稳油控水

摘要： 通过室内模拟实验验证及分析针对海上W油田设计的AICD控水工具稳油控水性能和特征。试验结果表明:该工具在一定粘度范围内具有稳油控水的效果,粘度范围为0.77~15.2mPa·s,适用于海上W油田;并分析了该工具稳油控水的特性。

摘要： 注水井化学调剖工艺是实现区块稳油控水关键技术之一,能够有效改善区块水井吸水剖面,降低油井含水。针对传统化学调剖措施费用高、施工周期长、措施有效期短等问题,根据区块特点开展化学调剖配方的优化;根据调剖井特点,个性化设计调剖方案及施工参数。通过优化,实现了区块稳油、控水、降本的目的,为区块实施整体调剖提供技术依据。

摘要： 针对低渗透油田水平井压裂见水后含水上升快、产油下降快,多次注水调整效果逐渐变差,机械堵水存在套管外水窜的问题,开展了水平井化学堵水技术研究。从提高堵剂封堵效果、合理化注入工艺,设计三段塞立体封堵工艺,同时配合注水调整,扩大水驱波及体积,挖掘水平井区内剩余油潜能,多方面入手增加井区的经济效益。现场试验3口井,油井产能与措施前相比,已累积增油991.3 t,取得了较好的应用效果,实现水平井控水由“井筒控制”转向“地层控制”,有效控制水淹、水窜等有害现象的发生,为低渗透油田水平井压裂后稳油控水提供有力的技术支持。

摘要： 南海流花礁灰岩油藏地层孔隙度高、渗透率好,发育有断层和裂缝,储层非均质性强,油水黏度比大,导致该油田普遍存在油井初期产量高、递减速度快、低含水采油期短及储量动用程度低的问题。为有效解决这些难题,通过不断地创新思路与实践分析,初步探索出了礁灰岩油藏控水增油的有效技术措施。

摘要： KS油田开发进入高含水期后,注水井调剖是常用的稳油控水措施,但是在选井决策方面,存在指标界限不易选择、权重数值不易量化等问题。针对上述问题,筛选出能够较准确反映水窜特征的单井指标、井间指标和静态指标,构建基于多项式核函数、径向基核函数和Sigmoid核函数的新型核函数,并基于函数形式优化模糊聚类方法,提高拟合精度和预测精度。提出适合KS油田高含水后期调剖选井模糊聚类决策方法,提高调剖选井样本集和检测集的识别率。将新型注水井调剖选井决策方法应用于KS油田,从22口注水井中优选出3口进行调剖,增油降水效果显著。

摘要： 为了解决边/底水油藏水平井边底水锥进,油水界面逐年抬升,控水困难以及传统的ICD、AICD智能控水技术无法满足整个开发过程中的控水要求等难题,充分发挥水平井产能优势,高效开发边底水油藏,提出了C-AICD+抑制体新型智能控水技术。C-AICD结合了ICD早期平衡油水界面和AICD晚期抑制高含水层段的优势,实现了生产过程中全寿命自动控水;通过轻质抑制体充填环空,实现了无需下入封隔器就能实现分段控水的目标。在涠洲A油田现场应用情况表明,该智能控水技术作业安全、时效高,相比于预测含水率77.6%降低了28.6%,控水效果显著。与常规控水技术相比,实现了无极限隔离与精细化调控,防止了流体环空串流,极大提高了控水效果。

摘要： 针对裂缝性潜山油藏非均质性强、含水上升快、产量递减快、开发中后期高效开发难度大等问题,文中以渤海JZ油田为例,采用数值实验、大型三维物模实验及数值模拟方法,开展了裂缝性油藏不同储层条件下裂缝参数敏感性分析、剩余油分布规律、剩余油挖潜策略等方面的研究。结果表明:不同的裂缝发育特征对油藏生产规律影响不同,根据生产井产能特征将JZ油田储层划分为3类,不同储层条件下剩余油分布规律不同;整体上,裂缝系统采出程度较高,基质系统是主要的剩余油富集区。平面上,剩余油主要分布在物性差区、大裂缝周边的小裂缝及井网控制不完善区;纵向上,剩余油以“零星镶边状分布型”、“局部块状分散型”、“大裂缝窜流块状连续型”赋存为主。在剩余油认识的基础上,采用数值模拟技术并结合矿场实践,提出了一套适合3类储层的剩余油挖潜策略。JZ油田现场实践表明,采用该系列技术,油田近3 a含水上升率持续降低,实现3 a连续稳产80×10^(4) t,相比常规稳定注水方案,预计提高采收率近5百分点。该研究对同类裂缝性潜山油藏的开发具有一定的指导意义。

