特高含水期油水井对应调整技术实践与认识

大庆油田进入高含水开发后期,仍有大量的剩余油以不同形式分布于厚油层顶部和差层部位。而现有的控水挖潜技术很难在控制产液量的同时提高剩余油的动用能力。针对剩余油分布特征,选取萨北开发区北二西后续水驱区块(15注18采)作为攻关挖潜对象,开展了油水井对应细分调整现场试验。通过油水井对应层间细分,厚油层内整体提升注采压差,进一步提高薄差层和厚油层内中低渗透部位的动用程度,更大限度地挖潜剩余油。     

油藏高含水期注采优化调整及挖潜

该油藏构造复杂,断块小、舍油层位多。针对在注水开发存在注采井距小、压降快、注水见水快、水驱采收率低、注采井网调整余地小的状况,制定了先注后采、以吸水指示曲线分层测试资料为指导的周期注水、逐层注水等注水开发政策,有效控制含水上升速度,延长稳产期,提高水驱油效率。     

胡五块高含水开发后期注采调整典型做法及认识

胡五块油藏目前已进入高含水开发后期,本文分析研究了高含水后期注采调整的典型做法:①精细构造研究,优选潜力小断块进行挖潜和完善;②精细动态分析,完善注采井网;③精细注采调整,利用监测资料加强层间认识;④精细一类高含水层挖潜,加大调剖力度,提高层系水驱效率。⑤精细动态调水,减缓老井自然递减。综合注采调整治理后,层系综合含水得到有效控制,递减减缓,其挖潜技术与经验,为类似油藏的后期开发提供了一套挖潜方法。     

套损区注采系统完善方法研究

本文结合大庆油田A开发区套管损坏特点和成因,分析了套损区注采系统严重破坏后给油田开发带来的影响。在此基础上,针对各套损区套损成因,所处的开发调整阶段,治理时修井工艺技术水平,将套损区注采系统完善归为三种模式:一是整体更新加密模式;二是分步更新侧斜模式;三是采用大修、侧斜、更新和补钻的协同模式。同时总结了套损区注采系统完善的经验。     

胡五块高含水开发后期注采调整典型做法及认识

胡五块油藏目前已进入高含水开发后期,本文分析研究了高含水后期注采调整的典型做法：①精细构造研究,优选潜力小断块进行挖潜和完善;②精细动态分析,完善注采井网;③精细注采调整,利用监测资料加强层间认识;④精细一类高含水层挖潜,加大调剖力度,提高层系水驱效率。⑤精细动态调水,递减减缓,其挖潜技术与经验,为类似油藏的后期开发提供了一套挖潜方法。     

注水井酸化增注工艺技术探讨

为解决注水井的吸水能力下降问题,在油田开发过程中,先后有针对性地采取了多种增注措施,如压裂、酸化、挤活性水、物理法解堵等,但增注效果不理想,增注难度越来越大。为解决这一问题,笔者认为必须系统、全面地研究储层地质特征,实验分析储层的潜在伤害因素、各种工程作业、酸化增注过程以及注入水本身对储层的伤害机理和伤害程度,研究适宜的酸化工作液体系和酸化工艺技术,解除近井地带的伤害,恢复和提高油层的吸水能力。     

东部过渡带一条带层系互补的实践与认识

萨北开发区东部过渡带经过42年的开发已进入特高含水后期。由于原油物性明显差于纯油区,且河道砂呈窄条带发育,平面砂体发育零散,层间差异大,水驱开发存在井网控制程度低、采油速度低、含水上升速度快等问题。东部过渡带一条带共分基础和加密两套水驱层系开发,基础井网主要射开萨Ⅱ组和萨Ⅲ组的主力厚油层,加密井网主要射开萨Ⅰ组及表内薄差层、表外储层,由于加密井网钻遇油层少,剩余油性质差、平面上分布     

东辛中油田注水井套损原因与治理对策

东辛中油田注水井套管损坏日益增多,导致注采系统失调,直接影响油田的水驱开发效果.结合东辛中油田的实际生产情况,从地质因素、工程施工因素及腐蚀因素分析了套管损坏的原因,并提出了相应的预防治理措施,现场实践表明;取换套和下小套管技术效果较好,是目前治理套损井的主要措施.     

浅析分层注聚工艺及其在陕北的应用潜力

自然能量较弱、油藏渗透率低、能产低是油田在开发中面临的的主要问题,需要注水补充地下能量来继续开发,又因为地下有天然微裂缝存在,增加了注水开发的难度,所以油藏注水后见效、见水差异较大。为了提高驱油效率,有效地扩大波及面积,最有效的方法之一就是改善驱替状况。分层注聚工艺主要可分为单管注聚工艺和同心双管注聚工艺两大类,单管注聚工艺主要有偏心单管、单管多层分注以及其它单管注聚工艺等。分层注聚工艺可以相应的控制层间聚合物溶液的吸收量和注聚剖面,避免聚合物沿高渗透带单层突进,使难动油层得到开发,效果好于普通注聚工艺。并且在矿场应用中取得了明显的效果。通过地层特征对比提出在陕北地区应用分层注聚工艺的需求。     

压裂防砂技术提高稠油热采井注汽效果实例分析

针对 G43-7井储层胶结疏松、注汽注不进、原油黏度高、易出砂等问题,利用 Meyer 三维压裂防砂软件对 G43-7井裂缝形态及施工参数进行优化,现场施工过程中通过小型压裂方法对泵注程序进行实时调整。压裂防砂施工后累积注汽量799 m3,初期日产液18.6 m3,日产油5.1 t,累积产油781.7 t,取得了较好的应用效果。该井的成功实施为改善稠油热采井注汽效果提供了一种可借鉴的方法。     

鄂尔多斯盆地南部长6油藏开发效果评价

三叠系延长组长6油储层是鄂尔多斯盆地南部的主力油层,通过对南部地区长6研究区所处开发阶段进行研究.本次注水开发效果评价重点从注采系统压力、含水率变化、产量递减规律及产量变化特征及区块产量变化状况等方面开展分析、评价、总结,并实现立体的定量表征,从而全面总结分析研究区开发效果,指导下一步开发工作.     

