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水驱开发油藏提液稳产办法应用
在油田开发中，为了提高油藏的采油效果，常常需要采用水驱开发油藏的方法。
水驱是一种常用的提液稳产办法，通过注入水来驱使原油向井口移动，从而增加采收率。
下面将介绍水驱开发油藏的应用方法。
水驱开发油藏的关键是注入适量的水来形成有效的水驱饱和度，以推动原油向井口流动。
在注水过程中，需要根据油藏性质、地质条件等因素进行合理的注水量确定。
注水量过小会导致饱和度不够，无法形成有效的驱油力；注水量过大会导致水和油混合，减少采油效果。
需要通过水驱试井、流体模拟等方法预测注水量，并根据实际效果不断调整和优化。
水驱开发油藏的注水方式有多种，常见的有连续注水和间歇注水两种方式。
连续注水是指持续不断地注入一定量的水，以维持饱和度和提高油藏压力；间歇注水是指间隔一段时间注入一定量的水，以维持水驱压力，减少注水量和成本。
选择注水方式需要考虑原油的粘度、渗透率、油藏压力等因素，并进行经济效益评估和风险分析。
为了提高水驱开发油藏的效果，还需要采取一系列的增产措施。
常见的增产措施包括增加注水井的数量和位置，提高注水井的注水效果；采用水平井、多重水平井和水平段技术，扩大油藏的有效面积和作用范围；通过改造井位和增施人工举升措施，提高原油产量和采收率。
水驱开发油藏还需要注重水质管理和环境保护。
水质管理是指对注入水的品质进行监测和控制，以确保注水水质符合要求，避免对油藏和环境造成不利影响。
环境保护是指在油田开发过程中，要合理利用和处理产生的废水，减少污染和浪费。
水驱开发油藏提液稳产办法应用水驱开发是一种常见的油藏开发方式，它通过注入水来推动原油的流动，从而提高油井的产量。
在水驱开发过程中，由于油藏的特性以及注入水的影响，往往会出现提液稳产困难的问题。
针对这一问题，科研人员和工程师们不断探索和总结提液稳产的办法，并将其应用于实际生产中，取得了一定的成效。
本文将从水驱开发油藏提液稳产的背景、困难及应对办法等方面进行探讨。
一、水驱开发油藏提液稳产的背景1. 油藏地质条件复杂。
部分油藏地质条件较为复杂，如渗透率差异大、水驱层位错杂等，这些都会对水驱油藏的提液稳定性产生不利影响。
2. 水驱油藏开发方式不当。
有些油田在水驱开发过程中，注入水量不够、周期不合理、注水井距离不当，都会导致油藏提液不稳。
3. 水化学效应导致提液不稳。
注入的水中可能含有溶解离子，与岩石发生化学反应，导致油藏孔隙度变化，从而引起提液不稳。
以上种种原因都导致了水驱开发油藏提液稳产的困难，为了解决这一问题，科研人员和工程师们积极探索和研究提液稳产的办法，并将其应用于实际生产中。
二、提液稳产的办法及应用1. 合理调整注水井的位置和周期合理调整注水井的位置和周期对提液稳产具有重要的意义。
科研人员和工程师们通过对水驱开发油藏的地质条件进行综合分析，结合地层压力、水驱层位等因素，调整注水井的位置和周期，从而达到提液稳产的目的。
目前，这一办法在不少油田得到了广泛的应用。
2. 注入调节剂注入调节剂是一种常用的提液稳产办法。
它主要是通过在注入水中加入特定的化学品，改变油藏孔隙结构，增加油井的产液能力，进而达到提液稳产的目的。
目前，注入调节剂已经在不少油田得到了应用，并取得了一定的成效。
3. 优化注水工艺优化注水工艺也是一种提液稳产的有效办法。
科研人员和工程师们通过对注水工艺的优化，如增加注水井的数量和深度、改善注水井的井筒完整性等，改善了水驱开发油藏的提液稳定性，取得了不错的效果。
4. 考虑地层渗透率分布考虑地层渗透率分布对提液稳产也具有重要的意义。
