Buffalo油田高压注空气项目:技术动态和作业挑战

2010-11-15编译赵越大庆油田采油工程研究院

石油石化节能 2010年3期

关键词：油管润滑油油藏

编译:赵越 (大庆油田采油工程研究院)

金佩强 (大庆油田勘探开发研究院)

审校:杨克远 (大庆石油学院应用技术学院)

Buffalo油田高压注空气项目:技术动态和作业挑战

编译:赵越 (大庆油田采油工程研究院)

金佩强 (大庆油田勘探开发研究院)

审校:杨克远 (大庆石油学院应用技术学院)

Buffalo油田位于南达科他州西北,是实施高压注空气 (HPAI)项目最早的油田。1977年中期,意识到在一次采油过程中产量迅速递减,经营者实施了一个IOR方案,包括实验室试验、可行性研究和先导性注空气能力试验。1978年9月组建了原来的3.5个区域的Buffalo Red River单元 (BRRU)。1980年将该单元扩大到了9个区域,1981年5月扩大到了12个区域。在BRRU HPAI项目成功的基础上,1983年6月组建了30.5个区域的南Buffalo Red River单元 (SBRRU),并且在 1985年开始见到注空气效果。此外,在BRRU和SBRRU HPAI项目成功的情况下,组建了7个区域的西Buffalo Red River单元并且于1987年11月开始注空气。总结了3个项目的动态和注空气近30年后经营者获得的所有经验。几乎涉及了开始作业以来全部作业的各个方面;讨论了一般的管理实践、遇到的技术和作业挑战、注入和生产设备以及完井实践;还包括注空气增油量的估算以及如何随着时间改变空气用量。到目前为止,Buffalo油田的3个 HPAI项目连续在商业上获得成功。在最近3年,在40多口老垂直井中钻了水平侧向井段以提高产量、有效利用油藏累积能量和提高波及效率。不可能在老垂直井中钻水平注入井段,因为裸眼侧向井段穿过了一个孔隙层,该层会把一些注入空气送入非产层。

Buffalo油田高压注空气技术动态作业挑战

1 油藏性质

Buffalo Field油田位于美国北部Williston盆地的西南翼部,从奥陶系Red River油藏产油。

Red River组在整个盆地内分布,油气藏出现在构造圈闭和地层圈闭内。该地层主要由灰岩和白云石质灰岩组成,分成上下单元。上Red River组包括4个孔隙层段,用降序“A”、“B”、“C”and“D”层标记。另一方面,在下单元识别出了2个孔隙层段“E”和“F”。

在上Red River组的4个孔隙层中,Red River组“B”层分布最广泛并且一直在开发,且也是Buffalo油田的主力产油层。岩心、电测井和中途测试表明孔隙度和渗透率范围窄。

Buffalo油田位于平行Cedar Creek背斜的小型背斜构造上。油藏圈闭机理主要是地层圈闭,垂向和横向孔隙度不同,但是沿着Cedar Creek背斜的东南翼部也出现了一些低起伏构造闭合度趋势。

该油田主要从Red River组“B”孔隙层产油。约8500 ft深的净产油层厚度平均约为15 ft,该油田内的孔隙度平均约为16%。空气平均绝对渗透率为10 mD(1 mD=1.02×10-3μm2)。原始油藏压力为3600 psi(1 psi=6.895 kPa),油藏温度为215℉,平均含水饱和度为50%。油藏原油泡点压力为300 psi,API重度为32。原油溶解气油比GOR为173 SCF/STB(1 SCF/STB=0.178 m3/m3),体积系数为1.174 RB/STB。饱和原油压缩系数为8.8×10-6psi-1,而其黏度为2.4 mPa·s。在表1中示出了3个 HPAI单元的一些平均油藏性质。

表1 Buffalo油田每个 HPAI单元的油藏性质

2 实验室研究

完成实验室和可行性研究 (包括1977年中期的注空气能力试验)后实施了 HPAI EOR方案。实验室研究工作包括油藏流体研究、特殊岩心分析、燃烧管试验、以CO2和N2的不同比例对烟道气进行的膨胀试验以及在不同CO2/N2/氮比例和不同压力下用烟道气进行的混相能力研究。对于本例最感兴趣的是混相能力研究和燃烧管试验,以下对这两个方面进行讨论。

