中心管采油技术在水平井完井上的探索与应用

针对大港油田底水油藏水平井目前含水普遍偏高、没有控水技术手段、油井开发综合效益差的现状,研究开发了中心管采油技术。通过中心管管径、长度、及盲筛比的优化设计,该技术的应用有效调整和改善了水平井段产液剖面,达到了降水增油的目的。2011年大港油田在水平井完井上试验应用中心管采油技术,进一步拓宽了其在底水油藏水平井稳油控水中的应用领域。     

水平井采油技术在底水油藏中的研究与应用

针对大港滩海油田埕海一区庄海8馆陶油组底水油藏含水上升快、无水采油期短的问题,开展了水平井底水油藏控水完井方法的调研,在此基础上,通过对庄海8馆陶油组实际地质情况的分析,综合考虑防砂及控底水两方面因素,确定了该区采用筛管+中心管的完井方式,并进行了现场试验应用,取得了初步效果.该工艺的应用使水平井底水油藏完井方法有了新...     

氮气+凝胶二元控堵底水技术及现场应用

底水水平井开发的关键技术是控制底水侵入、保证地层压力和有效提高采收率,最大限度的延长油井的无水采油或低含水采油期和保持底水均匀驱替,以提高底水油层开发效果。氮气+凝胶二元控堵底水技术,在底水油藏油水界面附近形成凝胶隔板和高压气腔,增加水流阻力,降低动液面,可以有效压水消锥,提高水平井的采收率。现场的实际应用验证了其技术的有效性和可靠性,该项技术可以广泛应用到底水油藏控水稳油的开发实践中去。     

中心管采油技术在水平井开发底水油藏中的应用

渤海油田因FPSO处理液量能力受限,高液量生产井(尤其是水平井)会因生产需求被迫关停,同时水平井在开发中后期,底水锥近严重导致开发效果变差。为改善开发效果,渤海QHD32-6油田首次利用了中心管采油技术,实现了水平井选择性堵水,将长期限液停产井成功复产。A25h井实际应用中心管采油技术后,日产液量下降351 m³ ／d,含水下降5．9％ ,增油24 m ³／d,该技术为渤海油田水平井增油控水工作提供了技术方向。     

水平井环空预设多级井底控锥增油实验

为了降低水平井底水锥进和趾跟效应的影响,提出水平井环空预设多级井底的控锥技术,采用3D大型底水油藏模拟开发设备,分别对常规水平井、中心管水平井和多井底水平井开展了水脊形态和驱油效果实验,从而验证环通多级井底控锥技术的有效性。结果表明,采用多井底水平井比常规水平井以及中心管水平井开发优势明显,多级井底系统使井筒沿程的压力剖面更均衡,能削弱趾跟效应,延迟底水突破时间,增大波及体积,其开发效果比常规水平井、中心管水平井采收率分别提高9.98、5.95个百分点。对水平井环通预设多级人造井底稳油控锥技术的矿场转化应用进行工艺论证表明,环空预设多级人造井底结构复杂,但操作简单方便,具有矿场应用潜力。该研究可为底水油气藏控水高效开发提供技术借鉴与支撑。     

基于Petrel RE平台全寿命控水方案优化设计

水平井开发底水油藏时底水脊进的出现会使油井采收率显著下降,在实际生产过程中,多利用控水工具延缓或控制底水脊进。为模拟各种控水工具的控水效果,更加准确地进行整个生命周期内的控水方案设计,基于油藏方案解决软件Petrel RE平台,结合各种控水工具稳油控水机理,建立水平井全寿命控水方案设计模型,并针对实际油田水平生产井,模拟了中心油管、ICD、ICD+打孔管、碟片形AICD的控水效果。结果表明,在整个生命周期内,中心油管技术适应性较差; ICD、ICD+打孔管技术均能实现产水量减少,产油量增加的目的,但效果有限; 碟片形AICD能提升油井产量,且大幅度降低油井产水量,增油控水效果较好; 不同控水时机模拟结果表明,油井前期下入控水工具进行控水较后期采取控水措施效果更好。利用Petrel RE平台建立的控水方案模型可为油田水平生产井控水方案设计提供借鉴。     

确定底水油藏水平井无水期合理产能的简单方法

塔里木油田底水油藏水平井生产的最大优势在于无水采油期,水平井一旦见水后含水上升快。由于缺乏必要的稳油控水配套技术,因此水平井无水期合理的产能将直接影响水平井开发效果。根据水平井油藏工程理论,推导并建立了综合评价水平井无水期合理产能的2个目标函数,提出了底水油藏水平井无水期合理产能的计算模型,并以塔中4油田水平井为例进行了分析验证,结果表明该方法简单实用。     

