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13-14考试试题


1. 注水开发油田如何进行开发评价??如何利用水驱控制 程度和储量动用程度来评价水驱效果? 答:对于注水开发效果评价主要是采用水驱储量控制程度、 水驱储量动用程度、体积波及系数、可采储量、耗水指数、 含水率、存水率、注水量、能量的保持和利用程度、剩余可 采储量采油速度和年产油量综合递减率等多个作为开发效 果综合评价的单因素评价指标,紧接着根据油田开发动态系 统分析方法,将油藏作为

一个整体,利用油井的生产特征参数, 建立描述油藏系统注入与产出关系的数学模型,建立了注水 开发油田综合定量指标评价体系阵,进行综合评价注水开发 效果。根据有关资料: 水驱控制程度评价指标如下

储量动用程度评价如下

2. 如何确定油井产能?现场上应用那些方法? 答:油井的产能大小通常用采油指数和绝对无阻流量表示。 通过试采、试油,试井方法以及用采油指数与生产压差可确 定油井产能。 现场主要应用的方法: a) 提高油层的流动系数,

即提高油井的打开厚度和通过向地层注入热能降低地层流 体的粘度;b) 通过井底扩钻或井底爆炸技术增大井的半径, 从而降低油井泄油区域的外内半径比提高产能; c) 减小油井 的表皮系数,工程中可通过以下办法实现:通过屏蔽暂堵等 技术实施钻井完井过程中的储层保护,通过射孔酸化、压裂 等多种增产技术,工程允许条件下尽量将油层全部打开; 1) 采油工程理论知识,做流入与流出曲线,他们的交点就是 合理的油井产量 2) 对比周边地层条件与之相似的油井, 根据邻井的产量确定 3) 先确定油井的最大产量 3. 油田开发设计中需要考虑哪些渗流物理特性?油气田开 发过程中哪些方面可能对储层造成伤害?如何避免或减 少对储层的伤害? 答:见桌面 word—孔隙度,渗透率对注水开发的影响, 渗透率:大西流与非达西流;空隙结构影响驱油效率

储层润湿性对开发的影响,

层间非均质性影响储层动用程度 储层敏感性对注水开发的影响

储层伤害机理 一、微细孔喉渗流特征引起的流动残液滞留
当液相(或气相)中的分子碰撞到固体表面时,由于它们之间的相互作用,使 一些分子停留在固体表面上,当体系达到热力学平衡时,固体表面上的液相(或

气相)分子的浓度比在液相(或气相)中的浓度大,这种现象称为吸附作用。通常把 固体称为吸附剂, 被吸附的物质称为吸附质。压裂液进入岩心后会由于吸附等作 用造成在孔隙介质中的滞留,引起储层伤害。 1 滞留机理 压裂液中稠化剂分子物质在孔隙介质中的滞留,会改变孔隙结构,降低渗透 率,引起储层损害。大分子物质滞留的主要方式有三种:即吸附滞留、机械捕集 和水力滞留,其中最主要的是吸附滞留。 (1)吸附滞留 通常认为, 表面活性剂或聚合物在固体界面上的吸附,是由于表面活性剂或聚合 物分子与固体表面或邻近表面的化学物质间相互作用的结果。 (2)机械捕集 机械捕集指聚合物分子通过小孔隙时流动受限,分子便开始缠绕,线团尺寸 变大,流出孔隙的机会就大为减小,最终滞留在孔隙中。 (3) 水动力滞留

二、粘土吸水膨胀
(1)表面水化(结晶膨胀或层间膨胀) 粘土矿物与水接触时,水被吸附在膨胀性粘土的层间以及颗粒表面上。间。 (2)渗透水化(外表面水化) 地层粘土表面的离子浓度与地层水处于平衡状态。 当低于地层水矿化度的外 来流体进入地层时, 由于粘土表面的离子浓度高于外来流体中的离子浓度,外来 流体(水)被吸入粘上表面,在粘土矿物的外部形成定向水膜,并增加双电层的 斥力。由于粘土颗粒表面间的双电层相斥,把粘土表面相互推开,使粘土继续膨 胀。 3 微粒分散运移 不同岩性和孔喉特征流道中的粘土矿物的膨胀与分散主要是由于含电解质 和一定矿化度的外来滤液与不配伍的非地层水楔入粘土矿物的晶格, 使之发生表 面水化膨胀甚至渗透水化膨胀。 粘土膨胀导致微粒分散成胶质粒子,当工作流体 流经储层多孔介质时,胶质离子与各类微粒的运动状态不仅受水动力、重力、惯 性力和布朗扩散力等力学因素的影响。 还因为在含有电解质和带电离子的外来流 体的作用下, 孔喉流道表面与颗粒之间存在范德华力吸引,双电层排斥力和波恩