摘要： 奈曼区块自分层系开发以来由于注采井网不完善、水淹水窜等问题导致自然递减率偏高。针对区块生产矛盾,需要积极转变观念,以区块稳产为出发点,以油水井措施为手段,加强油水井联动,在推进精细注水、水井深部调剖工艺的同时,配合实施油井找堵水、捞封、钻塞回采等低成本配套工艺,以实现措施挖潜效益最大化。现场试验表明,近几年通过油水井联动配套工艺优化研究,有效地稳定了油井产量,为区块稳油控水,提升水驱动用程度提供了有力的技术支撑。

摘要： 针对窄条带状油藏单井含水上升类型多样和治理难度大等问题,根据单井含水率与无因次采出程度的关系曲线,综合运用统计学和灰色关联分析等方法,对含水上升规律及主控因素进行研究,提出有针对性的治理对策。结果表明,窄条带状油藏含水上升类型主要有台阶型、凸型及斜坡型3种,以台阶型为主。其中凸型具有相对较长的无水采油期,而台阶型和斜坡型的无水采油期长短差异较大。影响含水上升的先天因素和后天因素主要有油水黏度比、河道宽度、地层系数、受效方向、采液强度及注采井距等。明确了根据河道形态设计合理的注采井距,并在初期控制采液强度是稳油控水的关键;在不同开发阶段,各种类型的油井要采取差异性的稳油控水措施。2021年指导稳油控水措施22井次,实现年增油4.8×10^(4)m^(3),含水率平均下降1.5%。研究成果可指导新井的设计实施,并为窄条带状油藏控水措施的制定提供依据。

摘要： 渤海P油田是渤海特大型油田,面临多小层合采层间干扰、单层注水突进严重、油水井合采合注限制增产措施和测试作业等问题,急需开展油水井双向治理多维配套方法研究以达稳油控水的目的.在油井端,创新采用大排量打水解堵新型解堵手段,解决油田平面及层间矛盾.通过文献调研、动静态数据分析整理并结合解堵力学计算,分析出解堵措施效果的影响因素、解堵机理并制定出解堵井选井原则.在水井端,油田探索利用转向酸分流解堵治理统注水井,该工艺具有水井解堵和调剖的双重效果.通过转向酸"高堵低流"特性改造水井纵向吸水剖面,从而改善井组油井含水上升率过高的现状.结果表明,措施后油井增油效果明显,整套工艺方式适用于渤海P油田.油田产能得到良好释放并取得良好开发效果.

摘要： 海上油田采用少井高产的开发模式,高采液速度与海上有限的液处理空间矛盾逐年凸显,本文利用广适水驱曲线、分流量方程及油水相渗曲线之间的内在联系,建立了稳定水驱条件下的单井渗流规律动态表征方法,形成了高含水油田多井产液结构优化调整预测计算流程,并编制了计算机处理模块,典型油田应用研究结果表明,通过产液结构优化调整年均增油幅度可达2％～5％,年均含水率可降低0.04％～0.4％,稳油控水效果明显,该理论方法还可应用于油田优化提液、侧钻井界限评价及处理设施改造评估等多方面.

摘要： 根据渗流力学的研究成果,水平井开采底水油层,水锥界面最高位置只能到达井眼位置,故不能驱扫水平井眼上部的原油,从而使得油层顶部的原油不能采出,而成为"死油".当采用注气或注水生产方式时,则可能将这部分原油驱替出来.排水采油开发方式是指分别通过在水层采水、油层采油相结合的方法抑制水脊或水锥,达到稳油控水的效果.对塔河油田某区块的井采取尾管排水采油的方式进行预测,日排液量在400方时,在5年后即2015年含水率开始超过衰竭开发的含水率;日排液量在200方时对含水率的抑制最为明显.

摘要： G271区长*油藏水驱矛盾突出,剖面吸水不均,见水井逐年增多,产能损失严重,微球调驱已成为该区稳油控水的重要治理手段.G271调剖注堵压力高,加密区注堵压力高达23.5MPa,高注堵压力对常规调剖堵剂剪切降黏,成胶性能影响较大,因此优选注入性能好、封堵强度高的堵剂,合理施工参数尤为重要.聚合物微球较常规调剖实施效果更好,本文对小粒径聚合物微球进行室内试验评价,分析了2015-2017年不同粒径微球实施效果,通过分析,优选小粒径微球作为G271调驱的治理手段,下步可扩大应用.