2.1 燃烧管试验

在低压 (215psi)下进行了实验室燃烧管研究以确定油藏的燃烧特性。把压碎的岩心物质和从Red River“B”油藏采出的原油用于实验室试验。虽然该试验是在低压 (不代表油藏条件)下进行的,但是结果显示 Red River“B”油藏对采用HPAI工艺进行采油敏感。燃烧管研究期间的耗氧量平均为70.23%,在油藏条件 (高压)下应该提高这一百分比,因为在油藏条件下,原油变得更具有活性。平均燃烧温度为478 ℃,估算的空气需要量为360 ft3/0.03 ft3(1 ft3=28.317 dm3) (岩石)。采出气体中的摩尔 CO2含量为 7.60%～13.00%,平均为10.56%。

2.2 细管试验

在4500 psi和212℉下,用48/52和76/24CO2/N2(摩尔百分数)进行了细管试验。试验结果表明在试验条件下,48/52烟道气混合物不与油藏原油混相,而76/24混合物接近混相。这能够得出结论,在Buffalo油田采用 HPAI工艺过程中产生的烟道气 (79%N2)与在该油藏中遇到的压力 (低于4500 psi)下的天然原油不混相。而且为了在油藏条件下达到混相,烟道气中CO2的摩尔浓度应该高于76%。

3 项目动态

图1示出了这3个单元的总产水量和总产气量。在老井中最近侧钻的水平井段通过提高波及效率达到了降低气油比趋势和延长项目期限的目标。

图1 所有 HPAI单井的平均 GOR和含水 (1954—2007年)

3.1 注空气

1979年1月在BRRU开始注空气,以高达16×106ft3/d的注气量和高达4400 psi的注入压力连续注空气到现在。2007年12月,以10×106ft3/d的注气量和平均3800 psi的注入压力将空气注入6口注空气井。直到2007年12月共向该单元注空气93×109ft3。

1984年1月在 SBRRU开始注空气,以高达23×106ft3/d的注气量连续注空气到现在,注入压力高达4400 psi。2007年12月,以18×106ft3/d的注气量和平均3500psi的注入压力将空气注入12口注空气井。直到2007年12月总共向该单元注空气123×109ft3。

1987年1月在WBRRU开始注空气,以高达5.4×106ft3/d的注气量和高达4400 psi的注入压力连续注空气到现在。2007年12月,以4×106ft3/d的注气量和平均3800psi的注入压力将空气注入5口注空气井。直到2007年12月约向该单元注空气24×109ft3。

总起来说,以高达42×106ft3/d的注气量和高达4400 psi的注入压力在该油田3个 HPAI单元注空气28年。2007年12月,以32×106ft3/d的注气量向22口注空气井中注空气。直到2007年12月约向该油田注空气240×109ft3。

3.2 采油量

在BRRU注空气给油藏再加压方面是很成功的,到1982年3月已经钻了22口新生产井。采油量从1978年11月的162 bbl/d(1 bbl/d=0.159 m3/d)增加到1985年3月的最高峰值1000 bbl/d。2007年12月,18口井的采油量为474 bbl/d。自从开始注空气以来,直到2007年12月,从该单元约采出原油6.1×106bbl。

在SBRRU,采油量从 1983年 12月的 310 bbl/d增加到 1991年 1月的最高 1754 bbl/d。2007年12月34口井的采油量为1012 bbl/d。自从开始注空气以来,直到2007年12月,约从该单元采出原油10.2×106bbl。

在WBRRU,采油量从1987年10月的183 bbl/d增加到1990年1月的最高498 bbl/d。2007年12月,11口井的采油量为450 bbl/d。自从开始注空气以来,直到2007年12月,从该单元采出原油将近2.5×106bbl。

总的来说,Buffalo油田 HPAI的采油量从1978年12月的162 bbl/d上升到1991年6月的最高产量2979 bbl/d。2007年12月,63口井的采油量为1925 bbl/d。自从开始在每口单井注空气以来,直到2007年12月,3个单元采出原油将近18.8×106bbl。

3.3 产气量和产水量

所有3个单元的产水量一直都高,原因是该油藏的原始含水饱和度高 (表1)。开始注空气前的含水一般为50%以上,开始注空气以RGK含水上升,目前所有单元的含水平均为70%。开始注空气后,采油量和产水量几乎马上增加,这表明,再加压工艺对油藏流体的流动是非常有效的。

