孤东油田水平井冲砂及解堵工艺的应用

水平井是近年来在国内推广较快的采油工艺技术,它可以增大井眼与油藏的接触面积,加大泄油面积,减少渗流阻力,提高油田的整体开发效果。孤东油田水平井所采层位多为馆陶组,油藏特点为:油层埋藏浅,压实程度差,胶结疏松,易出泥砂。为了挖潜老油区的产能,近年来水平井开发井数日益增多,但也为后期的修井作业带来难题。     

关于孤东油田小砂体钻井实施方案的研究

孤东油田为河流相沉积的大型整装油田,经过20年的开发,主力油层普遍进入高含水,而非主力层的小砂体在增油效果上发挥越来越大的潜力,所以对小砂体的钻采就越来越多,因此有必要对孤东油田小砂体钻井实施方案进行必要的研究。通过本文的研究,确定了孤东小砂体新井油层套管和小砂体新井钻机的类型,从而加快推进了对小砂体的钻采步伐,进而促进了对小砂体的后续高效开发。     

孤东油田东营组低阻油层特征及油气富集规律

孤东油田东营组发育低阻油层,电阻率普遍普遍偏低的,在油层解释工作中经常被遗漏。针对该区东营组低阻油层具有低阻、低感应、高声波、高伽马的特点,应用交会法进行识别,同时应用井约束结合地震属性对油层的电性进行平面预测,指导矿场挖潜,确保油区实现了增储上产。     

孤东油田二区聚合物驱工程可行性研究

孤东油田二区开发单元,目前已进入特高含水开发阶段,由于油层非均质性及驱替水与油层内流体流度比制约着注入水的驱油效果,水驱采收率不高。针对二区油藏特点及水驱开发现状,决定开展聚合物驱可行性研究。     

孤东油田薄层油藏射孔技术

孤东油田是一个稠油疏松砂岩油藏,开发层系多,油层发育程度参差不齐,油层厚度也不均匀。基本上采用套管射孔完井,随着油田开发难度的增加,为适应油层保护的需要,目前基本采用大孔径、深穿透的102枪、127枪,穿透深度在700mm以上,孔密32孔/米,但由于薄层油藏胶结疏松易引起近井地带坍塌,给防砂、生产带来困难。因此,结合目前射孔技术进展情况,采用了井下液力割缝技术,取得了较好效果。     

孤东油田薄层油藏射孔技术

孤东油田是一个稠油疏松砂岩油藏，开发层系多，油层发育程度参差不齐，油层厚度也不均匀。基本上采用套管射孔完井，随着油田开发难度的增加，为适应油层保护的需要，目前基本采用大孔径、深穿透的102枪、127枪，穿透深度在700mm以上，孔密32孔／米，但由于薄层油藏胶结疏松易引起近井地带坍塌，给防砂、生产带来困难。因此，结合目前射孔技术进展情况，采用了井下液力割缝技术，取得了较好效果。     

孤东油田聚合物驱工业化应用效果分析

孤东油田于1994年开展工业性聚合物驱油试验,1997年投入工业化应用,聚合物驱油技术已成为孤东油田原油稳产、上产的重要组成部分和技术支撑。本文全面阐述了孤东油田聚合物驱油技术的主要做法,分析总结了孤东油田聚合物驱油技术工业化应用的效果。     

利用二氧化碳增能降压工艺提高孤东稠油油藏采收率

针对孤东油田稠油区块因油层薄,渗透率低,动用难度大,部分稠油井注汽压力偏高,注汽难度大的问题,利用二氧化碳增能降压工艺降低注汽压力,进一步提高采收率,增大储量动用程度。     

利用二氧化碳增能降压工艺提高孤东稠油油藏采收率

针对孤东油田稠油区块因油层薄,渗透率低,动用难度大,部分稠油井注汽压力偏高,注汽难度大的问题,利用二氧化碳增能降压工艺降低注汽压力,进一步提高采收率,增大储量动用程度。     

孤东油区注聚对策研究与应用

孤东油田二区注聚区目前已进入三采开发的后期。开发过程中矛盾突出,本文进行了高压成因、解堵机理、合理生产压差的研究,为下步挖潜提供理论依据,通过治理措施,开发状况得到良好改善,实现了注聚后期的稳产、高产。     

