非自喷探井连续产能测试的一种新方法

非自喷探井的连续产能测试是一项重要而又复杂的工作。在试油阶段由于受条件的限制,目前采用的主要方法有抽汲、提捞、气举、气化水、地层测试等,对求准油层的产量并进行连续产能测试有较大的困难和局限性。本文提出了一种"射孔-测试-排液"一体化三联作试油测试技术,既能满足常规测试取资料的要求,又能利用排液设备实现长时间连续产能测试。同时,采用有机盐射孔液保护已射开的油气层,并利用水力泵可加温、加药降粘的特点,能较好地满足非自喷高凝稠油井产能测试的要求。文中介绍了其主要技术特点和现场应用情况,该技术经现场应用,取得了良好的效果。     

稠油井水循环加热螺杆泵 + STV 测射联作试油工艺应用浅析

在稠油油藏的勘探开发试油过程中，单纯采用地层测试方法难以取得油层真实液性、产能。针对这一问题，采用“水循环加热螺杆泵＋STV测射联作”一体化试油技术，既能满足常规测试取资料的要求，又能利用排液设备实现长时间连续排液，落实地层产能。此项工艺经现场应用，取得良好的效果。     

全金属螺杆泵蒸汽吞吐注采一体化试油技术

试油排液是获得油田开发地层产能数据及参数的常用方法,而对于注蒸汽热采开发稠油井的试油排液,采用常规排液方法存在机抽排液进泵难、水力泵排液热损失大、橡胶定子螺杆泵无法用于高温井举升问题。文章提出了以全金属螺杆泵为核心的注蒸汽、热采一体化高温排液试油技术,设计了一体化排液管柱及热采配套工具,测试分析了不同介质黏度、转速条件下全金属螺杆泵工作性能。通过2口井现场应用表明,全金属螺杆泵最长生产周期达到18个月继续有效,泵效保持在50%以上,工作温度达到380℃,为稠油热采井高温举升、试油排液提供了新技术。     

射流式水力泵在稠油、高凝油井试油中的应用

稠油和高凝油井由于原油粘度大、流动性差，其试油是一个普遍的难题，华北油田引入了射流式水力泵排液试油方法，并在冀中地区多口油井中进行应用，取得了合格的试油资料，结果表明射流式水力泵排液强度大，对于稠油和高凝油井试油有着良好的效果，能满足不同油质条件下的试油要求，为取得稠油和高凝油油藏真实产能提供了一种新工艺。     

试油排液工艺技术应用研究

根据胜利油田近几年勘探试油排液的典型井例，针对不同地层液性采用的不同的排液工艺技术，总结出了以地层测试为中心的一般油水井、稠油井的排液及水力泵、纳维泵排液工艺技术系列，为油田的勘探试油与 开发提供了依据。     

油管泵稠油试油工艺

在试油测试过程中,排液是落实地层产液液№求取产能的一种重要工序。高凝油、稠油井及高寒地区试油测试．由于其粘度大、流动性差等原因,排液异常困难,因此多采用水力活塞泵、射流泵排液以及联作等工艺方法．但其存在动用设备较多、周期长、动力液产液混出等问题,短时间内不易判断地层液性,需要相应的排液技术,故提出了设计开发油管泵排液及工艺。     

乍得潜山油藏裸眼试油技术

乍得潜山裸眼段漏失严重,致使打水泥塞时灰面高度难以控制,封层成功率低,MFE等常规测试工具和抽汲排液测试技术难以满足长裸眼段分层测试和稠油井排液测试。根据乍得潜山油藏裸眼段储层特征及井身结构,形成了潜山裸眼常规试油工艺、长裸眼段试油工艺、裸眼桥塞联合注灰封层上返试油工艺、潜山裸眼稠油试油工艺和潜山裸眼测试工作制度。经BC2-1井应用表明,坐套测裸的NAVI泵+APR工具排液测试求得的流动压力和产量均比较稳定,NAVI泵累计运转1 475 min,产液96.746 m~3,产油90.243 m~3,试油效果显著。该裸眼试油系列技术为乍得潜山油藏评价和开发方案编制提供了有力依据。     