大港油田底水油藏水平井控水完井工艺

底水油藏水平井开发过程中存在底水脊进导致含水上升速度快、油井无水采油期短等问题。为此进行了水平段产液剖面分布规律及控水机理的分析,开展了水平井分段控水完井工艺研究。形成了2种不同封隔工艺的分段控水完井管柱,实现了筛管变参数设计,并通过合理控制初期生产压差,达到了稳油控水的效果,为同类型油井的开发提供了技术借鉴。     

超稠油边底水油藏水平井多元控水技术研究与应用

辽河油田S1块超稠油边底水油藏,2006年投入开发,采用直井+水平井组合式开发井网。2011年区块年产达到最高峰5.1×10~4t,采油速度1.6,2014年受到部分井出水影响年产油降至2.6×104t。截止2015年9月底,区块5口水平井含水率高达95%,日影响产量50.5t。通过数值模拟研究和措施工艺优化,将氮气控水、化学封堵以及二氧化碳降粘助排作用综合利用,2015年10月在H1井进行多元水平井控水技术试验,措施后累计生产426天,产油4 000t,平均含水率59.8%,取得了初步效果。     

氮气泡沫在海上高含水油田选择性堵水中的应用

国外海上合作油田在合同期内都以最快的采油速度生产,以追求效益最大化为目的,破坏性开采在所难免,印尼W 油田就是如此。该油田为砂岩边底水层状油藏,边底水能量充足,依靠天然能量开发,投产2 年后综合含水率高达70%。全油田共有采油井190 口,因水淹关井33 口,生产井的含水在97%~99% 之间,平台空间小,限制了一些成熟控水技术的应用。针对这些问题,经过多套技术优化研究,探索了一套适合特高含水开发油藏的氮气泡沫选择性控水技术。现场实施32 口井,成功率78.1%,累计增油116 513 m3,其中具有正韵律特征的油藏井作业成功率高达88%。     

中心管采油设计方法及应用

在前人提出的中心管完井控锥基础上,针对水平井高含水情况,扩展了中心管完井的思路,提出中心管采油的概念。根据线汇叠加、镜像反映以及质量守恒和动量原理推导得到中心管耦合模型,利用模型计算了实例的流入剖面,对比中心管施工前后流入剖面,通过方案优选给出中心管施工推荐方案。现场施工一个多月后,采油量上升,含水率下降,达到了明显的增油降水效果,同时证明了采用中心管来调节油井高含水期生产指标是可行的。     

胜利低渗油田水平井筛管分段控流完井技术

为了延缓水平井筛管完井后期的含水上升速率、延长水平井生产寿命,胜利油田提出并推广应用了水平井筛管分段控流完井技术。水平井筛管分段控流完井的技术原理为:首先,要根据油井的油藏地质特征,利用管外封隔器将水平油层段合理分段,实现各个不同层系间的有效隔离;然后,利用数值模拟方法计算出油井合理的日产液量,根据油藏的物性参数制订产能分配方案、计算各段需要的渗流面积;最后根据计算结果在各段下入不同孔密或缝密的控流筛管,调节各段生产压差,使产层均衡供液,并控制底水均匀地向水平井筒推进。介绍了分段管外封隔器、变密度控流筛管、变密度割缝管等分段控流完井工具,及分段控流完井工艺。从推广应用至今,该完井技术已经在胜利油田及其所属外地区块的30余口水平井中进行了应用。应用结果表明,该技术稳油控水效果明显,油井含水率可比邻井同期下降10%,能实现各不同层系间的有效隔离、延长油井无水或低含水开采期。      

超低渗透低压油藏水平井转变开发方式试验

鄂尔多斯盆地长X油藏压力系数低、储层物性差,前期采用超前注水七点井网长水平井开发,初期单井产能有所提高,但含水率上升快。为了避免人工裂缝与腰部水线窜通,压裂时往往会有约200 m水平段无改造而浪费。同时,因超前注水油井生产等停较长时间,影响了新井贡献时率。借鉴致密油的开发经验,采用逆势思维的方法,提出“停止超前注水、减少注水井数量、减少水平段长度、密切割压裂和体积压裂相结合”转变开发方式的思路,优化注水方式、开采井网、水平段长度和压裂工艺参数等,并开展现场试验。结果表明：形成的五点法短水平井密切割体积压裂开发技术效果较好,地层能量得到快速补充,含水率快速上升得到控制,缩短了油井因超前注水产生的等停时间,提高了新井贡献时率30%,减少的注水井数量和水平段长度使成本节约20%,每百米水平段产能较前期增加88%,该成果为同类超低渗致密储层高效开发提供了技术支撑。     

