林樊家油田精细油藏描述及开发技术浅析

利用精细地层对比及微构造描述技术、沉积微相划分及储层评价技术、综合物探技术对东营凹陷林樊家油田进行了油藏精细描述。结果表明林樊家油田馆陶组油藏埋藏浅，油层胶结疏松，地层砂粒度中值小，出砂严重。因此应用了绕丝筛管砾石充填防砂技术和压裂防砂技术进行治理。两口井的效果分别为：平均单井日产液19．9t／d，日产油4．6t／d，年累计产油2641t；平均单井日产液19．4t／d，日产油8．3t／d，年累计产油4704t。     

二次充填补砂技术在稠油热采井的应用

王庄油田坨82断块稠油热采井采用两步法防砂工艺,并实施区块蒸汽吞吐开发。注蒸汽过程中,高温、高压、高速的注入流体破坏了充填防砂形成的人工挡砂屏障,导致了筛套环空和近井地带严重亏空;油井投产后,地层砂及充填砂在产出液的携带下,经射孔炮眼高速喷出,刺破防砂筛管进入中心管及井筒,导致卡泵;同时,粒径较大的砂粒沉降至井底,掩埋地层,导致供液不足。在该断块40余口稠油热采井实施二次填补砂技术,注汽后将筛套环空和生产层段用充填砂充满填补,重新建立人工井壁,使流体通过径向渗流进入防砂中心管;而地层砂在经过充填砂形成的人工井壁时被阻挡下来,形成远离井筒的自然充填挡砂屏障。其中10口井的应用结果表明：补砂后,平均防砂有效期由146.9d提高到448.1d,平均日产油由2.28t/d提高至10.2t/d.     

一种简易防砂优选方法在苏丹A油田的应用

苏丹A油田属于陆相沉积多油层高渗砂岩油藏,储层单层薄、小层多、埋深浅,开发层位为Y层和S层,全区44口油井中有41口井出砂,且沉砂速度较快,油井捞砂作业周期短。目前出砂预测模型和防砂设计软件种类繁多,但在模拟计算过程中需要的参数种类多且难以取全取准,导致很多模型及软件的应用受到制约。在对各项防砂工艺进行适应性分析的基础上,优选出适用于A油田的三种滤砂管防砂工艺:双层预充填绕丝筛管、绕丝筛管防砂工艺和整体烧结金属纤维筛管防砂工艺,并依据Wilson和Gill方法、Saucier方法,计算了相应的筛管缝宽和预充填绕丝筛管砾石尺寸。其中,绕丝筛管防砂工艺在A油田实施23口井,平均单井日产油量提高11.8%,工艺实施8个月累计增油73968t,确保了出砂油井的正常生产,减少了作业次数,增加了油井的生产时率。应用的简易防砂优选方法需要的参数少而易得,便于现场操作,且能够满足现场防砂方法优选的需要。     

套管井砾石充填工艺优化及盲管外砂高计算方法研究

套管砾石充填工艺普遍应用于渤海油田疏松砂岩油藏的开发,但砾石充填由于工艺复杂和配套工具多等原因,会导致施工事故风险增加,其中砂卡一直是困扰现场施工作业的难题。从砂卡机理进行分析,研究了砾石充填的工艺步骤和盲管外砾石高度的计算模型,通过对砾石充填工艺过程中压力、排量等影响盲管外砾石高度因素进行分析,可知地面泵压的突然升高预示着盲管外堆砂的开始,随泵压增高砾石充填高度不断增大,达到脱砂压力后停注,从而得出套管井砾石充填防砂工艺盲管外砾石高度计算新方法。研究认为:选择适当的参数和计算方法可以计算盲管外砾石高度,不用再次下放服务管柱重新打开滑套,也不用再次开泵循环计算砾石高度,减少了验充填和验滑套的作业步骤,大幅降低了砂卡风险,同时缩短了作业周期,降低了作业费用,且新计算方法计算出的盲管外砾石高度与传统方法计算出来的结果吻合度较高。该研究对套管砾石充填的防砂井具有重大意义。     

稠油热采水平井分段完井技术研究

作为中国最大的稠油生产基地,截至2012年底,辽河油田水平井已超过1200口,形成了年产油250×104t以上的生产能力,为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持。其中,热采稠油水平井有800余口,这部分水平井大多采用筛管完井,且没有管外封隔器,筛管与地层之间无法实现有效分隔,注汽时只能采用笼统注汽或筛管内分段注汽,由于油藏在平面及纵向上的非均质作用,使水平井段存在动用不均现象。经统计,水平井动用不均井数占全部热采水平井数的80%,水平井段动用较好的井段仅占水平段长度的1/2～1/3,严重影响了油井产能。为此,在管内分段注汽基础上,研发了稠油热采水平井分段完井、分段注汽工艺技术,通过水平井分段完井工艺研究,以及高温管外封隔器和套管热力扶正器等关键工具的研制,形成了稠油热采水平井分段完井、分段注汽技术。该技术已累计应用6井次,平均周期汽油比提高0.1以上,水平段均匀动用程度明显改善,油田开发效果显著提升。     