在3个单元开始注空气不久以后 (即注入5%烃类储集空间之前)出现了气突破。尽管如此,采油量没有降低,这在预料之中。GOR没有显示出典型的指数上升,虽然产水量、采油量和产气量没有变化,但是许多井显示出了 GOR稳定的异常生产特征。

3.4 增油量

进行了常规递减曲线分析后,估算了每口单井高压注空气的增油量。使用了5 bbl/d的经济极限。假定开始注空气后钻的井的采油量是增油量。像前面指出的那样,假定了开始实施项目的情况(即油藏压力低,含水高,建井费用高,油价没有吸引力),在没有实施 IOR方案的情况下没有钻新井。

直到 2007年 12月,BRRU、SBRRU和WBRRU分别采出了约 5.5×106、9.6×106和2.1×106bbl增油量,3个单元的总增油量为17.2×106bbl。

3.5 空气用量

把空气利用率定义为增采1 bbl原油注入的空气量,也可表示为增加的空气-油比 (AOR),一般用AOR测量注空气项目动态。图2说明了3个HPAI单元的年增加的总AOR以及累积AOR。

到目前为止,BRRU、SBRRU和WBRRU年增加的平均AOR分别为1.6×104ft3/bbl、1.4×104ft3/bbl和1.2×104ft3/bbl。29年后,BRRU、SBRRU和 WBRRU增加的累积AOR分别为1.69×104ft3/bbl、1.29×104ft3/bbl和1.16×104ft3/bbl。3个单元增加的累积 AOR为 1.4×104ft3/bbl(增加的原油)。

3.6 最终采收率

HPAI项目的最终采收率估算是复杂的,最好用热油藏模拟方法进行估算。

HPAI单元的动态不像非混相气驱,以前用外推油田GOR确定最终采收率会低估储量。如前所述,在过去3年期间,通过在老井中钻水平侧向井段能够增加采油量并且降低气油比,这延长了项目期限。虽然如此,根据 GOR趋势预测,该油田这3个单元的累积采油量至少为33×106bbl(约为OOIP的18%)。

图2 总空气用量 (1979—2007年)

4 项目设备和作业挑战

4.1 压缩和配气系统

1979年1月开始向BRRU 2-16井注高压空气。用由600 hp(1 hp=0.746 kW)电动机驱动的6级往复式空气压缩机在4000 psi下以1.47×106ft3/d注空气,最高排出温度约为351℉。

1980年和1981年安装了3台6级往复式空气压缩机以便适应扩大的BRRU注入需要。每台压缩机由1000 hp电动机驱动并且在5000 psi下以23×106ft3/d注空气,最高排出温度约为351℉。

1982年增加了2台7级往复式空气压缩机。在7级往复式空气压缩机的设计中把最后排出温度降低到了约250℉。每台压缩机由2000 hp双燃料发动机 (重新额定到1500 hp)驱动,用该压缩机在5000 psi下以2.5×106ft3/d注空气。双燃料包括6%柴油和94%天然气。从电动发动机换成双燃烧气体发动机的主要原因是试验用原油代替柴油/气体混合物。通过节省了天然气和电的费用大大改善了项目经济情况,假定天然气和电的费用的增长与原油价格上涨无关。此外,用于单元作业的原油免收税金和矿区使用费。因为碳在活塞和阀门上的沉积造成维修费用高,所以这一试验没有成本效益。原油中的硫磨蚀性很强并且在短期内损坏了柴油注入系统和汽缸套。

1984年,在新组建的SBBRU安装了2台7级往复式空气压缩机。每台压缩机在5500 psi下以5×106ft3/d注空气并且由2650 hp天然气发动机驱动。现在,不再使用原来的600 hp压缩机了,因为这种压缩机没有大功率压缩机那么有效。2000年,把这2台压缩机从SBRRU压缩机站运到了北达科他州另一个 HPAI项目。

1987年组建了 WBRRU。在BRRU和 SBRRU压缩机站之间安装了直径4 in(1 in=25.4 mm)空气配气管线,用一条交叉管线把压缩空气输送到WBRRU。在这3个单元之间通过谈判达成了一个空气销售协议以便购买和销售压缩空气。