短程斥力等作用, 这就使微粒分散运移还受着电场力和颗粒间表面化学作用力的 影响。 所以微粒膨胀,分散与运移的微观机理还受着电场力和颗粒间表面化学作 用力的影响。

4. 稠油油藏如何设计合理的开发方式?稠油油藏开发时预 测的开发指标有哪些? 答:稠油的开发模式:因为温度的升高会引起粘度的下降, 所以开采稠油油藏一般会选择使用热采。而热采模式主要包 括:1、蒸汽驱。2、常规蒸汽驱。3、蒸汽驱+热水驱。4、 脉冲式或间歇蒸汽驱。5、蒸汽+热水段塞驱。6、变干度或 变速度蒸汽驱。7、蒸汽泡沫驱。8、热水驱等。 预测指标有:产量预测,含水率预测,油漆笔预测,油水汽 油比预测,累计注气量,累计注水量预测 稠油开发的设计要求:着重解决①稠油油藏的渗流特征研究 ②稠油油藏热采检测资料解释研究③注蒸汽井气窜机理与 特征研究④注蒸汽井调堵参数优化研究。 5. 油田的生产动态分析包括哪些内容?它们主要的功能和 作用是什么? 答:油田开发生产动态分析的内容
4.4.2 层系、井网、注水方式适应性分析 4.4.2.1 利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理 性。 4.4.2.2 统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数 据,分析井网的适应性。 4.4.2.3 依据油层水驱控制程度、 油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资 料,分析井网密度与最终采收率的关系。 4.4.2.4 应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料,分析注水方式的适 应性。 4.4.3 油田稳产趋势分析 4.4.3.1 应用分年度油田综合开发数据及其相应曲线,分析油田产液量、产油量、

注水量、采油速度、综合含水、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比 等主要指标的变化趋势。 4.4.3.2 对照五年计划执行期间油田产液量、产油量、注水量构成数据表及其相应 曲线, 分析各类产量和各类增产措施对油田稳产及控制递减的影响,对产量构成 中不合理部分提出调整意见。 4.4.3.3 根据油田递减阶段产量随时间变化的开发数据, 应用曲线位移法、 试差法、 典型曲线拟合法、 水驱曲线法或二元回归分析等方法,分析油田递减规律和递减 类型,预测油田产量变化。 4.4.4 油层能量保持与利用状况分析 4.4.4.1 分析边 (底) 水水侵速度与压力、 压降以及水侵系数、 水侵量大小的关系; 对弹性驱、溶解气驱、气顶驱开发的油田,分析相应驱动 能量大小及可利用程度。 4.4.4.2 对于注水开发的油田, 分析油田注采比变化与油层压力水平的关系和油藏 目前所处开发阶段合理的压力剖面、注水压差和采油压差(或动液面及泵合理沉 没度) 。 4.4.4.3 根据油田稳产期限、 采油速度、预期采收率及不同开采条件和不同开采阶 段的要求,确定油层压力保持的合理界限;分析地层能量利用是否合理,提出改 善措施意见。 4.4.5 储量动用及剩余油分布状况分析 4.4.5.1 分析调整和重大措施(压裂、补孔、改变开采方式、整体调剖、堵水等) 前后油藏储量动用状况的变化。 4.4.5.2 应用不同井网密度下油层连通状况的分类统计资料, 分析井网控制程度对 储量的动用和剩余油分布的影响。 4.4.5.3 应用油、 水井的油层连通资料,分析不同密度的注采井网或不同注水方式 下水驱控制程度及其变化。 4.4.5.4 应用注入、产出剖面、C/O 测试、井间剩余油饱和度监测、检查井密闭取 心、新钻井的水淹层解释、分层测试、数值模拟等资料,分析注入水纵向及平面 的波及和水洗状况,评价储量动用和剩余油分布。 4.4.5.5 应用常规测井系列, 建立岩性、物性、含油性、电性关系图版及公式,确定油层原始、剩余、残余油 饱和度的数值。利用原始、剩余、残余油饱和度(或单储系数)曲线重叠法确定剩 余油分布。 4.4.5.6 对于水驱油田,应用水驱曲线分析水驱动用储量及其变化。 4.4.6 驱油效 率分析 4.4.6.1 应用常规取心和密闭取心岩心含油分析、天然岩心驱油试验等资料,分析 不同类型油藏驱油效率。 4.4.6.2 对于水驱油田,应用驱替曲线及其公式系列对驱油效率进行预测。 4.4.6.3 应用油藏工程方法计算水驱波及体积、水驱指数、存水率等数据,分析水 驱油效率。 4.4.7 油层性质、流体性质变化及其对油田开发效果影响的分析 4.4.7.1 应用检查 密闭取心岩心润湿性测定或油层岩心室内冲刷润湿性定时测定等成果,分析岩石 润湿性在油田开发过程中的变化情况. 以及对两相渗透率曲线和最终采收率的影 响。 4.4.7.2 应用检查井密闭取心岩心退出效率测试或室内水驱油实验岩样测试的渗 透率、孔隙度、滞后毛管压力曲线、电镜扫描和矿物成分等资料,分析油田开发 过程中储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、粘土矿物成分的变化,以及对油田开发 效果的影响。