水驱开发油藏提液稳产办法应用水驱开发油藏是一种常见的油藏开发方式，通过注入水来增加油藏中的压力，促进油的流动并提高采收率。
但是，水驱开发油藏也存在着一些问题，例如注入水量控制不当、沉积物阻塞等，这些问题会导致生产受阻、采收率下降等问题。
因此，为保证水驱开发油藏的稳定生产，需采取有效措施。
一、注入水量控制注入水量控制是保证水驱开发油藏稳产的重要手段，一般来说，合理的注水量应该是油井的产出量的1.5～2.0倍。
在注入水量的控制上，可以采取人工控制和自动控制两种方法。
人工控制是指通过手工方式控制注入水量，长度时间较长效率较低。
自动控制是指采用传感器、计算机等自动设备实现对注入水量的自动控制，可有效提高控制效率，提高水驱油藏的采收率。
二、适当选择水质适当选择注入的水质，对于水驱开发油藏的稳定生产至关重要。
一般来说，井口水的含盐量应低于3000毫克/升，这样可以减小沉积物的生成，并避免钙镁盐等物质的破坏性作用。
同时，在选择注入水质时，应当考虑到油藏中已经有的油和溶解有机物的含量。
如果注入水的含有过多的悬浮物和微生物，会导致储层孔隙被堵塞，从而导致油井套管破裂等损坏。
三、防止沉积物的堵塞沉积物的生成是水驱开发油藏产生问题的重要原因之一，沉积物一旦堵塞油井及油藏孔隙，会导致油井产量下降，影响其稳定生产。
因此，在水驱开发油藏中，防止沉积物的堵塞是非常重要的。
可以采用多种方法防止沉积物的堵塞，如注入适量的界面活性剂、采用筛式滤网、定期进行油井清洗等方法。
其中，注入适量的界面活性剂可有效地防止油井着生物附着在内壁，缓和沉积物和水和土壤之间的极性作用。
四、控制油井温度油井温度的控制对于水驱开发油藏的稳定生产具有非常重要的意义。
一般来说，油井的温度应维持在40℃～55℃之间，这样可以减少沉积物的积聚，同时也可以减小油与水在地下流动中的黏度。
在控制油井温度时，可以采用多种方法，如通过散热扇的安装、表层火烧等方法来控制油井温度。
综合评价油田水驱开发效果改善程度的新方法田水驱开发是近年来石油工业发展中重要的一种方式，近年来在国内外都有广泛的应用。
然而，随着石油储量的减少和油田开发周期的延长，油田水驱开发程度改善的需求也在增大。
为了科学地评价水驱开发效果改善程度，本文提出一种新的综合评价油田水驱开发效果改善程度的方法。
一、水驱开发的基本概念水驱开发是把油田中的液体以水的形式注入油层，利用水压将原有储层中的油推到采油井口，以获取石油的一种开采方式。
水驱开发是储层渗透率低、饱和度低的油层开发手段，被广泛应用于有效的油层分析和开发评价中。
二、水驱开发的综合评价方法1.水驱开发程度的划分为了评价油田水驱开发程度的改善程度，需要将水驱开发程度划分为几个等级：完全开发、半开发和未开发等三种等级。
其中，完全开发是指采油井都使用水驱开发；半开发是指部分采油井使用水驱开发；未开发是指所有采油井均未使用水驱开发。
2.油层结构评价对于油层结构，可以根据油层首次压裂采油后产油及其采出率来评价水驱开发效果。
油层中通过水驱开发获得的油量越多，则油层结构越优良，油层的开发效果也越好，效果改善程度也越高。
3.采油井井位的确定采油井的位置也是评价油田水驱开发效果改善程度的重要指标。
一般来说，采油井的位置要满足：采油井分布均匀、采油井靠近油层的边缘部位、采油井应尽可能深入油层，以便提高采油井的采出率。
4.影响水驱开发效果的因素分析在评价油田水驱开发效果改善程度时还需要考虑来自油层、水层和地表环境的各种因素影响。
比如，渗透率、饱和度、压力、质量因素等都可能影响水驱开发的效果。