1992年,通过谈判签了一个有利的供电合同以便以约＄0.026/kW·h的有效比率供电。在BRRU又安装了一台压缩机,用该压缩机在5500 psi下以13.3×106ft3/d注空气。实际平均压缩空气量接近12×106ft3/d。这一压缩机组包括2台压缩机。入口压缩机是一台3级3560 r/min离心式空气压缩机,由3000 hp电动机驱动,用于把空气从大气压压缩到240 psi。该压缩机组中的第二台压缩机是一台4级900 r/min离心式空气压缩机,由3000 hp电动机驱动,可把空气压力从240 psi提高到5500 psi。最后一级的排出温度约为290℉。在1995年和1998年之间,把2台2000 hp双燃料BRRU压缩机换成了电动机以便利用有利的电比率和降低空气成本。1994年,在SBRRU安装了一个相同的压缩机组,由2台压缩机组成,注空气量为13.3×106ft3/d。3个单元的总压缩机能力为35.9×106ft3/d,电动机功率为1.9×104hp。

在所有压缩机的设计中使用级间冷却装置和涤气器以便清除水和过量润滑油。最初评价了几种润滑油以便确定润滑能力和闪点。根据压缩机制造商的建议和另一个注空气项目的结果选择了合成润滑油。最初使用了具有490℉闪点的合成润滑油。20世纪80年代以后,使用了具有480℉闪点的较轻润滑油。较轻润滑油被驱扫出了管道,与较重的润滑油相比,冷却装置运转得更好。在80年代期间,发生了压缩机装置内的几起燃烧和爆炸事故。有2篇论文描述了在出现铁锈和焦炭情况下的爆炸机理和降低润滑油闪点。燃烧现象是润滑油和空气(氧)之间相对慢的放热反应,空气使涤气器和管道变得“赤热”。爆炸炸开了冷却装置段内径小的管线。爆炸导致润滑油、空气和热的不同组合,热产生了比初始压力高2～6倍的压力。燃烧和爆炸问题可能是由以下一个或多个原因造成的:铁锈颗粒降低了润滑油闪点;压缩机气缸过度润滑;残余润滑油在低部位聚集;6级压缩机的最后一级温度高。通过以下方式缓解了这些问题:每季度用硝基溶液清洗设备和进行蒸汽清洗;将润滑次数低于制造商建议的次数;重新设计设备以便将低部位润滑油量减少到最低程度;在将来压缩机设计中增加级数以便降低最后一级温度。最初每个压缩机站24小时配备2个操作人员 (总共4个操作人员),12小时换班一次。在80年代末,把压缩机站操作台设计成具有监测和报警几种功能,这为减少人力创造了条件。在80年代和2000年初期间,总压缩空气生产成本 (能源、劳力、润滑油和供应品)为＄0.26～0.57/1000 ft3。2007年,电力压缩空气生产成本平均为＄0.54/1000 ft3,天然气发动机压缩空气的生产成本为＄0.90/1000 ft3。

最初从压缩机站和单条管线到每口注入井,用管汇头系统设计了配气系统。90年代,用干线和井口监视、控制和数据采集 (SCADA)系统重新设计配气系统以便监测产量、压力和温度。配气系统包括直径2～4 in焊接钢管线,用于在5500 psi下输气。这些管线外表有涂层,用阴极牺牲阳极系统进行保护,埋在结冰深度 (7ft)以下。把地面排出管线和阀门放置在距压缩机站第一个低海拔部位。SCADA系统监测压缩机和井口压力并且每天进行记录。定期在这些低部位聚集的湿度、润滑油和铁锈造成压降增大。将管线向大气中放空约10 min以便清除聚集物质。对在压缩机最后一级后面安装空气干燥器进行了研究,以便清除管线中湿度的聚集。因为不利的经济情况没有采用空气干燥器选择方案。通过在低部位安装腐蚀试片和定期切割一段配电线路进行检查建立了腐蚀监测系统。到目前为止,没有出现真正的配电线路腐蚀。

4.2 生产井和注入井

20世纪80年代钻的生产井和注入井是用水基泥浆采用常规方法钻至约8500 ft(1 ft=30.48 cm),用直径41/2in的N-80生产套管完井,进行了射孔并且用土酸进行了酸化作业。因为盐移动,几口井在约6000 ft套管出现了问题。后来用油基泥浆钻了几口井,下了直径41/2in的13.5 lb/ft(1 lb/ft=1.488 kg/m)P-110套管通过盐层,分两级固井。第一级固井使用轻量添加剂;第二级固井使用含有硅粉的 G级水泥作为高温添加剂。90年代钻的井用直径51/2in(而不是41/2in)套管完井。较大直径套管为生产井提供了较大的环形空间以便进行气体分离,对注水井进行了较复杂的完井/修井作业。2000年初钻了几口水平井以便开发未波及到的油层。用油基泥浆将水平井垂直钻至Red River“B”组以上300 ft,然后侧钻水平井段。这些井是用直径7 in套管完井的,把重型套管下过盐层,分两级固井。用淡水钻裸眼水平井段,其长度约为5000 ft。