易钻磨防砂筛管在塔河油田的研制与应用

塔河油田碳酸盐裸眼储层井壁容易出现坍塌,进而影响油井产量,引发众多相关的工程问题。针对这些问题,塔河油田探索了多种坍塌治理技术并取得了一定的成效,但由于塔河地层地质复杂且特殊,这些坍塌治理技术均存在一定的应用局限。易钻磨防砂筛管是采用特殊易钻材料制成的新型筛管,主要作用是悬挂在裸眼段,起到支撑井壁防止坍塌的作用,同时满足酸化作业的要求,并在后期井下作业时便于钻磨。因此本文针对现有井壁坍塌治理技术的特点及局限性,提出了一套新型解决方案,通过材质优化研发出新型铝合金易钻磨防砂筛管,其具有易钻磨、耐腐蚀、承压高的特点。现场应用证明,易钻磨筛管管柱对裸眼段的井壁稳定起到了显著的作用,试验井投产初期日产增油20t,综合效益达1825万元,具有较好的推广意义。     

渤海油田水平砾石充填井防砂管柱打捞技术的应用

采用优质筛管砾石充填防砂完井方式是渤海油田水平井开发的常规做法,但受水平井特点及地层条件限制,打捞解卡工作成为其井下作业的难点。结合渤海某油田一口水平砾石充填井的弃井作业,通过弃井难度分析,选择采用具有暂堵与携岩功能的简易PRD泥浆作为工作液,避免井壁垮塌的同时也满足了水平井的携砂要求;根据管柱特点与侧钻要求优选切割位置,通过在管柱中增加减扭器方式,起到了减摩阻、降扭矩的作用;为确保切割位置准确,采用静止下探定位和旋转下探定位相结合的方式,使切割误差分别降至23cm、11cm、12cm;针对顶部封隔器座封位置处井斜较大、震击器不易工作的特点,调节震击器至井斜小于70°的位置,确保震击器正常工作收回顶部封隔器。切割打捞配套技术的成功实施可为渤海油田后续同类井的事故处理提供借鉴。     

井壁和地层骨架力学稳定性分析和完井方式选择

通过对井壁力学稳定性、地层骨架出砂机理和判断方法等的分析,得出了地层力学稳定性和骨架出砂、防砂对完井方式选择的判断方法和标准①可以通过Bradley井眼周围应力计算方法和Von·Mises剪切破坏理论法判定井眼是否会发生力学上的不稳定,从而作出裸眼完井或支撑井壁的完井方式的选择;②根据岩石破坏理论,当岩石的抗压强度小于最大切向应力时,井壁岩石不坚固,将会引起岩石结构的破坏而出砂,据此可判断在各种生产压差下地层骨架砂是否会遭到破坏,从而选择合适的防砂完井方式.同时,分析了注水、压裂、酸化、稠油、防砂方式、垂直或高陡角裂缝油层、层间压力差异大小等因素对力学稳定性分析的影响.     

辽河油田洼79井区难采储量动用技术研究与应用

辽河油田洼79井区储层发育不稳定,砂体规模小,油藏埋藏深,油层薄,岩性细,加之直井开发中存在注汽压力高,吞吐周期短,油层出砂严重,检泵周期短等因素,导致储量难采。利用储层评价技术开展区块精细油藏描述,落实剩余储量富集区。在此基础上,对区块油井的注汽规律、生产规律进行评价,同时寻找适宜的开采技术。运用油藏工程方法开展水平井动用可行性研究,并采用配套的钻采工艺技术,设计水平井整体替代直井进行二次开发的方案。预计洼79井区利用水平井二次开发后,井区日产油能力达到80t以上,采收率可提高7.3%,增加可采储量10.2×104t。实践表明,水平井既可有效抑制油井出砂、改善注汽效果,又可发挥泄油面积大的优势,提高主力砂体动用程度;合理优化钻采工艺可有效提高油层钻遇率,利用多点注汽方式能提高热利用效率,实现难采储量的有效开发。     

压裂防砂数值模拟技术研究及应用

论述了疏松砂岩油藏压裂防砂机理及关键理论技术,进行了数值模拟研究,并以Mfrac、Gohfer、Fracpro软件为例,进行了裂缝形状及参数预测、压后效果分析、射孔层段/排量/液量优化组合、加转向剂缝高控制模拟等,数模结果在众多区块、油井的现场应用中取得了良好效果,为该类油藏防砂和高效开发提供了借鉴。     