TCP+MFE+JET三联作试油(测试)工艺技术

TCP MFE JET三联作试油(测试)工艺技术集大孔径深穿透负压射孔技术、地层测试技术和水力泵深排强排技术的优点为一体，实现了连续大量排液，减少了洗压井次数和起下作业次数。特别适用于自然产能低的稠油层或低压漏失层等需要连续大量排液的油层。经21井次的现场应用证实，该联作工艺简单、操作方便、施工周期短，是一套完整高效的、有利于保护油气层的试油(测试)新技术，具有良好的经济及社会效益。     

双空心抽油杆螺杆泵热采试油技术

高稠、高黏、高含蜡的稠油井逐年增加,对现有的螺杆泵热采试油系统提出了更高的要求,急需对螺杆泵进行优化来满足稠油井试油的施工需求。双空心抽油杆螺杆泵试油系统使用双空心电磁水循环加热系统对井底稠油进行恒温加热,使用37 kW变频直驱驱动头进行井口驱动,使用Viton氟橡胶制作泵筒内衬和转子。该系统在华北、冀东、内蒙等多个地域成功实施了20余口稠油井的热采试油,其中留XX井原油黏度最高达到35 615 mPa·s(50℃条件下),取得了真实、准确的液性、产量资料。该设备提高了螺杆泵加热效率和举升能力,能够快速、准确的求取地层产出液的液性和产量,解决了国内低产稠油井排液测试的难题。     

河南新庄油田特稠油蒸汽吞吐热力试油技术研究

河南新庄油田油藏埋藏浅、地层压力低、温度低,原油粘度高,沥青、蜡质含量高,属于普通稠油-超稠油,油流启动压力大,地层原油难以流入井筒,采用常规试油技术,难以准确判断储层液性、液量。在新庄油田BQ94井试油中,采取蒸汽吞吐热力试油,加注降粘剂,空气隔热技术取得了油层的真实产能,为储量评价和编制稠油区块开发方案提供了依据,为浅薄层、特稠油油藏试油提供了成功经验。     

浅层稠油井测试工艺的改进和完善

针对稠油井测试工艺存在的问题，对稠油井测试工艺进行了改进和完善，认为用液氮可以控制压差。测试选APR工具，测试管串不下检漏压力计，割缝筛管改为打孔筛管，可以提高稠油在管串中的流动速度，提高参数计算准确率。改进后的工艺在现场应用中取得较好成效。     

水平井试油测试配套技术

针对?139.7 mm套管射孔完井水平井试油测试的需求,在完成水平井井身轨迹特点分析和试油测试特殊工艺要求的基础上,开展了水平井试油测试管柱及工艺研究。利用静液压原理,通过对抗阻、步进锁进、强制复位机构创新,研制出环空静液压封隔器;通过对开关控制方式筛选和控制信号识别方式研究,研制出水平井压控式电动多流测试阀;形成了以环空静液压封隔器和压控式电动多流测试阀为主要工具的水平井试油测试工艺管柱。采用该技术在高30平1井投入现场试验并获得成功,为水平井试油测试提供了一种新的技术手段。     

塔河油田超深井井筒掺稀降粘技术研究

基于热量传递原理和两相流动理论,建立了井筒掺稀油降粘工艺中产液沿井筒流动与传热的热力学模型。计算了产液沿井筒的温度分布和压力分布,同时进行了不同掺稀条件下降粘的室内实验。运用该模型结合实验结果对塔河油田稠油井掺稀降粘效果进行了计算,分析了不同工艺参数对掺稀降粘效果的影响。结果表明,井筒掺稀油降粘工艺适合于含水率低于20%的油井,开式掺稀油反循环比开式掺稀油正循环生产更有利于提高降粘效果,塔河油田井筒掺稀降粘合理的掺稀比率为1:2至1:1。     

油田开发后期试井工作所面临的困难与对策

油田开发进入中、后期，随着井网的加密和二次采油的深入，油水关系复杂，生产方式多样化，电泵井和有杆泵比例逐渐增大，对压力监测和试井技术带来了新的难度。本文分析了目前现场的流、静压测试和试井工作中所存在的问题，并提出了解决问题的有效途径。     

低前置液加砂压裂在吉7井区的应用

吉7井区梧桐沟组稠油区块采用反七点法150m小井距布井开发,南部地区大批井转抽投产初期不出或低液,严重影响了下一步的滚动开发。本文在储层地质研究的基础上,提出适应吉7井区的压裂思路——低前置液加砂压裂,该工艺具有造短宽缝、高导流能力、小规模等特点,契合区块“小井距、稠油、中孔中渗”的特质特征。通过现场压裂测试,软件模拟等方法,进行了低前置液加砂可行性论证。通过数模与压裂相结合的方式,对油藏整体压裂技术进行研究,并进行了裂缝半长等参数的优化,确定与井网相匹配的压裂参数。实施压裂后井均日产油4.6 t且大多自喷生产,为吉7井区的新区开发奠定了基础。     