摘要： 渤海油田稠油储量丰富,原油黏度在350mPa·s以上的原油,主要采用蒸汽吞吐的方式开发,而黏度在150～350mPa·s范围内的原油,由于目前没有较为适用的冷采型驱油体系,主要采用常规水驱开发方式,导致部分稠油区块水驱稠油开发效果逐年变差,目前综合含水率已达70％以上,而平均采出程度仅为10％左右.本次研究涉及一种微界面强化分散体系,该体系与原油接触后能提高油水界面亲和力,使稠油分散成细小油滴、层层剥离,变"不可动稠油"为"可动",有效缓解水驱稠油矛盾,而且在体系配制工艺方面满足海上平台在线注入的要求.本文对微界面强化分散体系乳化性、降黏率、界面张力及驱替效率作了系统评价,研究结果表明,强化分散体系在低浓度(800mg/L)的条件下可以实现较好的稠油降黏功效,降黏率达90％以上,油水界面张力可下降至10-2mN/m;在室内非均质岩心的条件下,微界面体系低浓度条件下即可提高采收率9.3％,配合调剖措施的情况下可提高采收率27.2％,具有"1+1＞2"的驱油功效.基于"储层大孔道封堵与微界面强化分散驱油"的"调+驱相结合"的技术思路,完成了LD5-2油田B15井组组合调驱方案设计,"调剖+微界面"组合调驱矿场实施后,油井见效比例达66.7％,井组取得了良好的阶段降水增油效果,阶段增油5257m3.

摘要： 渤海S油田为海上典型三角洲相稠油油藏,储层物性较好,含油层数多,但储层平面及纵向非均质性较强,采用大井距合注合采,油井含水上升快,多轮次短半径调剖效果逐渐变差,需变浅调为深调.针对该油田的矛盾和特点,综合分析小层水淹状况、剩余储量和注入井压力指数,优选深部调剖挖潜层位及调剖井,设计调剖参数及段塞分级方式,在S油田开展分级组合深部调剖矿场先导试验.矿场先导试验结果表明:深部调剖后注入井压力指数均超过区块均值,充满度超过0.9,注入井高渗通道得到有效封堵;井组降水增油效果显著,综合含水降低8.4个百分点,日降水340方,累计增油18288方.分级组合深部调剖技术将海上油田常规调剖作业深度由30米提高到70米,其矿场先导试验的成功为海上油田稳油控水及高效开发提供了一定的借鉴.

摘要： 在低油价环境下,海上稠油油田如何高效开发面临着严峻的挑战,突出表现在四个方面:①降低钻井作业成本需求迫切;②提高单井产能、降低成本的完井技术;③含水上升快、注入能力低,亟需高效稳油控水及增注技术;④现有钻井液及废弃物处理成本高.为解决以上问题,拟继续深化研究低成本、提效及环境友好的钻采技术体系,包括高效滑动导向钻井系统、新型环保钻完井液体系及废弃物处理、砂泥岩互层开发井防砂优化技术、注水井高效配注及增注技术和复杂结构井关键工具研究,并针对稠油油田开发中后期面临的控水需求,拓展研究水平生产井稳油控水技术,解决海上疏松砂岩稠油油田在开发过程中存在的普遍问题,最终形成提高效能、降低成本、环境友好的海上稠油油田高效开发钻采技术体系,为海上稠油油田持续高效开发提供配套技术保障.

摘要： 针对乾安地区海24区块稳油控水一直是困扰原油上产的一个瓶颈问题,近年来效果不是很理想,针对此区块的地质数据,特提出综合稳产技术,协调各个系统,找出矛盾中心点,经过一年的努力,取得较好的效果.

摘要： "十一五"以来华东分公司根据不同类型油藏开发过程中暴露出的问题,结合自身实际,先后与大庆、胜利、中原及河南油田测井公司开展油田生产测井技术协作与交流,油田开发动态监测资料,在高含水油藏稳油控水、注水开发油田注采结构调整、老油田综合治理、二氧化碳驱油提高采收率等措施方案科学合理编制及实施效果评价中发挥了重要作用,提高了油田开发动态监测管理水平,监测工作量逐年加大,监测资料在生产科研中发挥的作用日益显著.

