特高含水期油藏开发对策研究
各类油藏采收率计算公式
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算 # 一、常规砂岩油藏采收率计算 1）石油行业标准1(俞启泰,1989年） T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ 式中各项参数的分布范围 2）石油行业标准2(陈元千,1996年） S K E o R 003871.03464.0lg 084612.0058419.0+++=φμ 式中各项参数的分布范围 适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。 # HIDD_H1
3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903 .00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ????-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；
高含水油藏提高采收率技术研究与进展开题报告
中国石油大学（北京）远程教育学院 毕业设计（论文）开题报告 高含水油藏提高采收率技术 研究与进展 姓名：杨帆 学号：936887 性别：男 专业: 石油工程 批次：1503 学习中心：甘肃农垦河西分校奥鹏学习中心[19] 指导教师：王秀宇 2017年1月21日（开题报告截止日期）
毕业设计（论文）开题报告 论文题目 一、选题原因 在社会经济发展过程中，油藏开采需求增大，越来越多的高含水期油藏被勘查出来，但是高含水期的油藏却存在高含水高采出的矛盾，成为目前高含水期油藏开采的主要问题。我国大部分油田都已经投产数十年，许多油藏都逐渐进入高含水期阶段，一些区块甚至采出所在区域储量的80%，所以，研究如何开采高含水期油藏，成为解决目前油藏开采困境的重要途径。国内外相关研究提示，一些通过水驱技术开发的油藏，提高其采收效率主要有三次采油及水动力学法。长庆油田是我国年份较久的油田，因为长期的开发，该油田一部分油藏区域已经进入高含水期，油藏的发育以及油层的连通具典型性，因此，本文选择长庆油田的高含水期高渗透大厚层高含水油藏作为研究对象进行研究，以探讨提高高含水期油藏采收率的方法，取得较理想的效果。 二、论文框架 ?第1章绪论 ? 1.1 特高含水期油藏特点 ? 1.2 国内外特高含水期油藏概况 ? 1.3 特高含水期油藏剩余油的分布特征 ?第2章特高含水油田提高采收率技术 ? 2.1 特高含水油田继续水驱提高采收率技术 ? 2.2 特高含水油田氮驱提高采收率技术 ? 2.3 特高含水油田注聚合物驱提高采收率技术 ? 2.4 特高含水油田注凝胶提高采收率技术 ? 2.5 特高含水油田水气交注提高采收率技术 ? 2.6 特高含水油田C02驱提高采收率技术 ?第3章组合驱方式筛选实例 ? 3.1 Kumkol South油田提高采收率研究 ? 3.2 SH7油田提高采收率研究 ?
影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率
影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率 姓名：韦景林 班级：021073 学号：20061000005
一.前言 油气田是指，在地质意义上，一定(连续)的产油面积内各油气藏的总称。该产油面积是受单一的或多种的地质因素控制的地质单位。而油气田的采收率则是指油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值。通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。然而，任何一个油藏的开发，都要讲究其经济有效性，即要能够实现投入少，产出多，也就是说少花钱，多采油，最终采收率高。要达到这个目的，首先就要了解影响油气田采收率的主要因素，继而考虑如何提高油气田的采收率。那么，到底是哪些因素控制着油气田的采收率呢？ 一. 影响油气田采收率的主要因素 影响采收率的因素很多，总体而言，一是内部因素，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外部因素，凡属于受人对油气藏所采取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率高。在开发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改造，从而使油气藏的采收率得到提高。 影响油气藏采收率的内在因素有： （1）油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等； （2）储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等； （3）油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度； （4）油气本身的性质，如油、气的相对密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量等。 影响油气藏采收率的外在因素有： （1）开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采； （2）井网合理密度及层系合理划分； （3）钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等； （4）为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等； （5）经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。 除了上述影响油气藏采收率的主要内外因素外，还有其他的因素影响着油气藏的采收率，这里就不一一介绍了。知道了影响油气田采收率的主要因素，在油气田的开发过程中，就要考虑如何提高油气田的采收率，以最少的经济投入，得