不动管柱多层压裂及排液一体化工艺技术研究与应用

为满足探井试油需要,研究了不动管柱多层压裂及排液一体化工艺技术.该技术包括3种形式：压裂两层及排液一体化管柱、选择压裂一层及排液一体化管柱及选择压裂两层及排液一体化管柱.该技术利用一趟管柱,对一个或两个层实施压裂,并在不动管柱的前提下,实现压后排液求产;同时通过管柱的结构设计与井下工具的合理设计,实现井下压力监测与压后井温测试,形成了集压裂、排液、求产、测压、测井温等于一体的完整配套的工艺技术.应用该技术在大庆外围油田及海拉尔地区的5口井中进行了现场试验,成功率100%.该技术使试油工序衔接得更加紧密,既可减少压裂液对储集层的浸泡时间,降低储集层的损害程度,又可降低作业成本,改善作业环境,实现绿色施工,具有广泛的推广应用前景.图6表4参8     

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克-依构造带高产气藏试井的流压上升现象，导致了克-依构造带超高压气藏测试(试井)资料不能被有效解释。自喷井定产量试井流压下降与非自喷井流压上升的试井理论已较成熟，对于自喷井定产量试井流压上升的试井分析理论还没有人进行研究，章研究了高压气井定产量试井导致流压上升的原因。根据渗流理论，建立了交表皮系数、高速非达西渗流、部分打开地层的数学模型；根据数值模拟理论，建立了差分方程；研制了数值模拟软件，用研制的数值模拟软件模拟了部分打开地层、高速非达西渗流、变表皮系数等因素的井底压力响应。在测试过程中地层损害程度在减轻，这是高压气井流压上升的主要原因，表皮系数降低得越多时，井底流压上升得越快。部分打开地层、高速非达西渗流单因素不能导致高压气井流压上升。这些认识对建立自喷井定产量试井流压上升的试井理论有重要意义。章建立的高压气井试井流压上升的数值模拟方法可用来解释高压气井试井流压上升的资料。     

考虑热损失的稠油热采有限多井试井模型

采用通用的稠油热采单井系统试井模型分析加密钻井后的稠油油藏,难以得到准确的分析结果。为此,根据稠油油藏的渗流特征,建立了考虑热损失和邻井为生产井的稠油热采有限多井试井模型。应用压力在拉氏空间叠加的新方法,导出了模型的Laplace空间解。利用Stehfest数值反演,绘制了样板曲线,并分析了主要油藏地质和工程参数对样板曲线的影响。结果表明,考虑热损失时油井压力受邻井的影响不明显;而不考虑热损失时,稠油油藏开发中后期的油井压力受邻井的影响较为明显。研究考虑热损失的稠油热采有限多井试井可对稠油油藏进行更深入的描述。     

大牛地低渗透气藏压裂井试井曲线特征研究

从压裂井试井理论物理模型出发,分析了有限导流垂直裂缝井双线性流模型和三线性流模型在渗流形式和试井样版曲线上的差别。分别利用双线性流模型和三线性流模型对大牛地气藏压裂井的典型测试井进行了试井解释,从拟合效果和实际解释结果看,大牛地气藏压裂井符合三线性渗流规律。详细研究了大牛地气藏试井曲线形态特征,发现正常形态的测试曲线有4类典型曲线,异常形态的测试曲线有3类典型曲线。对不同形态特征的测试曲线的试井解释将获得不同的可靠性参数。研究结果可为大牛地气藏的试井分析提供指导,还可为其他低渗透油气藏提供借鉴和参考。     

变排量抽汲测试测取产液剖面技术

为准确找出油井的出水层段,研究了变排量抽汲测试产液剖面技术.该技术在油井检泵作业施工期间进行,通过油管驱动产液,测试仪器从油管下入并过泵柱塞到达测试层段,进行不停抽变排量测试.得到产液剖面资料.该技术适用于斜井、稠油井、螺杆泵井、电潜泵井、水力泵井等无法进行环空测试的油井.在华北油田实施了50余井次,为油田开发方案的判定提供了较为准确的资料.