北二东西块钻降运行规律认识

本文针对2013年北二东西块钻二类油层弱碱三元复合驱井及水驱层系重组井,利用该区块处于钻关打井时期,研究钻关全过程管理方法及压降规律,摸索科学的钻降运行方式和动态变化规律,减少钻降期间产量损失,控制地层压力大幅度波动造成的套损,为今后两年在北二东东块、北三东东块钻井降压提供可借鉴的经验。     

套损区钻打更新井方案论证

萨中开发区A区2016年集中套损以来，套损井数多、套损程度重、修井难度大、修复率低，严重影响三采开发效果。2018年四季度结合产量计划初步确定了A区更新工作量，以挖掘套损集中部位剩余潜力为目的，综合考虑三采注采完善情况、钻关影响等多种因素，制定了东区套损核心区更新方案。本文为套损区钻打更新井，恢复注采井点，改善油藏整体开发效果提供参考依据。     

开发区注水井钻关及恢复注水认识

××开发区于80年投入开发,基础井网采用450米井距的反九点法面积注水井网,井网密度3.2口/平方公里,一套层系开采葡I组油层;1994年进行一次加密调整,注采井距缩短为225米,采用斜反九点法面积注水井网,井网密度为5.7口/平方公里;2002年由于内部补充的需要,进行注水井钻关,通过对××开发区钻关过程中油水井的动态变化特征进行分析,找出产量变化规律,对影响产液量下降幅度的主要因素进行分析,根据油井动态变化规律来确定钻关恢复注水原则,从而得出对钻关的认识,为以后钻关提供一些经验。     

P区块套损井的发现与治理探究

随着油田开发时间的延长,套管破损逐渐增多,P区井筒状况日益变差,从1996年第一口套损井出现到现在套损井数量已达到82口。为了减少套损井给原油生产带来的影响,在吸取以往经验和教训的基础上,通过大量的现场试验,摸索总结套损规律,实施不同的套损治理方法,提高套损井治理水平和手段,将套损井对产量的影响降到最低。     

套损井损坏机理研究

随着油田进入中后期开发阶段,油水井套管损坏的情况也日益加剧。2013年采油三厂文明寨油田新增93口事故井,其中套损井达41口之多。为了确保油田后期顺利开发,对套损井原因进行分析。对此,本文通过对套损井使用年限、套管钢级以及套损位置等因素分析,找出套损原因,并提出相应的治理套损井的对策。     

小集油田套损基本特征研究

小集油田共有钻探井280口,水井131口,油井149口。套损井有55口,占该区总井数的19.64%,其中油井套损占油井总数的17.45%,水井套损占水井总数的22.14%。该油田在大港属于开发时间较短、套损相对严重的油田。研究其套损基本特征,将对研究套损机理,制定套损预防措施起到关键作用。     

港东油田套损机理及预防对策研究

港东油田位于黄骅凹陷中区北大港二级断裂构造带的东南部,是北大港油田的主要开发区之一。自1965年起勘探开发近40年,目前共有钻探井1084口,其中港东一区有524口,港东二区有560口。港东油田套损井共有有298口,其中一区有143口,套损率为27．3％;港东二区有套损井155口,套损率为27．7％。本文结合港东油田实际,就套损原因及预防技术展开论述,具有一定的现实意义。     

套损井治理技术推广及应用

纯梁油田是以复杂断块、低渗透、薄互层为显著地质特征的油藏,近年来采油厂套损井数量呈现逐年上升趋势,影响控制储量495万吨,影响日油251吨.特别是2006年-2010年,年套损井数在20口以上,套损井问题逐渐成为制约油田开发的关键问题.本文针对前期治理效果并不理想现象,开展了套损井治理技术推广应用,取得了较好的效果.     

油层段套损机理及防护措施

2013-2015年南二、三区西部油层部位套损井数逐年增加,2013年套损井数20口,2015年增加到40口,对油田生产影响加大。在加深油层部位套损机理认识基础上,吸水剖面及分层测压资料在油层部位套损防护中的作用日益凸显。动态分析方案调整过程中,应用注水井监测资料,控制单砂体憋压以及加大油层纵向上压力均衡调控力度,油层部位套损能够得到有效控制。     

萨中开发区套损成因及防控做法分析

随着油田开发的深入,井网愈趋复杂、开发方式多样,套损井越来越多。分析标准层套损井产生原因,主要与油页岩进水局部区域压差大、压力梯度变化快,油页岩进水形成高压浸水域,使剪切位移加剧有关;对标准层套损井采取"关、控、查"措施,切断进水源头。而油层部位套损主要受砂体发育状况、固井质量及油层憋压影响,防控措施以降低注水压力、控制注水强度为主。     