影响油气田采收率的主要因素
影响油气田采收率的主要因素 ---- 自动化网时间：2009-06-12 来源：网络 油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值称为采收率。影响采收率的因素很多，总体是内因，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外因，凡属于受人对油取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改使油气藏的采收率得到提高。 （1）油气藏的内在因素： 油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏； 储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等； 油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度； 油气性质，如油、气的密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量。 （2）油气藏的外在因素 开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是方式开采； 井网合理密度及层系合理划分； 钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等； 为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等； 经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。
油气田开发 通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。 任何一个矿藏的开发，都要讲究其经济有效性。即要能够实现投入少(即少花钱)，产出多(即多采矿)，最终采收率高。作为对一个油田的开发来说，讲究其有效性的目标，就是尽可能地延长油田高产稳产期，使得油田最终能采出最多的原油，有一个高的最终采收率及好的经济效果，但是实现这个目标很不容易。 由于各个油田的地质情况不同，天然能量的大小不同，以及原油的性质不同，因而对不同油田应采取什么样的开发方式?又怎样合理布置生产井的位置?油田的年产 量多少为好?这些都是油田投入开发之前必须认真研究和确定的原则性问题。 又由于油田埋藏地下，是个隐藏的实体，在开采过程中，其内部油、气、水是不断流动着、变化着的，这种流变性是其他固体矿藏所不具有的特点。因此，要有效地开发油田，就得在开发过程中，不断调整各项措施，以适应变化的情况；同时，还要不断地改造油层，使它能朝着人们预定的、有利于开发的方向变化和发展。这是在油田开发过程中需要不断研究和解决的问题。 还由于在油田开发过程中，始终需要有能适应地下情况变化的工程技术来实现有效的开发目标。即需要有先进的采油工艺技术；先进的监测与观察技术；先进的油层改造技术和先进的管理方式来保证开发工程的实施。 总的来说，油田开发的过程是一个不断认识、不断调整的过程，需要人们具有先进的认识方法和改造技术，才能实现对它有效开发。下面对油田开发的基本工作内容作一介绍。（具体的油田开采工艺方法后面有专题论述） （一）搞清油藏类型、选择开发方式，是有效开发油田的前提条件 油藏类型是决定油田开发方式的基础和依据，而开发方式不仅要适应油藏的不同特点，而且要随着开发进程的变化而变化的。因此，一个油田投入开发之前，必须认真对待这两个问题。 这里需要简单交待一下，所谓油藏就是指可以值得作为单元开发对象的含油体，可以是一个油层，也可以是一组性质近似的几个油层。一个油藏可以是一个油田，而一个油田也可以包几个油藏。例如我国的任丘油田，其下面是碳酸盐岩油藏，上还有砂岩油藏，是一个多油藏的油田。油田开发工程，一般是以油藏为单元来考虑的。因为有时同一个油田内的若干个油藏的地质条件、原油性质相差悬殊，既然是不同类型的油藏，就应该区别对待，对不同油藏应有不同的开采方式和开发井网。当然，如果几个埋藏深度相近地质条件相似的油藏，也可以采用相同的开采方式和井网一并进行，那自然是更好的，但事前必须按油藏为单元搞清地质情况。 以含油体形态为主划分油藏类型，分为层状油藏和块状油藏。如以圈闭条件为基础划分，可分为构造油藏、地层油藏和岩性油藏。构造油藏的基本特点在于聚集油气的圈闭是由于构造运动使岩层发生变形和移位而形成的。它的类型也还可以细分，其中最主要的有背斜油藏和断层油藏。地层油藏是指因为地层因素造成遮挡条件，在其中聚集油气而形成的油藏。在地层油藏类型中又有地层超覆油藏和地层不整合油藏的
高含水期油藏综合调整研究