水平井控水完井管柱的研究与应用

冀东油田早期多采用常规复合绕丝筛管完井方式对水平井进行开发,该完井方式单一,没有采取有效的水平井分段措施,笼统采油,最终导致水平井段过早水淹或报废。为此,研究了水平井控水完井管柱。该完井管柱采用调流控水筛管进行油层防砂,先期控水,保证各段出水均匀,能够延缓底水的锥进,延长水平井的采油寿命;利用遇油自膨胀封隔器对水平井段进行有效分隔,完井工艺简单,方便后期的分段作业;套管阀有效解决了防砂管与裸眼井壁间环空的洗井问题,保证了油层的解堵和顺利生产。冀东油田2口井的应用情况表明,用调流控水筛管防砂完井的井产油量明显高于用复合绕丝筛管完井的井,起到了很好的控水作用。     

大庆老区水平井的矿场试验

通过大庆老区水平井矿场试验,可挖掘油层顶部的剩余油,提高油层采收率。笔者根据水平井地质评价技术,优选了水平井矿场试验区并设计轨迹。采用地质导向技术,实时监控钻井轨迹。根据水平井钻井轨迹,选择不同的射孔方式。先后完钻2口水平井,效果差别悬殊,尤其是钻出了大庆第一口日产百吨的高产水平井。从砂体沉积类型、河道砂体规模、韵律及夹层发育状况、注采井距、避水厚度、水平段的长度和射孔层位等方面,分析对比了2口典型水平井产能的影响因素。结果表明,水平井的设计必须与三次采油、区块层位的注采井网和储层沉积类型等相结合。     

水平井机械化学复合控水工艺现场试验研究

渤海油田水平井以筛管完井为主,几乎无管外封隔,采用笼统合采开发方式,出水后治理难度大。研发了机械化学复合控水工艺,可不动防砂完井管柱实现油井产层与高含水层分隔、分采,从而达到堵水控水目的。现场应用情况表明,工艺管柱下入顺利,封堵剂承压满足环空封隔要求,地面实时调控各层产液量,综合优化控水,作业后初期含水率由96.45%下降至94.62%,验证了机械化学复合控水整体工艺可行性。为解决水平井筛管完井控水问题提供了一条路径。     

延缓和控制水平井底水脊进的均衡排液完井技术

底水非均衡脊进已成为制约底水油藏水平井高效开发的技术难题。从分析底水非均衡脊进的原因出发,提出了采用中心油管和带节流喷嘴控水筛管实现均衡排液控制底水的完井思路。根据势叠加、镜像反映原理以及质量守恒、动量守恒定律建立了油藏渗流模型和井筒压降模型,并由此推导出了中心油管和带节流喷嘴控水筛管的耦合计算模型,给出了两均衡控水方法的设计思路与方案评价指标,进行了设计实例分析。实例分析结果表明,下入中心油管或带节流喷嘴控水筛管可以提高流入剖面的均衡性,能起到延缓和控制底水局部快速突破的作用。      

油田过多产水问题分类与处理措施

产水过多已经是许多产油国目前面临的一个普遍问题,需要采取切实可行的措施来稳油控水.处理产水过多的措施多种多样,如加密钻井、弃井、利用水平井、实施聚驱、下封隔器、桥堵、注水泥处理与微生物处理等.在众多的方法中,封堵水流是减少开发成本和提高采油量最快速最便宜的途径之一,一般可以将其分为机械堵水和化学堵水.该文主要是从化学堵水的角度出发,按照处理难度,将过多产水问题分为四类13种,并分别介绍了这些过多产水问题的处理措施.     

气举找水全套测井技术在大港南部油区的应用

气举找水全套测井是一种多参数测井方法，主要测量井温、压力、持水率、流体密度、流量、磁定位等。该项测井技术在大港南部高含水油田油井动态监测和找水中的应用表明，测井成功率较高，测量参数多，测量资料较好地反映了油井在气举状态下的产出情况，可进行定量解释，提供井下各层的产油量、产水量，为油井卡水增油提供可靠的措施依据。