摘要： 姬塬油田G19C2油藏自2003年投产,采用正方形反九点井网,初期超前注水产能较高.目前主要存在剩余油分布不清、压力分布不均、措施挖潜成功率低、新增扩边井高含水等问题.针对目前开发矛盾、结合区块实际开发动态,通过油藏数值模拟方法对G19C2油藏进行剩余油分布特征研究,总结剩余油形成机制、主控因素、分布模式和富集区域,为下步生产调整和措施挖潜奠定了基础.

摘要： 姬塬油田G19C2油藏自2003年投产,采用正方形反九点井网,初期超前注水产能较高.目前主要存在剩余油分布不清、压力分布不均、措施挖潜成功率低、新增扩边井高含水等问题.针对目前开发矛盾、结合区块实际开发动态,通过油藏数值模拟方法对G19C2油藏进行剩余油分布特征研究,总结剩余油形成机制、主控因素、分布模式和富集区域,为下步生产调整和措施挖潜奠定了基础.

摘要： 本公开涉及一种稳油控水装置及稳油控水管柱，属于油气田采油技术领域。本公开通过在管体上设置至少一个阀嘴，而阀嘴包括外套、浮爪和底托，当管体外的流体的含油量较高时，由于油的粘度高、流速慢，使得外套外部的流体的动能较小，势能较大，浮爪受到的进液孔侧的流体压力较大，浮爪被向内推动，为流体留出更大的空间，使流体通道的过液面积增大；反之，在管外流体的含水量较高时，浮爪被向外推动，使流体通道的过液面积减小。上述装置在安装到井内前无需预先设置参数，而是可以根据井内流体的含油量高低自动调节流体流量，有效避免油井生产过程中产生水锥，从而实现增油降水、提高采油效率的目的。

摘要： 本发明涉及稳油控水与井下流体实时监控的采油施工方法，包括如下步骤：确定分层方案，自井下向井上方向下入依次连接的导向装置、油管、井下泄油器、调整管柱及多个进行生产层段间隔的可回收遇液膨胀封隔器，其中，各个生产层段的可回收遇液膨胀封隔器向井上方向依次连接安全接头、注入短节、井下流体自动控制装置；将悬挂封隔器下至预定深度，使悬挂封隔器坐封并丢手，起出送进管柱；下入光缆，在井筒内组下抽汲泵生产管柱，光缆逐级固定在油管接箍及本体处；连接油管至井口，将光缆穿越井口自封，安装密封组件，固定光缆，连接光缆与地面光纤解调仪；本发明可实时掌握采油管柱的工作状态与地层产出物的情况。

摘要： 本发明涉及一种选择性堵水剂以及油气田耐高温高压长效稳油控水方法，总重量为100％计，由以下用量的原料制备得到：水泥：35.0～75.0％；改性剂：0.5～15.0％；造孔剂：0.5～7.0％；外加剂：0.5～8.0％；助溶剂：1.0～15.0％；余量为水。本发明具有较强的稳油控水特性，能有效降低水相渗透率，对油相渗透率影响不大，固化时间可调，固化后抗压强度可达到10MPa以上，满足不同井深及井温要求，适用范围广；制备工艺简单，通过简单的复配形成，不用进行聚合反应和交联反应；制作成本低，同时还能降低后续处理成本。

摘要： 本文公开了一种稳油控水阀，包括阀本体，所述阀本体上设置有第一液口和第二液口，所述阀本体的内部具有多个环形流道，多个所述环形流道由内向外依次嵌套设置、且相邻所述环形流道相通；其中，所述第一液口与最外侧的所述环形流道相通，所述第二液口与最内侧的所述环形流道相通。本发明提供的稳油控水阀，在使用过程中，地层原油和地层水进入稳油控水阀内，由于地层原油、地层水的粘度和密度不同，产生的离心力不同，地层原油按照周向流动，地层水按照径向流动，实现原油和水的自动区分，使地层原油的过流量大，地层水的过流量小。

摘要： 本公开涉及一种稳油控水装置及稳油控水管柱，属于油气田采油技术领域。本公开通过在管体上设置至少一个阀嘴，而阀嘴包括外套、浮爪和底托，当管体外的流体的含油量较高时，由于油的粘度高、流速慢，使得外套外部的流体的动能较小，势能较大，浮爪受到的进液孔侧的流体压力较大，浮爪被向内推动，为流体留出更大的空间，使流体通道的过液面积增大；反之，在管外流体的含水量较高时，浮爪被向外推动，使流体通道的过液面积减小。上述装置在安装到井内前无需预先设置参数，而是可以根据井内流体的含油量高低自动调节流体流量，有效避免油井生产过程中产生水锥，从而实现增油降水、提高采油效率的目的。