4.4.7.3 分析油田开发过程中油、气、水性质变化及其对开发效果的影响。 4.4.8 油田可采储量及采收率分析 4.4.8.1 油田开发初期及中、后期可采储量的标定按 SY 5367 的规定执行。 4.4.8.2 油田技术可采储量及经济可采储量.根据油田驱动类型分阶段定期标定。 4.4.8.3 分析下列因素对油田可采储量及采收率的影响: a) 油藏物性:渗透率、孔隙度、含油饱和度、油藏面积及形态、储层空间结构、 油层多层及非均质性; b) 流体性质:原油粘度、体积系数、油层温度等; c) 岩石与流体相关的特性: 油水过渡带大小、 驱动类型、 润湿性、 孔隙结构特征; d) 开采方法及其工艺技术:开采方式、驱动能量、井网密度、压力系统、驱油效 率; e) 经济因素:地理条件、气候条件、原材料及原油价格变化。 4.4.8.4 分析油田 调整及大型措施前后可采储量的变化,并提出增加可采 储量和提高采收率的措施意见。 4.4.9 油田开发经济效益分析 4.4.9.1 分析单位产能建设投资、投资效果、投资回收期、投资收益率、成本利润 率等指标变化。 4.4.9.2 分析不同开发阶段采油成本、措施成本变化及措施成本占采油成本的比 例。 4.4.9.3 根据油田剩余可采储量、产能建设投资、采油操作费、原油价格、投资回 收期等指标,分析油田不同开发阶段井网密度极限和合理的井网密度。 4.4.9.4 依据采液指数、生产压差、井网密度、工艺技术水平、地面管网设施、经 济界限等因素,分析油田最大产液量。 4.4.9.5 依据工艺技术和经济条件,分析油田合理的极限含水率。根据高含水油井 产值及能量消耗,确定高含水井关井界限。 4.4.9.6 依据油藏驱动类型、采油方式、油水井技术状况、经济条件等因素,分析 油藏废弃产量及废弃压力的合理界限。 油田动态分析工作是经常性的、 多层次的、 连续性的分析研究工作, 油水井动态、 静态资料的准确与否, 关系到动态分析结论的正确性, 关系到调整措施的有效性, 关系到油田的稳产增产。油水井动、静态数据收集整理的管理也应是连续的、多 层次的。 从这个意义上讲, 油田动态分析工作还应包括油田动态管理这个重要的 环 节 , 即 应 叫 做 油 田 动 态 管 理 与 分 析 。 。

6. 针对中海油蓬莱 19-3 油田漏油事件分析事故的主要原 因?并从专业技术角度从油田开发设计人员在开发过程 中如何进行安全设计?

