提高水平井精细地质的方法

A区块水平井B井,2016年7月油转注后压力快速上升,直至地层不吸水关井。因而需加强该工区水平井精细地质研究,探究该井注入效果差的根本原因。本文对影响水平井区开采效果各项因素进行深入分析,对井区沉积相水下分流河道边界重新认识,利用三维地质建模数据重新落实水平井在水下分流河道砂岩中的轨迹及夹层的平面展布对储层分隔和遮挡的可能性,为该井补孔方案提供了方案措施依据。     

葡36区块注采系统调整技术探讨

敖包塔油田葡36区块于2002年投入开发,开发初期采取东西走向直排布井,在反九点注水方式开发过程中表现出与裂缝走向一致的注采井见效快、含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。而后在2004年扩边时布井采取井排转角为N45°还是没有杜绝暴性水淹的现象,因此通过分析研究得出对该区块进行注采关系的调整使高含水井得到充分的利用。从而提出高含水井转注形成线性注水这一方案,实施后取得了良好实验效果,为后续高含水期油田开发奠定基础。     

北滩油库油气回收技术方案研究

针对北滩油库油气回收技术迚行了方案研究。对常压冷凝法油气回收方案迚行了模拟分析,发现油气中游离水脱除率较低,导致大量的水分以霜冻的形式附着于换热器表面,影响传热效果。为此,还提出了油气加压回收方案,并对加压后的操作压力迚行了模拟计算分析。结果表明,如果采用增压机将油气压力提高到400~600 kPa,水在预冷器中的脱除率大幅提高到75%~85%,可以大大降低一级冷凝器的冷冻负荷、极大减轻结霜问题所带来的困扰。     

井间加密的可行性分析

JK13井区是牛地气田最早投入开发的井区之一,目前已进入递减期,因此对该井区开展了井间加密的可行性分析。根据产量劈分模型和试井的压降漏斗分析方法,分析了前期已部署加密井加密的合理性,为后期部署加密井作指导;利用流动物质平衡法计算了该井区盒3、盒2、山1三主力层位目前的地层压力,了解目前地层压力分布情况;运用试井解释结果,分析了目前井网井距的合理性。研究结果表明,目标区井网整体部署较为合理,局部位置存在井间加密的可行性。     

流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状与发展趋势

在经过几十年的注水开収后,国内大多数油藏都迚入了特高含水期,这使得油藏的迚一步开采更加困难,尤其是经历了高压注水和循环注水等过程后,储层压力、地层孔隙结构和流体参数等不断的収生变化,这导致储层多孔介质収生不规律的变形,而这种变形同时也会影响地层流体的渗流作用,致使特高含水储层的流固耦合作用愈収明显。结合流固耦合理论在特高含水期油藏开収中的研究现状和収展历程迚行综述和分析,幵对该理论未来的収展趋势迚行展望。     

挖潜配套技术在文85块的研究应用

老井挖潜是油气藏开发中增储上产、增收节支、提高气藏采收率的重要举措,在国内外各类油气田开发中均得到广泛开展。本文介绍了文85块油藏地质状况及目前存在的问题,针对油藏层间物性差异大,储量动用不均衡的特点,进行了地层精细对比、沉积微相、水淹规律等一系列研究;利用研究结果,通过对新井投注、老井转注进一步完善了注采井网;通过深部调剖、转注、分注、增注等措施进行挖潜,取得了较好的经济效益。形成的挖潜工艺技术对类似油藏的老井挖潜具有一定的指导意义。     

古1区块完井工艺优化

本文针对葡西古1区块地层特点及钻井钻遇断层等情况,对完井工艺进行了优选,针对不同条件的井,采用了不同的射孔工艺。针对射孔相位对压裂井的破裂压力及裂缝延伸的影响,并对不同射孔相位进行分析,选用了不同的射孔相位角完井,并对压裂时破裂压力进行对比,确定出最佳相位,争取做到完井工艺最优化,对新开发区块完井具有指导意义。     

敖南油田敖342-28井区注采系统调整效果分析

针对敖南油田反九点法注采井网开发中表现出的油井受效差,多向连通比例低,地层压力低的油田注水开发特征,对敖342-28井区进行注采系统调整,转注13口井,形成五点法注水。通过注采系统调整,增加注水井点,提高多向连通比例,扩大水驱波及体积;同时,实施油水井对应压裂,缩短驱替距离,建立有效驱替,恢复了地层压力,促进油井受效,有效的改善了油田开发效果。     

低渗裂缝性储层注水井钻关泄压模拟

针对注水后低渗裂缝性储层地层压力和注水井泄压时间难以确定,影响调整井安全钻井的问题。结合低渗裂缝储层渗流特点,运用变形双重介质渗流理论,建立泄压后储层动态地层压力模型。利用数值模拟技术,预测关井泄压和溢流泄压方式下泄压区地层压力分布随泄压时间变化规律。应用预测泄压过程中泄压区地层压力分布变化规律得出不同泄压方式注水井的钻关时间,制定注水井的钻关方案。研究表明,泄压区内裂缝连通低压处起提高泄压效率的作用;关井和溢流泄压过程,注水井井底压力不应作为衡量待钻点处地层压力的指标;应用对泄压区地层压力预测指导注水井进行钻关,满足安全调整井钻井实际应用。     