高含水期油藏综合调整研究 针对茨13块油藏综合含水高、常规水驱达不到标定采收率等问题，近年来结合动静态资料，开展区块精细地质研究，在剩余油分布及注水见效规律等方面取得一定认识。在此基础上，制定了完善注采井网并配合深部调驱的工作思路。通过综合调整，取得较好开发效果。 标签：剩余油分布;完善井网;深部调驱 1 概况 茨13块构造上位于辽河盆地东部凹陷北部的茨榆坨构造带中段，含油面积6.3km2，石油地质储量649×104t，标定采收率14%，主力含油层位S32，油层埋深在-1670～-1830m。该套储层属陆上冲积扇砂体沉积，为一套成熟度低，分选差含砾粗砂岩，以正韵律沉积为主。储层物性为中孔中渗。茨13块1988年9月采用300×300m正方形井网正式投入开发，1990年底转入以边部注水为主的注水开发，经历了上产、快速降产、低速稳产阶段。截止综合调整前，区块为常规注水开发，日产油21t，综合含水87%，采油速度仅为0.11%，已进入高含水开发期。 2 存在问题 2.1 层间矛盾突出，水淹水窜严重 茨13块属正韵律厚油层，储层非均质性强，造成平面和纵向上储层物性相差较大，纵向上變异系数0.32-1.07，渗透率级差2.25-260.1，导致注入水沿高渗层位突进，油井含水上升快，严重制约了油田注水开发效果。 2.2 注水方向性强，平面压力差异大 受茨13块整体地层倾角较大（7-12°）的影响，区块注水方向主要由构造高部位向低部位突进，导致高部位油井注水受效差，生产表现为液量低，压力低。低部位油井水淹严重，生产表现为液量高，含水高，压力高。出现高低部位注采比不均衡的现象。 3 主要做法 3.1井震结合，落实区域地质体 针对茨13块地质体不落实，通过优选标志层，对区块已完钻井采用“由下至上”的地层对比模式，井震结合，精细地层对比和构造解释，开展剩余油分布及注水见效规律研究[1]。一是茨13块地层由原认识平行不整合接触转变为角度不整合接触;二是剩余油主要分布在井间、层内水驱不到的区域以及受断层和剥蚀
提高原油采收率(DOC)
提高原油采收率 摘要：针对提高采收率，这篇文章主要对我国石油开采现状，提高采收率的四种常用的方法以及世界各国的技术应用现状进行论述，说明我国提高采收率技术发展方向和目前我们急需解决的关键问题。 关键词：提高采收率技术应用现状问题发展 在讨论提高原油采收率之前，我们要首先搞清楚一个概念，所谓的采收率到底是个什么概念呢？采收率是衡量油田开发水平高低的一个重要指标。它是指在一定的经济极限内，在现代工艺技术条件下，从油藏中能采出的石油量占地质储量的比率数。采收率的高低与许多因素有关，不但与储层岩性、物性、非均质性、流体性质以及驱动类型等自然条件有关，而且也与开发油田时所采用的开发系统（即开发方案）有关。同时，石油的销售价格和地质储量计算准确程度对采收率也有很大影响。 在国际原油价格高位运行和中国经济对石油的需求持续增长的情况下，提高现有开发油田的原油采收率具有重大的意义。目前全国已开发油田的平均采收率仅为30%多一点，存在较大的提高空间。全国的平均采收率每提高1个百分点，就等于增加可采储量1.8亿吨，相当于我国目前一年的原油产量。中国石化集团公司对这个问题非常重视，在今年的年度工作会议上提出，今后的原油采收率要达到40%，力争50%，挑战60%。中国石化油田经过40余年的开发，走过了稳步增产、快速上产、稳产、递减等阶段。截至2006年底，中国石化东部油田平均采收率为28.9%，而国内如中石油平均为34.5%，国外如美国平均为33.3%，中东平均为38.4%，因此，中国石化油田提高采收率具有较大的潜力空间。 目前世界经济迅猛发展，对能源尤其是石油的需求量不断增加。因此，提高油田的原油采收率(EOR，即Enhanced Oil Recovery)日益成为国际上石油企业经营规划的一个重要组成部分。 改革开放以来，伴随着我国经济的持续增长，国内石油消耗量同样与日俱增。20世纪90年代，我国石油消费的年均增长率为7.0%，而国内石油供应年增长率仅为 1.7%。这种供求矛盾使我国自1993年成为石油净进口国之后，2004年对外依存度迅速达到42%。国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断增加，平均含水率已经高达80%以上，而近几十年来发现新油田的难度加大，后备储量接替不足。为此，三大石油公司一方面加大国内外勘探力度，另一方面挖掘现有油田潜力，保持稳产，其中提高原油采收率则是一种重要的技术手段。部分大油田先后进入三次采油阶段，即提高采收率技术的工业化应用阶段。国家计委在“七五”至“十五”计划期间，把提高采收率技术列为国家重点科技攻关项目，先后开展了热采、聚合物驱、微乳液—聚合物驱、碱—聚物驱以及碱—表面活性剂—聚合物驱等技术研究，使我国化学驱提高采收率技术进入了世界领先水平。 ＊提高采收率技术分类 目前世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。 化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。 气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。 热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。 微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。 上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分尚处于
影响油气田采收率主要因素如何提高油气田采收率
影响油气田采收率地主要因素及如何提高油气田采收率 姓名：韦景林 班级：021073 学号：20061000005 一.前言 油气田是指,在地质意义上,一定(连续>地产油面积内各油气藏地总称.该产油面积是受单一地或多种地地质因素控制地地质单位.而油气田地采收率则是指油气田最终地可采储量与原始地质储量地比值.通过地质勘探,发现有工业价值地油田以后,就可以着手准备开发油田地工作了.然而,任何一个油藏地开发,都要讲究其经济有效性,即要能够实现投入少,产出多,也就是说少花钱,多采油,最终采收率高.要达到这个目地,首先就要了解影响油气田采收率地主要因素,继而考虑如何提高油气田地采收率.那么,到底是哪些因素控制着油气