略安全设计:

7. 某低渗油田地形复杂, 如何进行采油工程设计和生产改造设计? 答:低渗透油田通过“ 稳油控水” , 可以延长油田稳产期, 提高最终采收率。但没有采油工程配套技术做保证, 是难以 实现的由于大庆外围低渗透油田有渗透率低、单井产量低、 单井配注量低等特点, 因此在油田开发过程中不能完全照搬 长垣内油田的采油工程配套技术, 必须形成低渗透油田采油 工程配套技术, 才能实现大庆外围低渗透油田“ 稳油控水” 目标, 从而实现全油田的稳产。 一、注水工艺配套技术 低渗透油田注水工艺配套技术应包括六个方面, 即试注工艺 、分层注水管柱工艺、注入水水质处理工艺、差油层改造工 艺、计量工艺和测试工艺, 这几项工艺相辅相承, 缺一不可。 1试注工艺 大庆外围低渗透油田注水开发初期, 由于转注前排液不好, 致使转注井启动压力偏高, 吸水状况差。因此, 低渗透油田

试注工艺是至关重要的。搞好试注必须做好以下几方面工 作。一是转注井必须加速排液, 排液量要足够大, 待地层压 力降到预定值后转注; 二是施工过程中要做到“ 三净” 、 “ 二够” 、 “ 一及时” , “ 三净” 是管线冲洗净、套管 刮蜡净、井下管柱净, “ 二够” 是活性剂要够, 试注压力 够, “ 一及时” 是施工工序衔接及时。采用热洗热注的方 式注活性水, 不同于老开发区的冷洗冷注。采用上述试注办 法, 见到了明显的效果。以龙虎泡油田 和杏西油田为例, 采用上述试注工艺转注井与采用老开发区 试注工艺转注井对比, 地质条件相似, 效果截然不同(表1 )。 2分层注水管柱工艺 龙虎泡油田两年笼统注水的实践证明, 由于低渗透油田平面 及层问物性差异较大, 尽管单井注入量低( 一般为20 一40 m’ d/ ), 也必须进行分层注水才能注好水。 龙虎泡油田在分 层注 水初期, 使用过几种不适用于该油田的分层注水管柱, 注水 合格率较低, 致使含水井数猛增, 含水上升较快。在查清原因后, 着手研制了封隔器. 改进了 配水器, 应用了双级节流水嘴, 提高分层注水合格率, “ 稳 油控水” 中见到了明显效果从1 9 9 0 年开始含水上升率逐 年下降。 3. 注人水水质处理工艺

龙虎泡油田试验区转注初期, 由于水质差, 转注后Zm o n , 在12 口注水井中有7 口井吸水能力下降一半, 到s m o n 时, 有5 口井不吸水, 注水压力比初期还高0。7 M P a 。 实践证明了注入水水质的重要性。目前, 低渗透油田初步形 成了一套站内水质处理技术。首先, 对于井数较多的油田, 建立水质处理站, 采取控制加入微量空气锰砂除铁, 接触过 滤去除悬浮物, 加亚硫酸钠除氧及化学杀菌等处理工艺, 使 站内出口水质达到合格。龙虎泡、升平、朝阳沟油田已相继 建立了水质处理站。其次, 对于小区块油田, 全面转入注水 开发后只有十几口注水井, 因而专门设计了一套适合小区块 注水开发的短流程密闭水质处理技术, 在金腾油田现场 应用效果很好。第三, 对已建成的只有锰砂过滤处理装置的 注水站, 应用精细过滤装置这一成型技术, 在水质站并联安 装5 套精细过滤器, 能达到站内水质标准。另外, 在井口安 装磁化器、精细过滤器, 同时下防腐油管、井下工具全防腐, 保证注入水水质的合格。 4. 注水井差油层改造工艺 注水井差油层改造工艺近几年发展较快, 有压裂、酸化、水 力振荡、固体酸等多种方法,其中压裂增注效果较好。近年又 发展起水力振荡解堵增注工艺,。 5.注水井计里、测试工艺 低渗透油田注入量低、地面计量和井下测试精度要求相对较