三、结论本文提出了一种新的综合评价油田水驱开发效果改善程度的方法，依据油层、水层和地表环境因素，结合油层首次压裂采油产量及其采出率，以及采油井位置等进行综合评价，从而评价油田水驱开发效果改善程度。
未来，如果能够更加系统地进行评价，将有助于提升石油开发的效率，提高经济效益。
利用系统分析方法评价注水开发油田的水驱效果
王凤琴
【期刊名称】《断块油气田》
【年(卷),期】1998(005)003
【摘要】根据油田开发动态系统分析方法，结合安塞油田注水开发实际，将油藏作为一个整体，利用油井的生产特征参数（产油量、产水量、含水率等）和注入井的注入量、注入压力等参数，建立描述油藏系统注入与产出关系的数学模型。
通过评判利用模型计算的每口生产井的驱油、驱水相关系数的信息，刻画整个油藏系统注入与产出关系，从而对全区块进行水驱效果的评价。
通过对安塞特低渗油田王窑区开发区块的试算，结果与实际较吻合，揭示出该区块北部长期产量较低，水驱能力低，应从加大其注水量、改变水线方向出发，使注入水能沿其砂体分布的方向自北而南，达到增强水驱能力、提高产量的目的。
【总页数】4页(P39-42)
【作者】王凤琴
【作者单位】西安石油学院
【正文语种】中文
【中图分类】TE34
【相关文献】
1.注水开发油藏水驱效果评价体系研究:以南堡油田为例
2.利用存水率与水驱指数评价油田注水效果
3.用广义存水率和广义水驱指数评价油田的水驱效果
4.运用存水率和水驱指数评价油田注水开发效果
5.稠油油田水驱特征和注水开发效果
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油气田水驱开采技术研究随着全球能源需求不断增长，传统的石油开采方式已经无法满足需求，为了更高效地开发石油和天然气资源，人们正在寻找更加节能、环保的方式来开采油气田。
水驱开采技术就是其中一种被广泛应用的技术。
一、水驱开采技术的基本原理和方式水驱开采技术就是利用水的压力来驱动石油或天然气从油气层运移到井筒，从而实现开采的目的。
这种技术可以有效地增加储量和产量，而且相对于传统的采油方法，水驱技术对环境的影响更小，因为其不会产生大量的二氧化碳和硫化氢等污染物。
水驱开采技术的基本原理是通过在油层中注入水来增加井口压力，从而促进石油或天然气向井口运移。
注入的水可以是自来水或海水等，为了保持压力，需要在油田中布设一定数量的注水井。
这样，石油和天然气就能顺利地通过油井被开采出来了。
二、水驱开采技术的优点和局限性优点：1、资源利用效率高水驱开采技术能够有效地增加储量和产量，大大提高了资源的利用效率。
长期以来，人们一直在采用这种技术来开采油田，许多大型油田的生产也是基于此技术实现的。
2、环保效益明显水驱开采技术相对于传统的采油方法，其环保效益也更为明显。
由于其不会产生大量的二氧化碳和硫化氢等污染物，因此能够有效地减轻对环境的影响。
局限性：1、单一模式下效果不佳由于水驱开采技术需要在油田中部署注水井，而且也需要在特定的地质环境下应用，因此在一些地方可能不太适用。
如果油层的透水性不足或注水井不足，都可能导致技术效果下降。
2、经济成本较高虽然水驱开采技术能够提高资源的利用效率，但是其实施成本也相对较高。
为了建设起完善的注水井网，需要一定的投资和技术支持。
三、水驱开采技术在油气田开发中的应用在油气田开发中，水驱开采技术是被广泛应用的技术之一。
它可以帮助操作人员提高资源的利用效率，同时也能够减轻对环境的影响，符合现代社会对能源开发的环保要求。
对于油气田的开发公司和技术机构来说，水驱开采技术的推广和研究也是非常重要的。
他们可以深入探索技术的优缺点，针对性地解决问题，使水驱开采技术得到更好的应用和发展。
油气田水驱采油机理与效果分析水驱采油是一种常用的油田开发方法，通过注入水来提高油田的开采效率。