田地采收率呢？ 一. 影响油气田采收率地主要因素 影响采收率地因素很多,总体而言,一是内部因素,凡属于受油气藏固有地地质特性所影响地因素都是内因；二是外部因素,凡属于受人对油气藏所采取地开发策略和工艺措施所影响地因素都是外因.内因起主导作用,好油藏总比差油藏采收率高.在开发过程中人对油气藏采用地合适地部署和有效地工艺措施也会使油气藏固有地地质特性得到改造,从而使油气藏地采收率得到提高. 影响油气藏采收率地内在因素有： （1）油气藏地类型,如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等； （2）储层地孔隙结构,如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等； （3）油藏天然能力,如油藏压力水平,有无气顶,边、底水天然能量地活跃程度； （4）油气本身地性质,如油、气地相对密度、原油地粘度、气油比、气田地天然气组分和凝析油含量等. 影响油气藏采收率地外在因素有： （1）开发方式地选择,如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采,凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采； （2）井网合理密度及层系合理划分； （3）钻采工艺技术水平和合适而有效地增产措施,如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等； （4）为提高油田采收率所进行地三次采油技术,如注聚合物驱、化学驱、热驱等； （5）经济合理性,涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等. 除了上述影响油气藏采收率地主要内外因素外,还有其他地因素影响着油气藏地采收率,这里就不一一介绍了.知道了影响油气田采收率地主要因素,在油气田地开发过程中,就要考虑如何提高油气田地采收率,以最少地经济投入,得到最大地采油率,实现利润与效率地最大化.因此,从内外因上综合考虑如何提高油气田采收率是目前地质学家门急需解决地一项重要课题. 二．如何提高油气田地采收率 一个油气田地开发总是以经济效益为前提,用最少地经济投入得到最大地采油量,即使采油率最大化.那如何从影响油气田采收率地内外因素来提高油气田地采收率呢？ 首先,通过外因方面来提高油气田采收率地方法主要是开发方式地选择和提高三次采油技术.当在某一个区域发现一个有工业价值地油气藏后,就要考虑如何去开发它,要以怎么样地开发方式来开采才能达到最大地采收率.作为对一个油田地开发来说,讲究其有效性地目标,就是尽可能地延长油田高产稳产期,使得油田最终能采出最多地原油,有一个高地最终采收率及好地经济效果,但是实现这个目标很不容易.然而,因为各个油田地地质情况不同,天然能量地大小不同,以及原油地性质不同,因而对不同油田应采取什么样地开发方式?又怎样合理布置生产井地位置?油田地年产量多少为好?这些都是油田投入开发之前
提高碳酸盐岩油藏采收率技术
提高碳酸盐岩油藏采收率技术张冬玉(胜利油田地质科学研究院) 11影响碳酸盐岩油藏采收率的因素 碳酸盐岩油藏的采收率较低且变化大,一般为20%～45%。影响碳酸盐岩油藏采收率的地质因素主要有:储集层类型、基质渗透率、原油粘度、储层的润湿性及非均质性等。 碳酸盐岩油藏不同孔隙结构的分布特点,导致在各类孔隙网络中的渗流条件差异很大。根据流体在不同类型储集空间的流动特点,碳酸盐岩储集层可划分为裂缝孔隙型、溶蚀晶洞孔隙型、粒间或晶间孔隙型和混合孔隙型等4种类型。其中,溶蚀晶洞型储集层和混合孔隙系统储集层的采收率最高,平均在40%以上;裂缝孔隙系统储集层的采收率较低,平均为24%。 在上述影响因素中,基质渗透率和原油粘度是影响油藏动态和采收率的最重要的因素。 21碳酸盐岩油藏提高采收率的主要技术 (1)碳酸盐岩油藏油层改造。酸化是碳酸盐岩油气藏的主要增产措施,当基质孔隙度和渗透率得到改善时,基质中的油向产油裂缝及溶蚀管道中的供给速度增加,使采收率提高。 国内、外在酸化理论研究、酸化设计、酸液和添加剂、施工工艺等方面都已形成了较完整的体系。为了提高酸化处理的效果,多种深度酸化用的酸液也已被广泛应用,其中效果较好的酸液有油酸乳化液、胶凝酸、废硫酸、泡沫酸,还有多组分酸、氨基磺酸和特高浓度盐酸(30%～35%)等。 (2)恢复和保持油藏压力。碳酸盐岩油藏高产稳产的一个重要条件是油井必须以自喷方式生产。为了保持油井自喷生产,应该把地层压力水平恢复和保持在原始压力的95%以上。常用的保持地层压力方法有注水和注气两种。 对具有良好基质渗透率或有利渗吸特性的裂缝性油藏,已证实注水是保持油藏压力和优化最终石油采收率的有效方法。对于基质渗透率差,或不具备有利渗吸特性的裂缝性油藏,普遍使用注气改善油藏动态。研究表明,如果在生产初期就开始注气,把气—油接触压力保持在原始值,则可大幅度提高原油采收率。 (3)钻加密井。碳酸盐岩油藏钻加密井既能提高采油速度,又能大大提高采收率,这在美国西 色条状絮凝体堵塞物及破坏粘度大、弹性强的白色条状絮凝体堵塞物,使其长度由80c m变成5～10c m左右,以便随母液带出管内。 用热洗车进行清洗,将水加热到50℃左右冲洗,进一步将部分母液管线内的白色条状絮凝体堵塞物带出管线,直到出口见水为止。带有温度的水对聚合物起到降解作用,可将挂壁的堵塞物清洗掉。 再次用压风机吹扫,将经过热水从管壁冲洗掉的堵塞物扫出,当注入站出口见风时,开始蹩压,反复扫4～6次后,停止扫线,这时管线内仍有未扫净的剩余残留物。 配制站启泵供母液,用母液顶出管线内的残留物,当注入站出口见到母液时,停止外排,这时倒入正常生产流程。清洗管线工作至此全部完成。 (3)现场试验效果分析。清洗前后取样分析,可以直观地看到清洗后管线内的条状絮凝体堵塞物及黑、灰、棕色杂质去除了,溶液呈均匀透明状态。对比试验前后管线终点压力变化、沿程摩阻变化情况,处理后管线终点压力平均上升了0121MPa,最高上升了0126MPa;沿程摩阻平均下降0124MPa,效果对比十分明显。 41预防母液输送管线内粘附物产生的主要措施 (1)保证管线的施工质量,管道内应无毛刺、防腐层应完好。 (2)新管线投入使用前一定要认真清理干净。 (3)加强聚合物质量检验,严防使用不合格产品。 (4)加强配制过程的质量监督。 (5)严格母液过滤,保证进入管道的母液质量合格。 (6)停用的管线应及时扫线,清理内部杂质。 实践证明,采用扫、洗、扫、顶等物理方法解决母液管线堵塞的问题是可行的,该方法清洗母液管线彻底,不破坏母液管线的内防腐层,而且费用低(1380元/km),操作简单,便于推广使用。 (栏目主持 杨 军) 61 油气田地面工程第25卷第1期(200611)
