轮古带底油凝析气藏高效开发对策

轮古气田碳酸盐岩储层因复杂的构造演化及多期成藏等特点,气藏分布十分复杂,地质描述难度很大,投产井早期以产气为主,生产后期随着生产压差变大后表现出油井特征,地面脱气后凝析油密度变大,给现场管理带来很多管理不便,为提高气藏管理水平,达到高效、安全开发的目的,对本区块气藏从构造演化、多期成藏、储层类型、生产特征等方面进行综合研究,揭示了轮古气田为带底油的凝析气藏的复杂地质特征,为后期本区块气藏的开发方式、钻完井技术、地面集输技术和现场生产管理的优化实施提供了技术支撑。     

高含水期油气水混输压降模型修正研究

多相混输技术在降低管道投资、运行费用等方面的显著特点使得其研究意义变得十分重要,目前集输管道内流体流动均属于高含水油气水混合流动,准确的油气水混输管道压降计算,对于油田集输系统运行管理有着十分重要的意义。处于高含水期的采出液体,其流动形态发生变化,从而使其压降预测误差变大。     

超低密度凝胶堵剂的制备与评价

针对哈拉哈塘油田大水体发育的储层条件,以聚丙烯酰胺为主剂制备了一种超低密度(0.88～0.95 g/cm³)凝胶堵剂。探究了聚合物、密度调节剂M4对体系密度和增强剂Z3、密度调节剂M4对成胶强度的影响。结果表明：当体系加入密度调节剂时,体系密度可从1.2 g/cm³降为0.88 g/cm³,同时密度调节剂M4对体系强度有明显增强作用,无密度调节剂M4时屈服应力只有42 Pa,密度调节剂M4质量分数为4%时,屈服应力为284 Pa。     

超深井稠油注水替油工艺研究

轮西油田奥陶系碳酸盐岩油藏自2001年试采以来,油藏压力快速下降,地层能量亏空严重,导致自喷期短,严重阻碍采收率的提高。特别是对于储集体相对独立的裂隙型油藏,由于没有外来能量补充,产量衰减突出。通过对相似油藏构造的塔河油田调研及科研论证,从2008年开始全面实施注水替油工艺措施,效果明显。2009年试验完成18井次40轮的注水替油工作,累计增油达5.5×104t,采收率得到显著提高。文章对轮西油田大量现场实际数据和目前注水替油工艺进行分析,为进一步实施注水替油措施提供借鉴。     

塔里木盆地东河1油田石炭系油藏注气开发气油比上升问题及对策

自开展注气开发试验以来,塔里木盆地东河1油田石炭系油藏整体呈现出地层压力升、日产油量升、自然递减降、综合含水率降的"两升两降"开发特征.但与此同时,随着油藏向气藏转变、低压向高压转变,注气受效井气油比逐渐上升.为了解决气油比上升引发的诸多问题,基于注气开发机理研究,立足现场试验和应用,从工艺流程、采油方式和注采关系等方...     

能谱水流测井技术在轮南油田的应用

针对轮南油田经过多年的注水开发,常规同位素测井工艺受粒径、测试工艺以及井壁污染的干扰已经不能满足注水动态监测需求的问题,通过多方调研后,有选择性地引进了能谱水流测井技术。通过25井次的测试分析表明,能谱水流测试工艺能够准确地判断吸水井段各小层的吸水状况,为封堵管外窜、调整注水、措施挖潜、深部调驱等措施的实施提供了指导依据。     

高温稠油掺稀降黏开采辅助降黏剂的研究与应用

哈拉哈塘油田稠油掺稀开采过程中存在掺稀量大、能耗高等问题。为降低掺稀量。室内研发了PPH黏剂,耐温160℃度,耐矿化度21.74×10⁴mg/L,最优使用浓度为0.1%,该浓度下降黏率可达90.51%;在含水率30%~70%范围内均可起到较好的降黏作用,并与现场所用絮凝剂、破乳剂及脱硫剂配伍性良好;在此基础上设计了加药工艺,进行了现场先导性试验,将试验井掺稀量降低50%了良好的试验效果。     

高压注水替油技术在裂隙型油藏中的应用

塔里木油田轮古西奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深,油藏储集体形态各异,油水关系千差万别,导致开发难度大;碳酸盐岩基质基本没有渗流能力,裂隙和溶洞是主要的储集空间和渗流通道。针对这种情况,提出＂一井一策＂方针,对于治理注水替油效果差的裂隙型油藏,创造性地提出高压注水工艺,通过某井的6轮次高压注水试验,取得了很好的开发效果,对于开发类似的油藏起到了借鉴和指导意义。