本文将对油气田水驱采油的机理和效果进行分析，以帮助读者更好地理解和应用这一技术。
机理分析水驱采油的机理主要包括排水驱替、溶解驱替和体积膨胀驱替。
首先是排水驱替，当注入的水驱流进油层时，水会排挤油的存在，形成一个向外扩展的水体。
这种机理主要针对油层中孔隙连通性较好的区域，并能有效地驱赶油向高渗透性区域或油井的采集区。
其次是溶解驱替，当注入的水与原有的油混合时，可以对油中溶解的低熔点杂质进行分解，使其变得更易流动。
这样一来，在注入大量水的情况下，由于溶解在油中的低熔点杂质减少，油的粘度也会随之减小，从而提高了油的流动性。
最后是体积膨胀驱替，当水注入油层时，由于水的体积相对油而言较大，它会扩大油层中的孔隙空间，从而增加了油与水之间的接触面积。
同时，由于水的流动性较好，它可以迅速渗透到较远的地方，从而增加了驱油效果。
效果分析水驱采油的效果主要体现在两个方面，即提高产能和提高采收率。
首先，水驱采油可以有效提高油田的产能。
通过注入水，可以把原本无法开采的残余油驱出来，从而增加了油井的产出量。
此外，水可以作为驱替剂，在驱足水量的情况下，能够明显降低沿注水井半径的动用稀采油剂、减少有机胶的用量，降低采油成本。
其次，水驱采油还可以提高油田的采收率。
通过注入大量水，水可以迅速扩大油层的面积，使得石油处于更加有利的采油环境中。
同时，水的溶解作用可以降低油的粘度，使得原本被困于孔隙中的油能够更容易地被驱出。
因此，在水驱采油的过程中，采收率可以得到明显的提高。
此外，水驱采油还具有一定的环保优势。
相比其他采油方法，水驱采油不需要使用大量的化学药剂，对环境的污染较小。
而且，水作为一种可再生资源，可以回收再利用，减少了对水资源的消耗。
然而，水驱采油也存在着一些问题与挑战。
首先，注入的水与原始油井之间的渗透性不均匀，导致驱油效果有所不同。
油田注水开发后期提升采油率的技术措施发布时间：2022-07-13T01:37:26.396Z 来源：《科学与技术》2022年第3月第5期作者：王圣[导读] 油田注水开发后期,水驱的开采效果已经比较突出。
王圣中海石油（中国）有限公司天津分公司天津市滨海新区 300450摘要：油田注水开发后期,水驱的开采效果已经比较突出。
对于低渗透油田可以实施强化注水的方式开发。
而高渗透油田需要稳油控水,防止油层见水或者被水淹。
通过对各种提高采油率技术措施的研究,达到油田开发后期的生产目标。
关键词：油田开采；注水；技术措施一、油田注水开发后期的特点油田注水开发已经进入后期,油井的综合含水率比较高,油井的产能逐渐下降,为了达到稳油控水的开发效果,有必要研究提高采油率的技术措施。
对注水井进行控制和调节,保证达到注水的效果,同时对高渗透层控制注水,防止油层被水淹。
油田注水开发后期,优化设计新的增产技术措施,扩大水驱的波及体积,才能开发出更过死油区的油流,达到油田长期持续稳产的效果。
通过注水开发,能够保持油田的高产和稳产。
通过高压注水,可以将油层中的油流驱替到井底,注水井的注水压力和注水量容易控制和调节,属于比较经济的油田开发方式。
油田注水开发后期,及时进行注采井网的调整,对低渗透油藏加强注水,增加注入水的浓度,达到最佳的驱替效果。
控制高渗透油层的注水压力和注水量,降低油田的综合含水率,提高油井的产油量。
二、油田注水开发后期采油率提升技术当注水开发油田进入发展后期时，加强油井管理是提高石油采收率的最主要方法。
在此环节，应该强调油层复查，提高三次采油质效；深化油井参数调整与工程改造，做好死井盘活与增产措施应用。
目前，可用于油田注水开发后期提高采油率的技术方法较为丰富，对于石油企业而言选择最符合实际需求的降本增效方法最为重要。