濮城油田油套分注工艺技术

濮城油田是中原油田早期投入开发的相对整装的大型油气田,是我国“六五”期间投入的储量亿吨级油气田之一,也是中原油区含油层系最多、含油井段最长、油层层数最多、叠加性最好的油田.     

氮气辅助吞吐工艺技术在单家寺稠油油藏的应用

单家寺稠油油藏已经进入多轮次吞吐中后期,油井生产效益逐周下滑,综合含水上升,汽窜加剧,油汽比下降。针对这一现状,2013年以来试验实施了氮气辅助吞吐工艺技术措施,通过建立地质模型、历史拟合、注氮方式筛选、确定注氮选井原则以及实际应用中如何编写设计、加强注氮现场管理等,在转周注汽前或注汽过程中向地层注入一定量氮气,实现提高单井吞吐效果的作用。应用表明,氮气辅助吞吐工艺技术措施能够扩大蒸汽及热水带的加热油层体积,调整纵向吸汽剖面,减少蒸汽热损失,从而有效提高稠油井周期吞吐效果,实现稠油油田"精细开发、效益开发"。     

河南油田热采井套损分析及下步建议

本文全面介绍了河南油田热采井套管使用情况,从热采套损井的套管螺纹、投产时间、井深、隔热方式、生产服役年限等方面进行系统分析。特别分析了河南油田大规模使用的偏梯螺纹套管套损情况。通过研究,提出了加大偏梯螺纹套管使用力度、中深井注汽采取隔热措施、提高油层段套管强度等建议。对河南油田及同类型油藏热采井生产套管选型具有指导意义。     

利用高分辨GC技术确定单层原油产量

许多油田的生产井都是多层合采,如何确定每个油层的贡献,对于增产增效,提高整个油田经济效益,有着非常重要的意义。本文过用高分辨气相色谱分析技术,通过特征峰选择和不同原油以不同比例混合的配比实验,计算了ＬＮ油田不同层系合采井的原油产量。计算结果表明ＬＮ油田Ｘ１２井Ⅰ油层的贡献为７６％Ⅱ油层为２４％。计算结果与其它地质认识是相符的。     

油水井作业分析系统的开发与应用

如何通过信息技术手段实现有效地监控作业费用来达到控制成本的目的已成为采油厂亟待解决的问题。本文结合我们自主开发的《油水井作业分析系统》(以下简称《系统》),对《系统》的开发背景、开发过程及应用效果进行了简单论述。     

二元吞吐工艺技术在八面河面138区块的应用

在稠油油藏注蒸汽开发中,地层能量不足、高含水已成为影响开发效果的主要因素,而常规采油技术难以有效改善稠油油藏开发效果。面138区块是以热采开发为主的稠油油藏,经多轮次注汽开发后,热采效果整体呈下降趋势。通过对该区块二元吞吐工艺实施井的现场施工和措施效果情况分析,总结二元吞吐工艺技术在辅助稠油注蒸汽开发的适用性与可行性。结果表明,二元吞吐工艺可以有效补充地层能量,减少蒸汽热量损失,扩大蒸汽的波及体积,提高稠油油藏剩余油的动用程度。     

姬塬油田长8油藏高压欠注井对策探讨

姬塬油田长8油藏平均渗透率相对较低,储层弱水敏、弱速敏,注水后水润湿性增加,近井地带结垢导致注水压力升高,欠注问题严重。针对姬塬油田长8油藏储层特征,研发低伤害、无二次沉淀酸液体系和防垢型表面活性剂段塞体系,引入特种疏水降压增注液改变岩石表面润湿性,形成一套适用于长8油藏的润湿反转降压增注段塞体系,并对其配伍性能、吸附性能、接触角变化等进行室内评价。经分析可知体系稳定,且疏水材料吸附性良好,有利于隔水防膨,注水驱替启动压力和水流阻力降低,从而延长措施有效期。现场应用表明该注入体系满足配注要求,且措施实施后研究区单井注水压力明显降低,累积增注32893m^3,增注效果显著。     

一种多工位双组份注胶系统设计

滤清器注胶系统用于注射滤芯与壳体零件粘连的胶水,原有注胶系统存在注胶效率低、注胶头残胶、管道泄漏、控制不精确等问题,为解决上述问题本文提出一种多工位双头注胶系统,该系统取电气和气动技术可以实现注胶过程的精确控制。     

胡五块H18井区复杂小断块油藏认识与开发

胡状集油田地处河南省濮阳县境内,区域构造位置上位于东濮凹陷西部斜坡带中段,构造南北长约22．0km,东西宽约10．0km。构造形态为长垣断层上升盘形成的半背斜构造,由于西部洼陷（胡5—7洼陷）内部一系列东掉弧形正断层的影响,使构造形态扭曲变形。这组东掉弧形正断层把胡五块分割成三个断块区：胡18区、胡5—13区、胡5-15区。胡18井区位于这一组东掉断块的最高部位,在构造上位于胡5-6断层下降盘,胡5-1断层上升盘的南区,含油面积1．4km^2,主要含油层位沙三中4-6,9-10,石油地质储量125×104t,可采储量59×104t。