高含水后期油田“稳油控水”技术初探
高含水后期油田“稳油控水”技术初探 目前，我国东部油气田的开发普遍进入了高含水、特高含水开发阶段，稳油控水作为一项关键技术，主要通过细分层系开发和聚驱等三次采油技术得以实现。本文结合油田生产实际情况，对两项技术进行了分析和阐述。 标签：稳油控水；分层开采；聚合物驱油 1 分层注采技术 “注好水、注够水”是搞好油气动态开发的关键环节。搞好注水与搞好分层注水，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。 1.1 特高含水油层测试技术 堵水首先需要解决的问题就是高含水层的准确判断。这几年，通过测试、模拟和综合分析水平的提升，对于高含水层位有了更充分的认识。 对于日产液在100方以下的机采井，采用常规泵与环空测试井口配套直接进行测试找水，对于日产量在100-250方左右的机采井应用长冲程抽油机与与大泵相结合的方式解决环空测试空间问题，基本上能够满足日常对机采井的环空测试需要。 1.2 机械堵水工艺技术 通过高含水层位测试，明确了高含水层位，利用分层系、桥塞隔离等方式对多层开采过程中已经高含水层位进行处理。在实践中，针对常规机械堵水无法调整层位的问题，研制了可调节堵水孔径的装置，保证随时可以对出水层位采液量的控制调整，使得机械堵水具有了更为灵活的特性，机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。对井下更层位通过开关随意调节的方法，大大增强了机采的灵活性，降低了成本，实现了一次下入找水、堵水全部解决，同时降低了作业次数，降低了劳动强度。 1.3 化学剂堵水技术 化学法堵水，说到底就是利用已经得知的高含水层位情况，通过对地层的配伍性认识后，利用化学封堵剂等材料，对高含水层位进行必要的堵水施工作业，这当中分为完全堵死封堵剂还有就是堵水疏油堵剂。完全堵死封堵剂就是利用堵剂对高含水层位进行完全性的封堵，后期不采取其他措施的话，这个层位将不再产生任何的地层液。而堵水疏油堵剂并不是完全封堵地层，而是利用了油水的不
高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨
高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨 我国油藏资源十分丰富，社会发展对油藏资源的需求也在不断增加，这对油藏资源的开发就提出了更高的要求。而在油藏资源的开发中，一般都是通过注水开发，但到了中后期后，往往注水就不能够维持高效和稳产的效果。为了提高其油藏资源的采收率 标签：高含水油藏;注气驱;采收率;驱油效果 1.实验流体的性质 在本实验中，所用原油以及天然气均取自某一油井内，并按照开发的初期阶段此油藏区域内原始性PVT的数据和汽油比等资料，对原油实施配制。所得原油的饱和压力是18.22 MPa，其单次脱气的原油所溶解的气油比是135. 828 m3 /m3，其地层油的体积系数是1. 34，且地层油溶解气体的系数平均是7.493 m3 /（m3·MPa），体积的收缩率是26. 012%;活油的密度是0. 696 g/cm3、死油的密度是0.826 g/cm3。其中的活油主要是在地层的压力下所溶解存在气体的一种液态烃物质，而死油主要是油气藏的烃类流体通过单次脱气至大气条件状态所得的一种液态烃物质[1]。通过对原油物性实施分析，则原始的地层条件中是挥发油物质。 2.高压物性的实验 按照研究需要，分别针对富气以及CO2会对流体的相态产生影响的实验实施开展，对注入不同的摩尔分数富气以及CO2的气体会对流体的膨胀性能力、粘度和饱和压力等影响实施测试。在高压物性的测量系统中，主要包括气体体积的计量计、PVT斧和毛细管的黏度计等，还有一些真空泵和压力泵等设备的软件。 2.1分析对流体的相態影响 在实施不同比例的CO2以及富气注入时，能够得到液相相对的体积和压力存在的关系。对两图实施对比观察，不同注气的比例下两图曲线变化的趋势大致一样，则在相应注气的比例下随压力发生降低，在初始阶段的相对体积呈现出较为平缓的曲线，而在压力下降至某一个点后，其曲线就会发生快速地上升，此点对应压力就是泡点的压力。若处在泡点的压力下，其流体会出现相变，自纯液相朝气液两相实施转变，因此在压力比泡点的压力低后，其压力会继续下降，相对体积的增大速率也会变大。另外，在注气的比例逐渐增大时，转折点曲线更为平滑，还向右发生偏移，这说明注气量的不断增加使泡点的压力发生增大。提升泡点压力，不仅能够对原油内气体溶解的能力实施增强，且还会让注入气增强原油抽提、萃取，促进混相驱实现采收率的提高[2]。 2.2分析对原油的物性影响