高, 目前普遍采用高精度、小直径水表和小排量流量计。 注水工艺配套技术发展方向: ( 1) 尽快实现低渗透油田分层管柱向分层可洗井注水管柱的 过渡, 满足注水井定期洗井, 防止近井地带油层污染, 以保证注水井有足够的吸水能力。 ( 2) 加快推广应用双级节流水嘴, 解决由于单层配注量低, 使用小水嘴易被杂质堵塞问 题。 ( 3) 注入水水质处理工艺向井下精滤和管柱全防腐方向发展, 推广应用注水站一井口一 井下全过程水质处理和油管一偏心一封隔器全防腐井下管 柱配套技术, 保证低渗透油田注入 水质量。 (4 ) 注水井计量、测试工艺继续向“ 小” 而精度高的方向 发展, 满足低渗透油田注好水要求。 ( 5) 水力振荡解堵增注工艺, 要试验研究对水泥环的伤害问 题, 在确认没有伤害的情况下__ 二、采油工艺配套技术 低渗透油田在开采实践中初步形成采油工艺配套技术, 包括 油层保护、机械堵水和井下作业。1.油层保护工艺 低渗透油田油层污染对产能的影响较其它油田明显, 必须注 重油层保护减少油层污染, 要在钻井、射孔、采油、作业过

程中注重防止污染。2.堵水工艺主要包括选层和管柱优化。 选层普遍应用定性判断法, 井温测试法等。管柱优化方面, 在 田产量低, 一般选用充分利用杆式泵不用起油管的优点, 在 整体管柱中选用杆式泵, 解决投捞问题和抽油泵失效起堵水 管柱问题。应用油管伸缩短节, 解决每个冲程中油管伸缩一 次, 易造成封隔器解封或密封不严问题, 提高堵水成功率 3井下作业 围绕提高作业“ 三效” , 满足“ 稳油控水” 需要, 应用 先进的新技术及井下工具, 如杆式 泵技术、磁防蜡器、 井口二次密封等。 采油工艺配套技术发展方向: ( 1) 加快发展低渗透油一田找水工艺。 ( 2) 加快发展化学堵水工艺, 因为机械堵水存在着不利于找 水和调整的缺点, 低渗透油田必须实现机械堵水向化学堵水 上的过渡。 ( 3) 低渗透油田堵水管柱验封、验窜技术应尽快发展, 保证 堵水成功率。 三、油层改造工艺配套技术 低渗透油田油层改造主要是压裂. 目前, 已形成了包括选井 选层、选择压裂工艺、压前培养、压后管理等一整套技术。

主要做法是: 对准备压裂的油井周围水井对应层段提高配注 量, 加强注水; 对于水井吸水状况差的层段, 采取压裂、 补孔 等增注措施, 先改造注水井, 提高其层段吸水能力; 通过细 分层注水保证渗透性相对较差的层段注够水; 通过改善注入 水质, 、保持层段吸水能力的持久性。压裂油井中具备条件 的待压层, 选择压裂工艺方法如下: 对未压裂改造过且油层 单一的层段采用普通压裂工艺; 对相同性质油层发育比较集 中, 具备挖掘其它接替层潜力的层段, 采用多裂缝压裂工艺, 发挥差油层作用; 对有见水层位, 油层发育比较集中的层段, 进行选择性压裂; 对以前压裂过, 目前油井未见水_______, 受效程度较低的层进行重复压裂。 目前, 油井压裂后的管理, 主要是: 采取调参换泵等措施及 时协调注采关系, 使压裂效 果有效地发挥出来; 通过加强注水, 延长压裂有效期; 采油 过程中积极采用新技术, 保护油 层裂缝免于再度污染, 延长压裂有效期; 热洗方面采用热洗 不压油层管柱和空心抽油杆等新 技术; 井下作业采用不压井作业技术和用保护液压井等。 通过上述措施, 压裂效果逐步得到提高 。


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