周期注采技术的研究与应用.pdf

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1、试验·研究／Testing&Research■周期注采技术的研究与应用万雪峰(大庆油田有限责任公司第三采油厂)摘要大庆油田萨北开发区已进入特高含水期开采阶段，随着含水上升，高含水井比例增加，低效无效循环问题更加严重，控制综合含水上升、提高注水效率，从源头上控制能耗，是降低油田生产成本的根本所在。依据水动力学原理，在周期注水和周期采油的基础上，提出了周期注采相结合的思路，于2007年在北三区东部选取了17注22采的试验区，采用分层段井间异步交叉的方式开展了周期注采试验，累计节约注水168．3×10m，少产水4O．48x10‘m，使全区年均含水下降0．03个百分点，减

2、缓递减增油O．6O×i0t，取得较好效果。为使水动力学方法的应用更趋规范化，应用数值模拟技术，并结合实践经验，对周期注水、周期采油、周期注采的方式及参数等进行了优化，形成了一套完善的周期注采技术，具有一定指导意义。关键词周期注采方式优化参数优选D0I：10．3969／i．issn．2095-1493．2013．005．005随着油田开发的深入，油水井数增加，能耗点结构调整来降低能耗很难见到明显效果，见表1。增多，产液量、注水量增大是导致油田能耗增长的表12011年采油三厂油井效益评价结果直接原因。在特高含水期开采阶段，随着含水上升，高含水井比例增加，低效无效循环问

3、题更加严重。如何控制综合含水上升速度、提高注水效率，从源头上控制能耗，是降低油田生产能耗亟待解决的问题。2006年提出了周期注采相结合的思路，从注采两端控制低效无效循环，以有效控制综合含水，提高注水效率，从源头上控制能耗。2004年宏观调控期间，北二东“两控”试验区1背景及可行性分析对14口高含水、高产液采油井进行了关井，周围大庆油田萨北开发区13产油量小于1t，综合II口注水井进行了跟踪调整。周围油井见效增加的含水大于95％的井数占全区井数的20．5％，而这些产量，弥补了高关井减少的产油量，而且14口高井的平均单井操作成本为正常井的18．1倍，低效无含水井开井后

4、含水下降0．6个百分点，13增油5t。效循环严重。而目前萨北开发区处于特高含水期，分析认为，高含水井关、开井及周围注水井的合理在长期的开发过程中，注入水沿高渗透条带突进，调整，达到了加强平面剩余油驱替的效果。处于河道及主体带边部的采出井受效较差，受工艺鉴于以上问题，提出了周期注采技术，也就是和经济效益的限制，堵水、调剖等常规措施的效果在注入端通过周期性地改变注入量，形成不稳定的逐年变差；低效井的多层高含水加上个别区块、层压力场，促进毛管吸渗作用的发挥，使高低渗透部系油水井数比高，另外，经过多年注水调整，注水位之间产生油水交渗效应，加强低渗透部位剩余油井细分注水层段

5、的小层数最少仅为2．6个，因此通动用；在采出端通过油井周期性地采出，以更加有过常规的水驱注水细分调整、油水井措施挖潜以及效地改变液流方向，扩大平面波及体积；两者相结合，一方面强化了相应水动力学作用，针对剩余油富集井区及层位对应挖潜，控水增油；另一方面达作者简介：万雪峰，工程师，2002年毕业于东北石油大学，从事油田到少注水、少产水的目的，减少浪费，降低能耗，开发动态分析工作，E—mail：xfwan@petrochina．com．(311，地址：黑龙江省大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队动态室，163113。提高开发效益。EDI3年第5期石油石化节能I11■技

6、本·应用，Technology&Application排烟温度下降到127．9oC，排烟热损失降到2)目前，多数燃气发动机使用天然气都为处7．86％，排放热量损失降低到3519．34kJ／m，循环理后的干气，含硫量较低，只要排烟温度不低于其水量为136．5m／h，使循环水的出口温度达到水露点，尾部受热面就不会发生低温腐蚀，因此烟94cIC，回水温度为76qc。在满足原有的伴热工艺气余热利用的空间很大。和采暖面积不变的情况下，完全替代了冬季原有的3)余热回收是一种非常经济的节能降耗手段，总容量为1-3MW的2台锅炉的供热任务和夏季主要也是节能发展的趋势；烟气余热利用

7、技术基本覆盖是外输的换热器用热，运行1台加热炉和1台循环了所有排烟温度较高的工业锅炉、加热炉、燃气发水泵，出水温度为35cC的伴热要求。电等设备，在未改变原有设备基本结构的基础上进行简单改造，便可获得很好的节能效果。4经济效益分析4)该项技术的应用，减少了2台加热炉的使通过实际测试可利用的最大余热负荷为用，等于是减少了两个安全风险源，减少二氧化碳1763．94kW，实际利用余热负荷按70％计算，可利的排放量；同时，投资少、见效快，既环保又节用热负荷为1234．76kW，折合天然气100．351TI／h，能，而且能创造巨大的经济效益和社会效益，应用根据生产实际需要现

8、运行状态，