事实上，无论是传统技术还是新研发的技术，都能满足油田注水开发后期采油的“增效”需求，但在降本方面就各有利弊。
油田水驱采油技术研究随着全球能源需求的增长，油田开发变得愈发重要。
在油气开采过程中，水驱采油技术作为一种常用的增产方式，受到了广泛的研究和应用。
本文将围绕油田水驱采油技术的研究内容展开论述，深入探讨其原理、应用以及前景。
1. 油田水驱采油技术的原理油田水驱采油技术是通过注入水来提高油藏压力，以驱使原油向井口移动。
其原理基于相对渗透系数的差异，通过水的注入降低了原油相对渗透系数，从而改善了原油在油藏中的流动性，增加了采油效果。
2. 油田水驱采油技术的应用2.1 水驱前期实验在实际应用中，为了确定水的注入方案以及采油效果，通常会通过水驱前期实验来模拟油田中的水驱过程。
该实验可以评估不同注入压力、注入量以及注入周期对采油效果的影响，为后续水驱开采提供参考。
2.2 水驱注水井网络优化水驱采油过程中，注水井的合理布置和优化对于提高采油效果至关重要。
利用优化方法，通过分析油藏的物质平衡和流动规律，可以确定最佳的注水井的位置和间隔，从而提高水驱采油的效率。
2.3 水驱剖面调整技术在水驱采油过程中，由于油藏的渗流规律等因素，注入水和采出的油在油井井筒中的分布可能存在不均匀现象。
为了提高采油效果，可以通过水驱剖面调整技术来改变水和油的分布情况，实现均衡注采。
3. 油田水驱采油技术的前景随着石油资源逐渐减少和全球能源需求的增长，油田水驱采油技术在提高采收率和增加油田开发效益方面具有广阔的前景。
3.1 提高采收率油田水驱采油技术通过控制油藏的渗透和压力，有效地提高了采油效果，使油井的采收率有所提升。
3.2 增加油田开发效益油田水驱采油技术相对成本较低，操作相对简单，可以有效地增加油田的开发效益。
通过科学的水驱方案和合理的施工，可以将油田的潜在资源充分利用，实现经济效益最大化。
综上所述，油田水驱采油技术在提高采收率和增加油田开发效益方面具有重要意义。
通过合理的方案设计和实施，可以进一步优化油田开发过程，提高原油采集效率。
水平井注堵水剂解决石油开采三大矛盾的新方法（采油新技术推荐）摘要：水驱砂岩油藏经过多年注水开发，油藏中产生了三大矛盾：层间矛盾、同层内纵向矛盾和平面矛盾。
这三大矛盾作用的结果是注水水流只沿大孔道或高渗透层流动，而在水流冲刷不到的区域留有大量的剩余油无法开采，约占地质储量的50%以上。
如果不采取更为有效的堵水方式来解决三大矛盾，高含水油藏的大孔道和注水通道势必要消耗大量的驱替液，使综合含水持续上升、生产成本居高不下，最终在采收率不是很高的情况下，被迫关井停产。
要大幅度提高采收率，就必须解决这三大矛盾。
水平井技术已经成熟，但目前仅局限于水平井直接采油或注水，不能很好地解决石油开采的三大矛盾。
因其在采油过程中易被水淹，使得水平井无法在高水淹厚油层得到推广应用。
为解决石油开采三大矛盾，我们可以利用水平井注堵水剂来封堵油层注水通道和高渗透层，再结合其两侧垂直井注采系统调整，就可彻底改变注水流动方向，使其只冲刷剩余油。
该方法可有效地解决石油开采过程中产生的三大矛盾，使“枯竭”的油田起死回生，是一种大幅度提高高含水主力油层采收率的新方法。
一、水平井直接采油存在的问题使其无法在高含水主力油层推广正如垂直井直接采油存在层间矛盾一样，水平井直接采油存在着水平段上高含水区和剩余油富集区间的矛盾，这种矛盾作用的结果是水平井易被水淹，而剩余油无法开采。
另外，由于水平井筒流动空间狭窄，如果水平井直接采油，容易进入水平井的高渗段来液很快就占满水平井筒的流动空间。