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析 随着时间的发展，我国有一部分油田已经开始出现特高含水期下引发的一系列采储失衡、设备老化等问题，影响着石油开采的质量与产量。这些问题也迫使我们在极力的解决。本次就油田在高含水期稳油控水技术方面进行研究。尤其是针对现有的传统大型油田技术方面的探讨，使其在维持水期油田质量和产量方面做出改善，降低能源的损耗，节约成本。 标签：含水期；控水；采油工程；技术研究 1 采油工程必不可少 油田的开发一般由采油工程、地面工程还有油藏工程几个部分组成。其中采油工程是最重要的一环，也是最终油田采到油的终极目标。因此，采油工程在油田的开发利用中至关重要的。采油工程技术着眼于油田开采的整体，目的是为了增加地质的储量和采油的储量。她将保护、开发、改造油层进行三位一体的统筹发展。采油工程主要有三个方面的发展要求：第一，是对老油田区进行注水，通过增注的办法使得油田的分层达到更精细，油田产量得到发展。第二，完善油田的工艺并提高和适时调整采油措施，将开发技术与采油能力有机的结合起来三次采油与三次控油相结合，在采油的过程中治理，使得产量持续增长。第三，针对的是开发难度大的油田而采取的技术方面的攻克。根据油田的储存地质环境，选择与之相适应的开发技术，采用大规模的压裂、水平井等先进的主流技术进行攻克。这个技术的发展将有助于控制成本，降低能耗，实现油田的可持续性开采。 2 高含水期中油田开发存在的问题 2.1 油田各层的品质差别较大，开采难度增加 油田是地底下天然存在的碳化氢在地表以下呈现的是液体，然而另一方面在地表以下以气体来呈现的是天然气。由于地质环境的不同各个油田层之间的差别也较大，这就给开采造成一定的压力。开采的难度大，导致单位时间内开采率增加，同时也影响对油田开采的战略储备。 2.2 水油比上升，控水难度增大 当水油比的比例发生不协调关系或者油井中含水层过大，没办法实施一些策略进行堵剂，使得吸水的剖面增大，则会导致油的质量下滑，影响油的产能。当面临油水比重失调的情况下，应采取合理的注采关系及机械等方式进行弥补，防止一系列问题的发生。 2.3 设备老化和产能下降导致其能耗上升，产油成本增加 能耗的增加带来一些资源的浪费，迫使采油成本上升。我国的众多油田都存
【【【采收率计算方法汇总】】】
试油试采特征及产出、注入能力研究开发方式研究 油田开发方式（或驱动方式）的选择，是油田开发方案设计的根本决策，它直接影响到开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采系统配置和生产规模建设。对于一个具体油田，选择何种开发方式，由其技术经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、注入剂类型及来源、地面工程费用等）决定。 根据塔木察格19区块的实际情况，可供选择的开发方式主要有天然能量驱动开采和注水保持压力开采两种。 1、国内不同类型不同开发方式油藏的采收率 根据统计资料，我国陆上不同类型油藏平均采收率情况见表××。 表××中国陆上不同类型油藏平均采收率情况统计表（截止1997年底） 由表××可以看出，对比我国陆上不同类型、不同开发方式油藏的开发效果，注水砂岩油藏的开发效果最好，全国该类型油藏的平均采收率达35.5%，其次是底水驱碳酸盐岩油藏，为30%，其它依靠天然能量开发的油藏采收率状况较差。上述结果对塔木察格19区块油藏的开发方式选择具有借鉴意义。根据上述结论，塔木察格19区块若利用天然能量开采，其采出程度将比较低，而采用注水开发则会获得较高的原油采收率。 2、油藏驱动类型及天然能量评价 塔木察格19区块各断块油藏总体上属于具有弱边、底水、饱和程度较低的未饱和油藏，因此其驱动类型主要为弹性、溶解气驱动，天然能量主要为弹性、溶解气。
（1）弹性驱动能量评价 油藏弹性驱动能量大小可用弹性采收率来表示。弹性采收率可用下述零维模型确定： []()b i wi b i o p wc w oi o P P S P P C C S C S C ---+++= ) 1()(1Re （7-1） 式中：Re —弹性采收率，（%）； C o ,C w —原油、地层水压缩系数，（MPa -1 ）； S oi ,S wc —原始含油饱和度，束缚水饱和度，（f ）； P i ,P b —原始油藏压力，饱和压力（MPa ）； C p —岩石孔隙压缩系数，（MPa -1），由下式确定： 4358 .04 /10 587.2φ -?=Cp （7-2） 式中：φ—孔隙度，（f ）。 运用上述公式即可对塔木察格19区块各断块油藏弹性能量进行评价，平均弹性采收率为3.26％。其中地层油压缩系数取13.3×10-4/Mpa ，地层水压缩系数取4.4×10-4-4 在衰竭式开发过程中，当油层压力低于饱和压力时，可以利用其溶解气驱动能量开发。溶解气驱动能量大小可用溶解气驱采收率来表示。 （2）溶解气驱采收率计算公式 美国石油学会(API)采收率委员会，从1965年到1967年，对北美和中东地区得312个油田的采收率进行了广泛深入的统计研究。根据其中98个溶解气驱油田（包括砂岩、灰岩、和白云岩）的实际开发数据，建立了确定溶解气驱油田采收率的相关经验公式，表达式为：
油藏采收率测算方法采收率
油藏采收率测算方法采收率 2-4 油藏采收率测算方法油藏采收率测算方法 采收率是衡量油田开发效果和油田开发水平的最重要的综合指标，也是油田动态分析中最基本的问题之一。 ●原油采收率：是指可采储量与原始地质储量的比值；●最终采收率：是油田废弃时采出的累积总采油量与 地质储量之比值。 ●无水采收率：是油田在无水期（综合含水小于2%）采出的总 油量与地质储量的比值； ●阶段采收率：油田某一开采阶段采出的油量与地质储量的比值； ●采出程度：截止计算时间为止所采出的总采油量和地质储量的比值。 2-4 油藏采收率测算方法 o 一、影响采收率因素的分析
原油采收率不仅与油田天然条件有密切关系，而且在不同程度上反映着油田开发和开采的技术水平。 ●地质因素 1．天然驱动能量的大小及类型； 2．油藏岩石及流体性质； 3．油气藏的地质构造形态。 ●油田开发和采油技术对采收率的影响 1．油气藏开发层系的划分； 2．布井方式与井网密度的选择； 3．油井工作制度的选择和地层压力的保持程度； 4．完井方法与开采技术； 5．增产措施以及采用新技术、新工艺的效果； 6．提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模及效果。 2-4 油藏采收率测算方法油藏采收率测算方法
不同驱动机理的采收率 驱动方式 弹性驱 一次采油 溶解气驱气顶驱水驱重力驱 二次采油 注水注气混相驱热力驱 采收率变化范围 （%） 2～5 10～30 20～50 25～50 30～70 25～60 30～50 40～60 20～50 一次开采的重油