兴古潜山油藏水平井完井技术试验

兴古潜山油藏位于辽河坳陷西部凹陷中段,属于块状裂缝型油藏。近几年为了提高开发效果,辽河油田在该区块布置了较多的水平井。已建成的水平井大多采用裸眼完井和筛管完井。为解决水平井在完井过程中尾管段常发生封隔失效的问题,同时提高完井技术和工具对该区块水平井深度大(多在5000m以上)、井眼曲率高(7°/30m以上)的适应性,进行了遇油膨胀封隔器完井试验、液力膨胀封隔器完井试验及水平井分段完井综合试验。试验结果表明:管外封隔器入井系列试验实现了兴古潜山水平井分段完井的目标,为今后该区块的分层分段开发打下了基础;在兴古潜山油藏水平井分段完井方案中,脚跟处的管外封隔器用浸泡膨胀封隔器效果较好;管外封隔器的使用及分段完井技术的应用,可以有效减少投产前的作业量。由于分段完井技术尚处于试验期,建议进一步试验研究。     

油田水平井配套杆、柱优化与应用

油田水平井生产时,管柱运行轨迹为L型,生产中易发生杆、柱偏磨、断脱现象,严重制约了水平井的正常生产。结合新疆油田公司HW2001中深层稠油水平定向井井下工艺存在的问题,提出了防杆柱偏磨、防断脱技术优化方案。     

提高单井产量技术研究与应用

尽管前期通过科研攻关,解决了一部分因地层堵塞、出砂、管外窜槽、油层物性差等原因造成的单井产量低下的工艺技术难题。但对于侧钻井出砂、长井段／薄互层直井分层压裂分段级数低、直井物理解堵技术无法实现选层等影响单井产量的问题尚未解决。针对上述技术瓶颈,开展小井眼地层深部防砂技术、连续油管压裂技术和选层负压解堵技术的攻关与研究工作,形成了新型树脂砂、连续油管跨式双封管柱和选层负压解堵工艺三项技术突破。其中,小井眼地层深部防砂技术实现了地层深部防砂技术在侧钻井上的应用,解决了小井眼钻树脂砂塞困难的问题;连续油管分层压裂技术不仅可以实现不动管柱进行2层或3层分层压裂施工,还可以用于2层或3层分层酸化作业施工;选层负压解堵技术将化学暂堵、机械解堵有机融合为一体．完成选层负压解堵工艺,从而达到最佳的解堵效果。这些技术的研制成功和现场应用,为油田稳产提供了技术保障。     

海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发实践

南海东部海域具有一定规模的海相强水驱疏松砂岩稠油储量,该类稠油油藏开发过程中存在构造认识变化大、油井含水上升快、产量递减快、易出砂等问题。以该地区典型P油田为例,介绍海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏在开发实践中为应对以上问题所采取的技术对策。通过油田内部滚动开发评价,采用先"肥"后"瘦"、以大带小的方式进行开发,油田开发后通过滚动扩边逐步落实构造并实施调整;通过针对边底水油藏制定不同水平井布井策略,底水油藏采用高顶避水、寻夹避水并保持合理井距,边水油藏"批钻批投"抑制边水局部舌进的方式控制单井的含水上升速度;利用先进钻井技术实现井轨迹的精细控制,采用优质筛管防砂完井。现场实践表明,该技术对策使P油田稠油油藏高峰年产量达157×10~4m~3,大规模开发5年后采出程度达到15.5%,开辟了南海东部海域海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发的先例,对同类油藏的开发具有借鉴意义。     

热采水平井套损机理研究及对策

热采水平井发生套损后,修井难度大、费用高,成为影响超稠油开发的重要因素。选取辽河油田曙一区兴隆台油层的水平井,开展套损机理研究。该研究区储层埋深650~1050m,为高孔高渗砂岩油藏,原油具有三高一低特点,采取注蒸汽开发方式。截止到2012年底,已累计实施水平井223口,其中共计37口水平井发生套损现象,占水平井总数的16.6%。水平井套损分为悬挂器坏、油层套管坏和筛管坏3种类型。在对研究区热采水平井套损情况统计分析基础上,总结水平井套损部位及类型,得出注汽过程中产生的热应力、地层变形挤压水平井套管,是造成水平井油层套管损坏的主要原因;水平段钻遇泥岩、泥岩注汽过程中吸水膨胀卡住筛管,导致热应力无法释放,是筛管损坏的主要原因。在此基础上,提出优化钻井轨迹、加强随钻跟踪调整、提高大斜度段套管强度、加强生产管理等措施,预防水平井套损情况的发生。同时,对已发生套损的水平井,可利用大修、侧钻恢复生产。     