长达千米的水平井难免有高渗段，高渗段来液一旦占据水平井筒狭窄的流动空间，剩余油再也无法进入水平井。
因此，水平井长长的水平段和井筒狭窄流动空间的矛盾是水平井直接采油无法解决的问题，水平段越长，就意味着越容易遇到高渗段，使水平井更易被水淹，剩余油就越难采，这就是水平井无法在高含水油层得到推广的根本原因。
为使水平井能够在高含水主力油层得到推广，就需按扬长避短的原则，避免用它采油，而利用其在油层呈水平状的优点，用它在油层中建坝堵水，从而使石油开采中的三大矛盾得到解决二、利用水平井注堵水剂解决石油开采三大矛盾的方法1、同层内平面矛盾的解决。
普鲁德霍湾油田水平井注入能力研究以及获得长期有效水驱的方法 编译:金佩强(大庆油田公司勘探开发研究院)审校:杨克远(大庆石油学院) 摘要 注水井中岩石热应力破裂在控制和确定注入能力方面起重要作用。
通过垂直井通常不能注入所需的水量来维持采液量和补偿亏空。
因此,常常选择水平井提供较高的波及效率,并且水平注水井注水量比常规垂直注水井高。
但是,普鲁德霍湾老水驱油田研究表明,这些增加的效益会随着时间变差。
需要了解注水机理和制定综合措施以改善油田注水动态。
本文介绍了用于普鲁德霍湾油田几口注水井注入能力研究的矿场数据。
台阶状流量注入试井表明,随着时间的推移,水平注水井和常规垂直注水井之间的注入能力没有大的变化。
对于水平井来说,关键是在多个位置产生裂缝和保持裂缝,并且限制高孔隙高渗透岩石中的裂缝增长。
推荐的方法强调,需要清楚地了解油藏中的裂缝特性以便优化注水动态。
在水驱采油的需求增加和钻水平注水井的费用增高的情况下,介绍了减缓水平井效益随着时间变差的趋势。
这对于适当分布整个产层注水量、减小注入能量损失和优化油田开采期限的注水动态以便达到最终采收率至关重要。
关键词 普鲁德霍湾油田 水驱 水平井 注入能力 热应力破裂1 引言阿拉斯加普鲁德霍湾油田是北美最大的油田,自1977年开发以来一直产油。
西北断块(OOIP 为1159×108m3)是一个构造复杂的区域,三面以断层为界。
由于出现裂缝,油藏非均质性严重,含有高渗透薄夹层,油藏为层状,并且出现了重力分离。
该区域包括下产层2和3(高孔隙高渗透),这两个层几乎被水淹,上产层4(低孔隙低渗透)含有大部分未波及到的原油。
1996年停止注海水,此后仅注采出水。
因为存在垂直波及问题,所以钻了水平注水井,并且把现有的垂直注水井侧钻成了大角度井或近水平井,以便把水注入未波及到的上产层4。
通过开采低渗透层中的剩余储量以及精心进行井设计和管理,获得了很好的效益,油田年递减率几乎降低了一半(从19%降到10%)。
2 水驱问题随着水驱开采程度的提高,水驱问题变得更明显。
根据产层4的矿场数据,观测到在破裂压力以上,通过常规垂直注水井能够注大约317198～476197m3/d采出水。
在这一注水量以上,裂缝过度增长,最终注入水进入较高渗透的产层3,使产层3与产层4连通。
这对水驱效率有不利的影响,形成了水循环。
相反,当把采出水注入未破裂、下套管、射过孔的井时,随着时间的变化,射孔层段堵塞,注入能力下降,除非井中出现岩石热应力破裂。
这种情况在垂直井和水平井中明显。
而且,7口井的台阶状流量注入试井(SR T)(把水平井和垂直井完井情况进行比较)表明,其注入能力随着时间变化没有大的差别。
其中3口井是垂直注水井(A井、B 井和D井);其他4口井是水平注水井(C井、D -ST井、E井和F井)。
211 垂直注水井SR TA井是1994年4月钻的垂直注水井,对该井的产层4进行了完井。
1999年7月测试表明,把水注到了层外。
2000年5月对该井进行了挤水泥处理,但是2002年5月再次出现了波及问题。