与生产井有关的主要问题一直是气体干扰、CO2腐蚀、乳化液和套筒损坏。生产井历史一般分为3个阶段:泵抽、气体干扰和自喷。气体干扰是产生的烟道气量增加造成的。当气油比约为3000～8000时出现气体干扰。尝试使用了几种减小气体干扰的气锚,但是后来没有继续使用。把回压施加到环形空间,但是降低了采油量。最佳解决办法是把泵下在射孔孔眼以下“鼠洞”内至少15 ft处,使环形空间压力保持最低。通过挤注化学剂对环形空间定期进行化学处理以便减轻CO2腐蚀。流体分析表明,挤化学剂效果约持续3个月。沿着环形空间向下挤注CO2防腐化学剂并且尝试给抽油杆和在油管内涂层。在气体干扰期间减少了因为腐蚀造成的油管和抽油杆损坏。但是,在自喷阶段,CO2腐蚀造成了几次油管损坏。通过用塑料涂层油管代替钢油管消除了油管腐蚀。因为气体分离的不彻底,在气体干扰和自喷阶段出现了乳化液问题。因为水矿化度 (可溶性固体总量为0.005～0.02),Buffalo油田采出油和水重度差别相对较小。通过在井口分离大部分气体、在井口增加破乳剂量和在生产设备中心增大气体分离器容量,减小了乳化液问题。在过去1年期间,与该项目以外井的＄0.15/bbl(原油)破乳剂费用相比,HPAI项目的破乳剂费用约为＄0.75/bbl。

没有找到解决套筒损坏井的好办法。挤扁套筒实际上是地层盐移动产生的点载荷造成的,地层盐移动使套筒变形,与挤扁的罐头盒相似。在几口井上进行了一些尝试,但不成功。考虑使用衬管,但是因为套筒尺寸 (41/2in)太小没有采用这一方案。在一些情况下,把这些损坏的井用于监测关闭的油藏压力;在另外一些情况下,封堵和废弃这些井。主要采用油基泥浆钻井和下高挤毁强度套筒使之通过盐层来消除套筒损坏问题。

压缩机系统和注空气井的持续运转是Buffalo HPAI项目成功的关键。注空气间断会使燃烧前缘变得无效和采油量降低。与注水井有关的主要问题是近井地层堵塞和环形空间空气渗漏。定期进行压降试井和测 Hall曲线以监测地层损害。确定损害的最佳方法是进行30 min的地面降压试井并且与以前的试井结果进行比较。如果井受到损害,试井的前5 min示出压力显著下降。损害可能是由压缩机润滑油和/或氧化铁堵塞井筒造成的。将受到损害井的注入空气向大气中放空15～30 min,一般能够解决该问题。在一些情况下,对井进行酸化可消除损害。

环形空间空气渗漏不那么容易消除。对第一口注空气井进行了常规设计,使用了直径23/8in外加厚油管、密封总成、永久封隔器和封隔流体。在井眼中下油管时进行了水试验,下油管后对环形空间进行了压力试验。封隔流体包括缓蚀剂、除氧剂和杀虫剂。用5000 psi的压力表监测环形空间压力变化。通过小幅度提高环形空间压力,随后大幅度提高压力,最后确定了所有早期注空气井都存在环形空间渗漏问题。修井结果表明,大部分空气渗漏出现在封隔器坐封部位或以上。起出油管示出了严重的外部氧化铁腐蚀,在封隔器附近有像虫一样的金属损失和洞。在一些情况下,发现油管外部腐蚀比油管柱内严重。尝试了以下几种方法来消除或缓解空气渗漏问题:

◇油管系统中采用优质接头、O型接头密封圈和防止少量空气渗漏和腐蚀的塑料涂层;

◇给套筒内的油管注水泥以便清除含水封隔流体;