注释 个别情况可达10%以上（指采出程度） 对于薄油层可低于10%，但偶尔可高 达70% 个别情况可以高达80%左右 2-4 油藏采收率测算方法 o 二、采收率（或可采储量）的测算方法 ●根据采收率的定义，油气田的采收率可分别表示为： SgrBSgiorBoi E =1E RR=1
影响油气田采收率的主要因素
影响油气田采收率的主要因素 ----自动化网时间：2009-06-12 网络 油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值称为采收率。影响采收率的因素很多，总体是内因，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外因，凡属于受人对油取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改使油气藏的采收率得到提高。 （1）油气藏的内在因素： 油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏； 储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等； 油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度； 油气性质，如油、气的密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量。 （2）油气藏的外在因素 开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是方式开采； 井网合理密度及层系合理划分； 钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等；为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等；
经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。油气田开发 通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。 任何一个矿藏的开发，都要讲究其经济有效性。即要能够实现投入少(即少花钱)，产出多(即多采矿)，最终采收率高。作为对一个油田的开发来说，讲究其有效性的目标，就是尽可能地延长油田高产稳产期，使得油田最终能采出最多的原油，有一个高的最终采收率及好的经济效果，但是实现这个目标很不容易。 由于各个油田的地质情况不同，天然能量的大小不同，以及原油的性质不同，因而对不同油田应采取什么样的开发方式?又怎样合理布置生产井的位置?油田的年产量多少为好?这些都是油田投入开发之前必须认真研究和确定的原则性问题。 又由于油田埋藏地下，是个隐藏的实体，在开采过程中，其内部油、气、水是不断流动着、变化着的，这种流变性是其他固体矿藏所不具有的特点。因此，要有效地开发油田，就得在开发过程中，不断调整各项措施，以适应变化的情况；同时，还要不断地改造油层，使它能朝着人们预定的、有利于开发的方向变化和发展。这是在油田开发过程中需要不断研究和解决的问题。 还由于在油田开发过程中，始终需要有能适应地下情况变化的工程技术来实现有效的开发目标。即需要有先进的采油工艺技术；先进的监测与观察技术；先进的油层改造技术和先进的管理方式来保证开发工程的实施。 总的来说，油田开发的过程是一个不断认识、不断调整的过程，需要人们具有先进的认识方法和改造技术，才能实现对它有效开发。下面对油田开发的基本工作内容作一介绍。（具体的油田开采工艺方法后面有专题论述） （一）搞清油藏类型、选择开发方式，是有效开发油田的前提条件
浅谈如何提高油田采收率
浅谈如何提高油田采收率 浅谈如何提高油田采收率 摘要：随着工业发展速度的迅速提升，社会发展对石油可用量提出了更高的要求，相应的就对油田采收率提出了高要求。在科学技术不断更新背景下，怎样才能更好的提升油田采收率已经成为石油企业重点关注的问题。本文分析了集中提高油田采收率技术，并结合实例对提高采收率措施进行了分析。 关键词：油田采收率采收技术 石油是工业生产所需重要资源，随着开采数量的不断增加，已经成了固定的注采模式和对应关系，导致最终含水量上升，产油量持续下降。另外，由于油层非均质性与多层开采，导致油层动用不均，降低了油田开采率。为了能够满足社会经济发展对石油用量的要求，必须要在原有基础上对开采技术进行研究分析，积极寻找更为有效的开采方式，以求不断提升采收率。 一、提高油田开采技术分析 1.常用开采技术 （1）气驱技术 主要分为混相驱、非混相驱、烃混相、氮气驱以及CO2非混相驱等[1]。此种开采技术既可以作为一次采油手段用于新油藏开发，同时又可以用作三次采油手段应用于水驱后油藏提高采收率。随着科学技术的快速发展，气驱技术也得到了更快的发展，在油田开采上的应用模式也在不断扩大。现在很多国家在油田开采上开展了酸气混相驱油试验，即将原油生产中分离出的高浓度硫化氢与二氧化碳气体重新注入到油层内部，这样在减少对酸气处理的基础上，提高了地层压力，是一种具有潜力的开采技术。 （2）热采技术 热采技术在油田开采中应用规模最大，同时也是最为成熟的EOR 技术，主要应用于稠油的开采中。油田热采技术又可细分为蒸汽驱、蒸汽吞吐、热水驱以及蒸汽辅助重力泄油等，其中以蒸汽吞吐、厚层