1998年5月B井(1994年钻的垂直注水井)的井温剖面表明,也把水注到了层外。
此后,把这些井的注水量设定为476197m3/d。
212 水平注水井SR TC井(水平注水井)钻于1996年12月,对该井的产层4进行了完井。
在注水前对该井实施了增注措施。
但是,在射孔层段上部观测到了裂缝,射孔层段下半部被堵塞。
SR T表明,最大允许注水量约为317198m3/d(0122m3/min)。
到2003年21 国外油田工程第25卷第2期(200912) 12月水突破到了层外。
213 垂直/水平注水井SR T1993年将D井钻成了垂直注水井,但是因为波及问题,后来把该井侧钻成了水平注水井(D-ST井)。
但是,该井又出现了波及问题,作为垂直井时的注水量降低到了0164m3/min。
214 垂直和水平注水井综合SR TA～F井的SR T综合曲线图表明,注入能力没有很大变化。
水平注水井的注水剖面是不均匀的,约397147m3/d(0127m3/min)注水量的拐点与垂直注水井相似。
3 主要机理效应虽然与常规注水井相比,水平注水井最初提供了较高的波及效率和注水能力,但是这些增加的效益随着时间变差。
进行了测试以便观测提高注水量的效果,结果显示,注水量越高,主要(破裂)射孔层段吸水量越高。
C井实例表明,当提高注水量时,上部射孔层段优选吸水。
把水注入未破裂岩石后,射孔层段快速堵塞,注水能力迅速下降,除非井中出现岩石热应力破裂。
因此,钻水平注水井并且试图在破裂压力以下注采出水不会获得更多效益(除了射孔层段较多外),并且在射孔层段堵塞前不会持续较长时间。
在理论上,预计水平井的注水能力、有效kh、注水量和波及效率都较高。
但是因为完井,特别是在投注期间的运行方式,使这些效益不能完全发挥。
主要机理(热效应)在控制和决定注水能力方面起很大作用。
在多个射孔层段(分层性质不同)中,较高孔隙和较高渗透岩石吸收较高注水量,这导致油层之间冷却不一致。
高渗透层的较低温度降低了破裂压力梯度,导致岩石热应力破裂。
破裂层段优先吸收大量的水,很快较低孔隙和较低渗透射孔层段被堵塞。
改善水平井动态的关键是使地层产生多条裂缝以便保持注入能力。
另外,必须限制高孔隙高渗透岩石中的裂缝增长。
一般,因为含固体颗粒和原油,所以回注采出水质差。
在这些情况下,除非对井进行压裂,否则不能达到所需注水量。
另外,在注入水和油藏之间温差大的区域出现地层破裂。
通过流量计测量和RF T得出结论,因为在历史上把26167℃海水注入104144℃油藏,所以岩石热应力破裂是使产层4与较高渗透产层2和3连通的主要原因。
4 推荐的方法井设计、井投注和长期管理对于保持注水井良好动态非常关键。
411 井设计井设计的目的是以最低的费用达到注水目标,与此同时确保注水波及效率。
建议对水平井进行选择性射孔和多次压裂(图1)以便提高注入能力。
图1 对水平井进行选择性射孔和多次压裂为了达到和保持亏空补偿,以及驱扫差(低kh)产层(特别是在注采出水的情况下),控制裂缝增长是关键。
裂缝延伸在平面上垂直于最小主应力,即在最大水平应力方向。
如果井筒是斜的,可能沿着井筒开始形成裂缝,但是裂缝被迫弯曲以便与优先破裂方向一致,这增加了近井地带曲折度,导致井和裂缝之间狭窄连通,出现压力损失。
支撑压裂在保持注水剖面和注水量方面可能是不适当的。
普鲁德霍湾油田研究表明,支撑压裂注水井动态改善是暂时的,甚至其动态又回到了压裂前的水平。
因为水质较差,当注采出水时,情况恶化得更快。
井投注前,井筒和射孔孔眼清洁也是关键。
采用欠平衡射孔和反循环洗井帮助清井是减小近井地带损害的作法。
另一个油田的实例说明了注水前进行反循环洗井对以后注水分布的明显效果。