摘要： 本发明涉及一种选择性堵水剂以及油气田耐高温高压长效稳油控水方法，总重量为100％计，由以下用量的原料制备得到：水泥：35.0～75.0％；改性剂：0.5～15.0％；造孔剂：0.5～7.0％；外加剂：0.5～8.0％；助溶剂：1.0～15.0％；余量为水。本发明具有较强的稳油控水特性，能有效降低水相渗透率，对油相渗透率影响不大，固化时间可调，固化后抗压强度可达到10MPa以上，满足不同井深及井温要求，适用范围广；制备工艺简单，通过简单的复配形成，不用进行聚合反应和交联反应；制作成本低，同时还能降低后续处理成本。

摘要： 本发明涉及稳油控水与井下流体实时监控的采油施工方法，包括如下步骤：确定分层方案，自井下向井上方向下入依次连接的导向装置、油管、井下泄油器、调整管柱及多个进行生产层段间隔的可回收遇液膨胀封隔器，其中，各个生产层段的可回收遇液膨胀封隔器向井上方向依次连接安全接头、注入短节、井下流体自动控制装置；将悬挂封隔器下至预定深度，使悬挂封隔器坐封并丢手，起出送进管柱；下入光缆，在井筒内组下抽汲泵生产管柱，光缆逐级固定在油管接箍及本体处；连接油管至井口，将光缆穿越井口自封，安装密封组件，固定光缆，连接光缆与地面光纤解调仪；本发明可实时掌握采油管柱的工作状态与地层产出物的情况。

摘要： 本发明公开了一种稳油控水压裂液用多功能交联剂及其制备方法，包括以重量份计的1份八水合氧氯化锆、1.25份有机酸、0.6～0.625份阴离子表面活性剂、0.25份消泡剂、1.875～2.5份有机多元醇和7.5～8.125份去离子水；该采用依次1)将八水合氧氯化锆、去离子水、柠檬酸和乙酸混合搅拌形成溶液A、2)将有机多元醇加入溶液A中并于高速搅拌、65～70°C下反应2～2.5h，得到溶液B、以及3)向溶液B中加入阴离子表面活性剂和消泡剂并搅拌反应得到；该稳油控水压裂液用多功能交联剂采用具有协同作用复合式交联形态，配合阳离子聚丙烯酰胺类稠化剂使用，使得形成的胶体结构更致密、稳定性更高、携砂性更优良，同时摩阻也更低，在地层中起着稳油控水的作用，有效提高油品的采出率。

摘要： 一种分段稳油控水方法和装置，用于水平井的多个层位的封堵及自适应式控水及稳油生产，该方法包括：确定封隔位置，根据油藏特征参数计算化学堵剂在所述水平井的注入位置及注入量；根据油藏特征参数计算控水装置在水平井的中心管柱上的数量及预定位置；根据计算结果，在所述水平井的井壁与防砂外管柱之间的环空内注入化学堵剂以形成化学封隔器，实现所述防砂外管柱与所述井壁之间的外环空封隔；在所述水平井的中心管内安装控水装置，并在所述中心管与所述防砂外管柱之间对应于所述化学封隔器的位置处安装自膨胀封隔器，以实现所述防砂外管柱与所述中心管之间的内环空封隔及控水限流。本发明还提供了用于上述分段稳油控水方法的装置。

摘要： 一种适用于海上油田稳油控水远程控制采油管柱，包括：防砂段内管柱、防砂段外管柱和地面部分；其中，防砂段外管柱中设有：从连接在井下安全阀下面的放气阀、电缆穿越器、过电缆封隔器、Y接头、电潜泵机组、电潜泵动力电缆、带孔管及油管；且电潜泵动力电缆的一端与电潜泵机组连接，电潜泵动力电缆的另一端从井口采油树穿出；防砂段内管柱中设有：从连接在数个过电缆定位密封及下面的配产器圆堵、单芯铠装电缆以及常规油管；且防砂段内管柱与防砂段外管柱是以过第一电缆定位密封为连接点连接，并能够一趟下管柱进行作业。本实用新型只需一趟下管柱作业，即能将所有工具下入井中，并对井下配产器的远程控制，大幅度地降低了通讯失效的风险。