◇更换油管丝扣的管子润滑油 (丝扣胶)以使丝扣胶氧化降至最低程度;

◇用氢和氦检验油管接头以更好地检测可能的空气渗漏;

◇用5000 psi压力表替换1000 psi压力表以便更快检测出少量的空气渗漏;

◇更换密封总成和封隔器弹性材料以使氧化降解降至最低程度,从封隔器上清除所有油漆,因为油漆有自然燃烧催化剂的作用。

最成功的注空气井使用了带有改进的O型接头密封圈的不加涂层钢油管。把高闪点润滑油用于油管丝扣。用氮气和氦示踪剂检验每个油管接头,压力达到8000 psi。在每个接头上安装一个环绕“保护罩”,每个接头与固定在质谱仪的排出管线连接。用质谱仪检测少量氦示踪剂。在永久性封隔器设计中使用了密封筒加长接头和异型螺纹接箍。密封筒加长接头是用抗蚀合金制成的并且能够进行多种密封圈组合。封隔器下面异型螺纹接箍允许用异型丝堵压井,而不使用高成本加重流体或有负面作用的泥浆。封隔器是用抗蚀合金制成的,用高闪点润滑油进行润滑并且不涂油漆。把带有组合密封圈的密封总成中的锁销固定在油管底部。锁销式总成防止由油管膨胀和冷却效应造成的从封隔器上脱离。组合密封圈是用全氟弹性材料 (Viton和Chemraz)模压的。用3倍体积的淡水冲洗环形空间,循环含有涂层化学剂 (防止氧接触金属)的洗水并且循环含有杀虫剂的封隔流体。用1000 psi的压力表监测环形空间压力并且日检小的压力上升。进行了反应釜试验以确定在不同压力下浸入充气水中钢的腐蚀速度。结果显示,在井下温度215℉和压力约5500 psi下的腐蚀速度为360 mill/a。计算确定直径23/8in 4.7 lb/ft油管和直径41/2in 12.6 lb/ft套筒的预计穿透速度。这些计算表明,在约6个月后会在油管上出现洞。对从已经渗漏了约1个月的井中起出的油管进行的观测表明,在底部接头外面出现了严重腐蚀。因此,得出结论,检测出空气渗漏后的两个星期内停止向井内注空气,并且在封隔器以下异型螺纹接箍内下丝堵,尽快安排修井作业。以上描述的井设计和运转情况得到了改善,但是没有完全消除注入井的问题。

4.3 生产设备

Buffalo油田的生产设施设计成了拥有多个卫星设备的常规中央储罐组。用把化学剂、加热脱水器和气体分离相结合的方法分离油、气和水。由于采用HPAI开采技术,采出气和采出液开始增加,这时出现了一些问题。需安装较大的气体分离器和加热脱水器以便处理增加的产量;添加化学剂处理腐蚀,并且增加了化学剂数量来处理乳化液问题。2007年,安装了4个热氧化物燃烧塔以便在1800℉时点燃采出的气体。对于不同的设备来说采出气的热量为90～170 BTU。表2示出了来自2007年一个卫星设备的典型气体分析。用可移动油气井测试器每月或每季度对每口井进行测试,相加测试产量并且与中央储罐组产量进行对比,确定分配系数以便校正单井测试结果。定期分析流体和气体样品以便获得原油重度、原油蒸馏结果、矿化度、p H值、BTU、二氧化碳、氮和氧。原油分析显示,一些井的原油重度增大,轻馏分减少。例如,lBRRU 14-17井的原油重度从API 31.9增大到API 34,然后减小到了API 30。一些井显示水的矿化度稍微有所降低,但是p H值没有很大变化。Buffalo项目中的所有井都显示出气体热量降低了约150 BTU,燃烧气体含量增加。在开始进行补偿注入后的第一年到第四年内,采出气中的氮含量一般增加到了约80%,二氧化碳含量增加到了约14%,氮泄漏延迟了6～12个月。在注空气28年期间,仅2口生产井 (WBRRU 11-25和SBRRU 12-12井)显示,氧含量增加到约8%,这可能是因为补偿注水井附近的断层或裂缝造成的。在关井前,这些井的开采情况显示出了燃烧过的原油气味和严重的乳化液问题。最近从第三口井 (SBRRU 12-11井)中采出了氮,随后在原来的垂直井中钻了2个侧向井段。正在对这口井进行观察以便找到解决这一问题的可能方法。