重力辅助蒸汽驱技术以及中浅层蒸汽驱发展最为成熟，在世界范围内的稠油油田开采上得到了充分利用[2]。就我国此方面研究现状来看，主要在推广应用蒸汽吞吐井网加密、厚层SAGD技术以及浅层蒸汽驱基础上，不断探索特超稠油蒸汽吞吐、中深层蒸汽驱、水平井单层开发薄层稠油等技术。 2.微生物提高油田采收率技术 在科学技术快速发展背景下，微生物提高油田开采率（MEOR）是一种迅速发展的技术，主要应用于低下流动原油以及不流动原油的开采，同时还能够延长枯竭井的寿命。此种技术主要可以分为两部分，即地面法和地下法。地面法就是在地面建立发酵反应罐，通过培养微生物，利用微生物代谢活动产生的生物，例如生物表面活性剂以及生物聚合物等，并将其生物产物注入到地层以此来提高石油开采率；地下法主要将微生物直接注入到油层内部，使其在油层内进行生长繁殖生成各种代谢产物，通过提供足量的营养物质，使得代谢产物生产速度大于微生物分解部分的速度即可。此种技术与其他技术相比因为微生物生长繁殖环境相对宽松，因此生产设备与管线的管理相对简单，不需要进行专门的改造。另外，此种技术利用的微生物可以随低下流体自由移动，作用的范围更大，并且微生物注入后，不会损伤油层，不会造成污染。 3.聚合物驱后高校洗油新技术 此种开采技术主要适用于前期聚合物未曾波及到的地层，通过利用可以增大聚合物波及范围，进而可以提高聚合物驱未波及地层的剩余油开发效果。此种技术运作机理，主要是将高效洗油剂注入聚合物驱后的地层，在满足提高洗油效率基础上，通过高效洗油剂进入到聚合物不可入的孔隙，弥补聚合物驱所损失的波及系数[3]。经实践证明，高效洗油剂注入时间与岩心原油采出率成反比，注入时间越早采出率越低，但是聚合物驱聚合物的调剖作用越大，使得高效洗油剂能够更有效的发挥，达到提高采油率的目的。 二、实例分析 1.油田概况 大庆油田是为我国第一大油田，是世界上为数不多的特大型砂岩
低渗油藏采收率确定新方法
收稿日期:2008-04-14;改回日期:2008-05-06 作者简介:黄小亮(1982— ),男,西南石油大学在读硕士研究生,油气田开发专业。E 2mail :huiti @https://www.360docs.net/doc/d14613930.html, 。文章编号:1008-2336(2008)03-0074-04 低渗油藏采收率确定新方法 黄小亮1,唐 海1,吕栋梁1,李 仲2,吕浙江1,余贝贝1 (1.西南石油大学,四川成都610500;2.西南油气田川东北气矿,四川达州635000) 摘 要:通过对油藏相渗曲线的归一化处理,利用达西定律理论,建立采油指数与含水率的关系;再通过油藏确定的单井经济极限采油量和油藏极限生产压差求出极限采油指数,从而得到极限含水率;最后以最终水驱体积波及系数与储层退汞效率计算出采收率。并以低渗透油藏为实例验证了该方法的正确与适用性,说明该方法对油田开发中确定低渗油藏采收率具有科学的指导意义。 关键词:含水率;采油指数;采液指数;采收率中图分类号:TE327 文献标识码:A A ne w approach to determine oil recovery in low permeability reservoirs Huang Xiaoliang 1,Tang Hai 1,Lv Dongliang 1,Li Zhong 2,Lv Zhejiang 1,Yu Beibei 1 (1.Southwest Pet roleum U niversity ,Chengdu 610500; 2.Northeast S ichuan Gas Field of Southwest Oil and Gas Field ,Daz hou 635000) Abstract :A new approach to determine oil recovery in low permeability reservoirs was introduced in this paper. Firstly ,through the normalization of relative permeability curve and utilizing Darcy law , relationship between productivity index and water cut was established.Secondly ,ultimate water cut can be obtained through economic limit oil production of single well and ultimate producing pressure drop of the reservoir.Finally ,recovery efficiency has been calculated using the volume of water flooding and reservoir mercury ejection efficiency.The successful application of this method to low permeability reservoirs showed it had scientific significance to determine oil recovery rate in low permeability reservoirs.K ey w ords :water cut ;productivity index ;productivity liquid index ;recovery 目前对于水驱开发的油藏,确定采收率的方 法很多。油藏开发初期一般采用静态方法:如经验公式法、类比法、地质综合评价法等;注水开发的中后期一般采用动态方法确定采收率:如水驱曲线、产量递减法、数值模拟计算、童氏图版法等[1-2]。 然而进入20世纪90年代以来,我国低渗透油田的储量增长很快,今后探明石油地质储量仍将以低渗储量为主。低渗透油藏具有储量大、丰度低、物性差、开发难度大、生产成本相对较高等 特点,合理确定其采收率就显得很迫切。本文利 用确定极限含水率进一步确定采收率。 1 基本理论推导 根据达西定律,单井稳态流动产油、产水和无水产液量公式为[3] q o = C ×K o ×h ( p r -p wf ) μo B o (ln r e r w +s )(1) 海 洋 石 油 ? 74 ? OFFSHORE OIL 2008年9月