412 井投注不论是否进行注水,推荐的方法都是注入清洁的冷水将井投注,因为这减小了堵塞的可能性,并且在射孔层段迅速进行冷却。
另外,这还最大限度地降低了沿井筒应力。
另一方面,用水泥泵以高注入量注水泥能够稳定地提高注入能力。
观测到,当恢复到破裂压力以下注水时,形成的裂缝不会完全闭合。
另一个方法是利用热应力效应,热应力效应对于控制裂缝延伸是有效的。
通过选择性射孔和控制注水量波动进行波及控制,热效应是裂缝产生和延伸的驱动力。
一旦热效应失去效力,注水量能够逐31 金佩强:普鲁德霍湾油田水平井注入能力研究以及获得长期有效水驱的方法 渐提高到所需目标注水量。
在比较难以到达的区域或完井情况复杂(例如水下或多层井)的情况下,可以使用封隔器沿着井筒进行选择性分隔,以确保一致的破裂梯度和破裂质量。
准确模拟温度和压力对于获得水平注水井的可接受出流剖面是必须的,准确模拟温度和压力有助于制定投注策略以便优化注水量和波及动态。
如果沿着水平井筒出现井底温度变化,热应力降低效应会对注水剖面有很大影响。
在岩石性质差异大的情况下向多层井注水的另一个方法是分阶段使热应力裂缝延伸。
应该分阶段进行射孔以便使注入水均匀分布,首先射开较低渗透层,这有助于刺激热应力裂缝增长;最后射开较高渗透层。
射孔层段厚度应该与渗透层厚度成反比,以保证均匀注水,使所有层的热应力裂缝均匀增长。
图2示出了Eilleen 西北脊部断块的射孔层段和注水层段,该断块是普鲁德霍湾油田向西北扩展的部分。
在与主断层平行的上倾区域钻采油井,在油水接触附近的下倾区域钻水平注水井。
大部分水平井筒钻遇了上部小层(46P 和45P ),很小部分井筒钻遇了较渗透的小层(44P 和43P )。
图2 普鲁德霍湾油田Eilleen 西北水平注水井投注步骤注水井投注步骤:(1)射开该井趾部区域内45P 和46P 小层的7612m ,这两个小层间隔3015m (图2中的区域1);(2)注水3个月以便使射孔层段岩石热应力破裂;(3)在45P 和44P 小层之间下桥塞(图2中的B P );(4)射开该井跟部45P 和46P 小层的7612m ,这两个小层间隔3015m (图2中的区域2);(5)注水3个月以便使新射孔层段出现岩石热应力破裂;(6)起出桥塞;(7)再射开43P 和44P 小层的1212m ;(8)连续注水。
注水步骤(2、5和8)包括在稍微低于破裂压力以下(在STR 期间确定)以稳定注入量注水。
随着热应力裂缝延伸,注水压力将下降。
提高注入量,再次使注水压力稍微低于破裂压力,并且再次使压力下降。
多次提高注入量以便优化岩石热应力破裂。
413 长期管理为了在井的开采期限内保持良好动态,必须进行监测和分层流动控制。
水质对注水量、裂缝注入能力和裂缝增长也有很大影响。
但是在注劣质水引起的注入能力下降的地方,其损害是暂时的,在许多情况下是可逆转的。
普鲁德霍湾油田利用水平井并且采用以上描述的方法能够开采较低渗透层中的剩余储量,如图3所示,使递减率降低了一半(从19%降到10%)。
图3 改善注水波及使产量递减发生了变化5 结论◇为了使水平井达到预期的高注水量和波及效率,需要清楚地了解控制入流特性和井破裂的机理;◇通常必须沿着井筒的射孔层段产生多条热应力裂缝,并且需要限制高孔隙高渗透岩石中的后续裂缝增长;◇通过清井和选择性射孔进行波及控制,然后利用热应力效应控制注入量波动,能够获得均匀的出流注水剖面和优化井开采期限内的注水动态;◇为了消除近井地带损害,在注水前进行反循环洗井是有效的。
资料来源于美国《IP TC 11508》(收稿日期 2008-03-14)41 国外油田工程第25卷第2期(200912) 。