螺杆泵在孤东油田应用效果分析

通过对孤东油田应用螺杆泵的历史和现状的调研，并进行了详细的原因分析，找出了在2007年前使用效果不佳的根本原因，指出了孤东油田应用螺杆泵采油的前景。     

孤东油田油井管杆化学防腐技术

本文针对孤东油田井下油管、抽油杆腐蚀特别严重的问题,分析了腐蚀的机理,提出了化学防腐技术来治理,论述了该技术的工艺原理和操作特点,成为目前孤东油田防止管柱的偏磨腐蚀的重要手段之一。     

油井堵水技术在孤东油田的应用与分析

油井堵水技术缓解了层间及层内动用程度差而产生的矛盾,提高了油田的开发效益和开发水平。孤东油田在开发的不同阶段,也一直试验和探索着不同的堵水技术,逐渐形成了以干水泥砂堵水为主的系列堵水技术。本文介绍了孤东油田多年来研制和应用的多种堵水剂,包括甲基氯硅烷和木钙、高效堵水剂、防砂堵水一体化材料、油泥砂,并分析了它们的适应性与应用前景。     

稠油冷采技术在孤东油田应用的可行性研究

蒸汽吞吐是目前开采稠油油藏的主要方法,但存在着采油成本高及多轮次吞吐后期含水上升、产量递减快等问题。针对上述问题,本文列举了各种稠油冷采方法及其适用条件,分析了孤东油田稠油油藏的特点及开发难点,找出了适合孤东油田应用的稠油冷采技术,对其可行性进行了探讨,提出了建议。     

孤东油田聚合物驱油井腐蚀原因浅析

通过查阅文献资料,初步得出可能造成孤东油井腐蚀的因素;通过室内实验分析了造成孤东油井腐蚀的原因,结合现场解剖情况最终确定了导致孤东油田聚合物驱油井腐蚀的原因。     

浅谈孤东油田井筒修井工艺技术的认识

孤东油田目前的井筒状况已经制约到油田效益的进一步提升,井筒修井工艺技术的研究、完善、实践对油田的开发具有重要意义。本文对井筒损坏的成因分析,井筒修井工艺技术,井筒防砂修井工艺技术进行了论述。     

化学防腐技术在孤东油田的应用

随着油田开发的推进，腐蚀逐渐成为影响油田正常生产的关键因素。腐蚀的发生，会导致大量的重复作业，使原油的生产成本不断上升。针对孤东油田腐蚀严重的现状和具体情况，开发了合适的防腐技术MYD-5型缓蚀剂，并且介绍了现场应用的配套管柱，最后做了详细的适应性分析。     

龙虎泡油田高含水期提高非主力层动用挖潜对策研究

相对于主力油层而言,非主力油层因其含油面积小、储量低、厚度薄等客观原因,在历次井网及注采系统调整中都不是重点调整对象。但随着老油田进入特高含水开采后期,开发对象由主力层逐渐向非主力层转移。通过对龙虎泡油田主体区块龙37排以北非主力层挖潜实践研究,对不同类型非主力层采取不同的开发对策,改善油田高含水期开发效果。     

孤东油田稠油热采配套技术研究

<正>目前孤东稠油热采配套技术主要有油层保护技术、注汽配套技术、热采防砂技术、稠油堵调技术以及井筒举升技术。但随着稠油开发的深入,针对注汽高低压现象普遍存在、敏感性稠油开采难度加大、边底水侵入速度加快等矛盾,需要进一步整合各项技术的集成应用。     

适合孤东油田疏松砂岩油藏水平井产能公式优选

孤东油田的油藏属于疏松砂岩稠油油藏,采用水平井开发效果较好,水平井完井方式多为裸眼精密滤砂筛管完井,准确地计算精密滤砂管的产能较为困难。本文推导了精密滤砂筛管表皮因子模型,并结合不同的5种不同的产能解析模型,计算了该油田11口水平井的产能值,并与实际产能进行比较,得出结论,窦宏恩方法更适合孤东油田精密滤砂管完井,平均误差为9.05%,达到现场精度要求。