膨胀管补贴工艺在二连油田的应用

1前言截至目前,二连油田共发现套变套损井254口,其中错断井10口,破漏井14口,严重变形井9口(变形有破裂的趋势,但未经验证)。近两年来套变套损井的数量以每年新增20口以上的速度上升,且套变的程度愈加严重,部分井套管技术状况从原来的轻微变形向严重变形、破裂甚至错断恶化发展,     

油水井套损的模糊综合评判

针对海拉尔油田B301区块的地质开发情况,应用层次分析法对导致套损的诸多因素建立层次结构模型,定量计算出各个影响因素的权重。在此基础上,将模糊综合评判方法应用到油田套损井的识别预测上,建立了套损井模糊综合评价向量的计算方法,使对套损井的分析由传统的定性分析发展成为定性与定量相结合。运用二级模糊综合评判方法计算了6口套损水井的模糊综合评价向量,评价结果与实际相符。最后运用该方法预测出了3口发生套损危险性较大的注水井。     

海拉尔套损变形井修井方法探讨

目前海塔油田套损井逐年增多,油水井套损形态以单井多点变形为主,修复工艺为整形扩径。2009年对4口套损变形井进行整形扩径,8个月后复查发现重复套变。本文针对这一问题,对现行套损变形井修井方法进行对比分析,最终优选出适合海拉尔油田的修井方法,为今后变形井修复提供了依据。     

王官屯油田套损与地质及开发因素的相关性研究

王官屯油田由官195、王26—1、官104、官1、官3和王27等区块组成，随着油田开发的深入，套损现象日趋严重，截止到2011年4月，王官屯油田共有钻井891口，水井341口，油井550口。套损井有202口，占该区总井数的227％，其中油井套损占油井总数的20％，水井套损占水井总数的27％。本文结合油田实际，从套损规律研究入手，就套损与地质及开发因素的相关性进行论述，对找出该油田套损的主要原因，具有一定的现实意义。     

小直径工具研究与应用

前言二连油田从1988年建设并投入开发至今,随着油田开发的不断深入,以及不同开发政策的影响,相继出现了大量的套变、套损井。截止目前,己发现套变套损井201口,占生产井数的11.7%,主要分布在阿南油田的A31、阿3、阿11、阿36断块,哈南油田的H301、H22断块,蒙古林油田沙北区块(注水井),宝饶油田J46断块以及额仁淖尔N22断块。套变套损井的数量仍在不断增加,井下技术状况变差,给后续的作业施工带来了极大的难度,尤其是分层采油、卡堵水、水井分注等分层治理工作无法开展。二连油田除阿11断块采用四套层系开发外,其它各区块都是单井射开多套层系…     

大庆油田南一区西部标准层套损与断层关系的新认识

大庆油田南一区西部是大庆油田标准层套损重灾区。截至2013年底,累计套损率高达48.8%。130号断层贯穿南一区西部。通过对该断层周围套损井的分析得出:钻遇断层井套损比例小,该区域套损与断层滑移无关;标准层发生套损的时间和位置与断层有关,套损范围沿垂直于断层方向扩大。结合对研究区域岩性、注水压力等其他因素的分析,认为断层导水是导致南一区标准层套损的重要因素。     

大庆油田套损原因及治理对策探讨

结合大庆油田套损形势变化及修井技术发展,从地质和开发角度分析油田套损成因,发现剪切变形和层间压力矛盾是导致油水井套损的主要原因。统计大庆油田累计发现的18000多口套损井,确定了大庆油田主要的三种套损形式:浅部套损、嫩二段区域性套损以及油层部位套损。根据油田套损类型及安全环保作业需求,制定了大庆油田套损井的有效修复原则,提出了相应修井技术的发展方向。     

套损井机理研究及治理措施

纯梁采油一矿纯化油田除C62以外的10个区块以及梁家楼油田的5个区块C47、C56、C41、T84和梁南s2,目前共开油水井437口。统计1982—2009年5年期间,套管损坏油水井238井次。套损形式十分严峻,套管损坏不仅造成注采失衡,而且大大降低了套损区井的措施增油效果,通过不断完善套损井治理措施和防治对策,提高了修井质量,对套损井增产增注措施提供了技术保障。     

小直径膨胀管固井技术在老井改造中的应用

目前国内某些油田老区套损问题比较普遍,严重影响油田的稳产,为使套损井重新开发利用,开展了小直径膨胀管固井技术的研究与应用,采用0107．95／116．72mm膨胀管对老井进行侧钻,并采用精细的固井工艺以确保固井质量,使侧钻后的老井产量大幅度上升。实践证明该工艺具有良好的使用效果和经济效益。     

F油区套管损坏机理分析及治理措施

随着油水井数量不断增加,F油区套损井数目不断增加。截至2015年底,套管损坏井达到了98口,并呈逐年上升趋势。通过分析研究,认识到套损的原因,并针对性地提出了F油区套损井预防与治理措施,延长了油水井的生产寿命。