辽河油区调整区块安全钻井技术实践

随着辽河油田进入开采中后期,老区稳产增产成为主要课题。多年的注采开发,导致地层压力异常,固井质量要求越来越高,井网密集,老区块的调整井、水平井等的防碰问题严峻,调整区块安全钻井问题日益突出。鉴于此,结合井下故障数据库,逐步建立了辽河油区调整区块施工风险评估和消减措施模板,并形成了一套有针对性的调整区块安全钻井技术,包括承压堵漏技术、松软地层大井眼定向技术、老井封井技术等。通过推广应用新技术,2010～2012年辽河曙采区块、欢采区块共完成调整井钻井121口,同比共节约钻井周期326d,节约钻井成本1956万元。通过模板的实施,各项钻井技术指标得到明显改善,曙光杜84区块事故复杂率由2010年的8.36%下降到2012年的6.01%。调整区块安全钻井技术的实施,可进一步巩固传统交易市场,并逐步进入调整区块开展区块总包业务。     

W6平-1钻井液技术

W6平1是江苏油田钻井区域内难度较大的一口多绕障水平井,在进入A靶前要穿过一断层,处在破碎带里,技术难点为钻井液的携砂、破碎地层的防塌、钻井液的润滑等方面。采用BPS和MMH复配使用解决了携砂问题;用新型防塌剂和KLG以及封堵材料复配使用,对破碎地层进行了有效封堵;优选润滑剂,解决了水平井拖压防卡的问题。     

塔河油田YK7CH双台阶水平井固井技术

塔河油田三叠系油藏储层埋深在4000m以下,油层薄且不连续,开发难度大,实施双台阶水平井技术可连续钻穿非连续的薄油层,开发一切可利用的资源,大大提高油气开发效益。作为塔河油田第一口双台阶水平井,YK7CH井气层尾管固井要求对两个水平段进行有效封固,创新采用了准177.8mm套管+准139.7mm套管+准139.7mm筛管的复合尾管固井工艺技术。其固井作业存在水平段长,且为双台阶井眼,管串附件较为复杂,固井管串到位困难,管串居中度难以得到保证,水泥浆顶替效率很难提高,气层显示活跃,易气窜等技术难点。为此优化了固井管串结构,合理设计了扶正器的安放位置,优选了防气窜水泥浆体系,并采取相应的技术措施,保证了该井固井管串的顺利到位和良好的居中度,以及固井施工作业的顺利完成,固井质量优秀,为塔河油田双台阶水平井固井技术积累了经验。     

辽河双6区块储气库水平井钻井与完井技术

辽河油区地质条件复杂,尤其是东部断陷盆地形成复杂破碎的断块构造加上储层复杂多变的陆相河流相沉积,给储气库建设带来了较大的难度.鉴于此,开展了枯竭油气藏双6区块储气库水平井钻完井技术研究,在有利部位优选主力层段部署水平井10口.针对储气库水平井钻井完井技术难点,进行井身结构和套管柱强度设计.施工中采用φ210mm 1.5°单弯螺杆(带φ308mm球扶)钻具和MWD仪器,采取滑动钻进和复合钻进方式进行造斜井段施工;采用φ172mm 1°和1.25°小度数单弯螺杆(带φ212mm球扶)钻具和LWD仪器进行水平井段施工.同时还采取了有针对性的油层保护技术以及安全钻井技术.技术套管固井采用双级注水泥固井工艺,为了保证固井质量,研发了防窜水泥浆体系——胶乳体系.通过现场应用,形成了一套比较完整成熟的储气库井配套综合技术.     

周43断块底水油藏高含水期提高采收率技术研究

宋家垛油田周43断块K2t1为一天然能量充足的疏松砂岩底水油藏,因底水锥进和储层出砂双重影响,高含水开发期剩余油分布相对复杂。该断块自1996年投入开发以来,经历过2次加密调整,但由于储层出砂、底水锥进等因素影响,油井无水采油期短、见水后含水上升快。截至2010年4月,区块采油速度下降到0．58％,含水上升到90．9％,阶段采出程度仅为13．49％。针对周43断块高含水期采油速度低、出砂严重、含水上升率快等问题,通过剩余油定量化描述研究．应用短水平段水平井整体开发调整、化学堵水,以及优化避水厚度和临界产量参数等防砂控水技术,采取防治结合的思路,日产油水平从调整前的40．7t／d最高上升到132t／d,综合含水由90．7％下降到80．3％,目前日产油水平为117t／d,综合含水为83.8％,采收率从调整前的24％提高到29．7％,采收率提高5．7％。