井钻井施工技术和水力压裂技术进行联合应用，可以有效的提升储层渗透性，从而更好的进行剩余油的开采，提升油田的采收率。此外，通过应用适当的增产增注技术，可以进一步提高采油技术的优化，从而有效的提升油田开发后期的石油开采效率。 2.4 采油新工艺新技术措施 在科学技术不断发展的今天，采油技术也得到了快速发展，包括微生物采油、热力采油、人工举升以及螺杆泵采油等技术被应用于油田的开采之中，不仅有效的增加了油田的开采总量，促进了油田开采效率的提升，同时还有效的降低了开采过程中的能源消耗，提高了企业的经济效益。下面对几种新型的采油技术进行简单介绍： （1）微生物采油技术。该技术利用了油层适合微生物生长繁殖的特点，通过将微生物注入到油层中的方式来达到驱油的目的，这一方法非常环保，不会造成二次污染，具有很高的应用前景。 （2）人工举升。这种方法采取了人为补充能量的方式，将油井内的油从地下提升到地面，在应用这一方法时，为了达到节能高产的效果，需要对各项设计进行优化。
油田含油污水处理工艺 目前我国很多陆地油田都属于渗透性油藏，在油田生产开采中后期阶段，这种情况下都会采取注水开发工艺，而注水工艺的水源主要是来自油田含油污水处理后的净化水，而少量经过生化处理后的水进行外排，但是根据相关水质标准要求，油田含油污水外排一定要达到污水综合排放相关排放标准的具体要求。这就要求油田企业必须要针对污水处理工艺进行不断改进，这样才能满足生产实际需求。 1 污水处理工艺改进 1.1 增加预脱水器 由于目前油田生产规模在不断扩大，导致来液量急剧增加，联合站的原油脱水处理工艺流程经常会处在超负荷运行状态下。针对这种现象，可以通过现有的脱水系统进行扩建改造，在其中引入与脱水器，来针对来液进行预处理，这样就能够有效提升油田脱水处理系统出口处的含油标准，保证整个生产系统实现正常运行。 易脱水处理主要具有以下一些优点：首先，预脱水技术采用了范围相对比较大的油水液面调节技术，从而使得预脱水器实际的分离适应力得到有效提升，能够完全满足油田在不同生产开采阶段油水分离的实际需求。其次，充分运用了中间层洗涤技术。根据来液物性的差异，针对中间层的厚度进行合理控制，以此来充分保证油水实现有效分离。最后，通过设置水力排砂机构，针对脱水器进行定期冲砂处理，这样就能够充分保证实现正常运转。 1.2 污水处理系统改进 在实际进行污水处理的过程中，通常情况下都会采取多个核桃壳过滤器并联运行的方式，并且在每个核桃壳过滤器把顶部设置了相应的加油口，而且在核桃壳过滤器的进出口位置要分别设置相应的取样点。当整个过滤系统在投产使用后，由于进入过滤器内部的油污以及一些胶质物质会对核桃壳滤料产生较大的影响，从而导致滤料出现被污染现象，甚至出现板结或者滤速降低、水质变化等现象，在经过过滤后，水质不能满足实际要求。他这种情况在一些联合站超负荷运行状态下表现得尤为明显，如果来液中含有大量的杂质、乳化液、油污，就会导致在整个处理过程中整体处理质量，甚至在一些情况下经过过滤后的污水水质出现变坏现象。
塔里木油田动态监测技术及应用 王陶1,2，杨胜来1，朱卫红3，练章贵2，周代余2，白文涛2，雷雨4，于志楠3（1.中国石油大学(北京) 石油天然气工程学院，北京 102249；2.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；3. 中国石油塔里木油田公司开发事业部，新疆库尔勒 841000；4. 中国石油塔里木油 田公司技术发展处，新疆库尔勒 841000） 摘要：塔里木油田主力油藏已处于中高含水、中高采出程度、剩余油分布复杂的开发阶段，单井产注量大，油水井井况变差，动态监测风险和难度极大。通过强化生产井产注状况、压力和温度、含油饱和度、井下技术状况、流体性质、储层渗流参数等动态监测资料的录取与应用，取得一批实用、创新的动态监测技术成果，其中包括双台阶水平井产吸水剖面测井、双台阶水平井高分辨率原油色谱指纹技术、水平井含油饱和度监测等成果，加深了对剩余油分布规律的认识，为油藏开发调整、增油措施、改善开发效果和提高采收率提供有力的支撑。关键词：塔里木油田；水平井；动态监测；潜力；剩余油 The Application of Dynamic Monitoring Technology in Tarim Oilfeld Wang Tao1,2, Yang Shenglai1, Zhu Weihong3, Lian Zhanggui2, Zhou Daiyu2,Bai Wentao2, Lei Yu4,Yu Zhinan3 (1.Petroleum and Gas Engineering College, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina Tarim Oilfiled Company, Korla 841000, China;3.Development Bussiness Department of PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China; 4. Exploration and Development Department, PetroChina Tarim Oilfiled Company, Korla 841000, China) Abstract：Most of the main reservoirs in Tarim oilfields already in a complicated development phase . Most of the reserviors are in high water-content, in medium or high degree of reserve recovery, also the distribution of oil remaining is very complex,having the high production,the conditions of the oil wells and the water injection wells become poor. All of these increases the difficulty in dynamic monitoring. By strengthening data admitting and exploitation and the promotion of the new technology application of production logging, we deepen the cognition on the distribution of remaining oil.All of these strongly support to the reservoir development adjustments the increase production measures , improve the development effect. to enhance recovery ultimately. The data gotten and applied are about production status of the wells, pressure and temperature, production and injection profile, oil saturation, casing logging, fluid properties, reservoir seepage parameters etc. The practical and innovative monitoring the dynamic monitoring technology used are production and injection profile logging in the double-steps horizontal wells, high-resolution oil chromatographic fingerprint technology for double-steps horizontal wells,etc.. Key words:Tarim oilfield ;horizontal well; dynamic monitoring ; latent capacity of the reservoirs; oil remaining 作者简介：王陶(1968-)，女，四川盐亭人，高级工程师，在读博士研究生，油气田开发 (E-mail)xiao99315wt@https://www.doczj.com/doc/0c17829647.html, 第一作者简介：王陶(1968-)，女，四川盐亭人，中国石油塔里木油田公司高级工程师，现为中国石油大学(北京)在读博士研究生，主要从事油气田开发管理工作。地址：新疆库尔勒市123号信箱开发所，邮政编码：841000。E-mail：xiao99315wt@https://www.doczj.com/doc/0c17829647.html,；wangt-tlm@https://www.doczj.com/doc/0c17829647.html, First author：Wang Tao, Female, people of Yan Ting Si Chuan Province; senior engineer of Tarim oilfield company of Petro-China, doctor of Petroleum University of China(Beijing),mainly work on management of oilfield development. Address: Mail box 123 of Development Graduate School, Xinjiang Koala City 841000 .E-mail： xiao99315wt@https://www.doczj.com/doc/0c17829647.html,；wangt-tlm@https://www.doczj.com/doc/0c17829647.html,. 1