大庆长垣扶余致密油层YP井产量递减分析

大庆长垣扶余致密油层的YP井初期产量递减快,后期产量递减缓慢,常觃产量递减分析方法已不再适用。基于致密油井生产动态特征分析,连续计算各类地层条件和边界条件下的致密油生产数据递减率,根据递减率所呈现的幂律行为廸立幂律指数产量递减模型。对于模型中的初始产量、无穷递减率、初始递减率和递减指数迚行敏感性分析。利用该幂律指数产量递减模型对YP井的产量迚行分析,得到较好的拟合结果,幵给出预测产量和最终累计产量。该方法为大庆长垣扶余致密油层油井产量递减分析提供了科学依据。     

储层裂缝对敖南油田注水开发的影响及对策

本文主要分析了敖南油田储层天然裂缝和人工裂缝的发育状况及对敖南油田注水开发的影响;根据注水井注水压力的动态变化,分析了周围油井受效及见水的过程,并初步确定了注水井裂缝的开启压力;分析了裂缝对敖南油田地层压力的影响。并提出利用天然能量、控制注水压力、堵调结合、水淹井转注等手段减轻裂缝对注水开发的影响,控制含水上升速度,减缓油田产量递减。     

智能井在油气田开发中的应用进展

智能井系统即利用井下相关技术对目标产层实施动态控制及优化处理的新型完井工艺。较系统的阐明了智能井的原理和组成,通过与常规井迚行比较突出描述了智能井的特点及优势,幵分析了其关键技术。大量实验研究和现场应用表明,合理应用智能井技术能够提高油气可采储量,迚而获得最大油气采收率。通过目前国际国内该系统的相关应用相比较,探讨实现数字化油田、无电缆智能钻井及前馈控制技术是智能井技术的収展斱向。     

准噶尔盆地D13井区块压力分布情况

在D13井区内,油气显示主要分布在三叠系百口泉组,区内地层沉积较为稳定,百口泉组存在细微变化,地层压力异常分布存在一定差异。前期钻探表明,百口泉组的异常高压,导致固井质量普遍较差。因此,为了降低工程上存在的一定风险,做好该井区地层压力的分析具有一定指导意义。     

针对华北油田苏桥潜山地区固井双凝水泥浆体系性能优选

苏桥地区为海相碳酸盐沉积地层,苏X井是华北苏桥地区的储气库井,位于冀中凹陷文安斜坡苏4潜山区,储层内部构造复杂,多为孔隙与裂缝构造,地层为海相碳酸盐岩,极易被腐蚀。所以,固井工作对储气库来说是重中之重。针对这一问题,结合文献调研与现场给出的资料,通过优选试验与评价试验为苏X井研制符合其固井条件的水泥体系。     

新疆某油田某井区克上组油藏特征研究

针对新疆某油田某井区克上组油藏,分别从构造特征、地层划分、沉积特征、储层特征、油藏压力温度特征和流体性质进行研究,详细说明了克上组油藏特征。     

王53断块注水防膨工艺研究

从王53断块的储层敏感性实验研究得出，储层存在着中等强度以上的水敏，所以对于油井转注井，一定要进行转注前的防膨预处理。采用岩心流动试验仪模拟注水过程进行岩心流动试验，优选出了适合王53区块注水预处理使用的、防膨和稳定性能均好的一种粘土稳定剂，确定了预处理半径、粘土稳定剂的用量，并进行了注水防膨工艺研究。     

火烧山井区水平井配套技术应用

火烧山属于老开发区块,地层易漏失,地层压力系数变化大,井斜难于控制,施工难度很大。加上井区内地面管线及电力线纵横交错,周围注水井、采油井分布密集,地层压力紊乱,给钻井施工增加了巨大风险。为为安全、快速的打好本井区的定向井,研究出了火烧山井区水平井配套技术,并在3口井实际应用。     

龙虎泡油田试验区以南开发效果差的原因及对策

分析了试验区以南开发效果差的原因,针对水驱控制程度低的主要矛盾,提出了在水驱控制程度低井区进行转注,在剩余油富集、水驱控制程度低的井区钻加密井生产一段时间转注或直接投注的措施,并论证了可行性。     

新疆巴麦探区固井技术

新疆巴麦区块存在高压盐水层、膏盐层,地层压力高、压力窗口窄;固井容易发生井漏,水泥浆失重时流体易侵入发生窜槽,影响了固井质量。通过分析固井中存在的问题和难点,研制了抗盐加重隔离液,优选了抗盐高密度水泥浆体系,综合运用软件进行流变学设计,同时采用平衡压力固井技术、尾管小间隙及回接固井工艺技术等措施,现场应用4口井,固井质量得到了保证,满足了巴麦探区的开发要求。     

齐109断块莲花油层吞吐后期剩余油研究

齐109断块目前处于蒸汽吞吐后期,平均单井吞吐14.3轮,地层压力仅在1M Pa左右。在区块整体转换开发方式前景不明朗的情况下,通过动静态分析,开展油藏精细描述、进行剩余油分布规律研究,找出剩余油富集区,针对开发中存在的主要问题,提出断块下步挖潜工作方向,建议优选断块中部地层压力低的井区实施小区域转蒸汽驱试验,为断块全面转驱积累经验,最终达到提高断块采收率的目的。