川合127井修井工艺技术

川合１２７井７３ｍｍ油管因卤水腐蚀在井深６１７．１０ｍ处断裂，断裂油管掉入１２７ｍｍ衬管后致使环空内砂桥堵塞。通过认真分析和判断，在严格控制修井液密度和起钻速度的条件下，采用８８．９ｍｍ反丝钻杆、反丝可退式打捞筒、正反丝可退式打捞矛、母锥、平底磨鞋及平底铅模等修井工具分１６次打捞出３７６２．９０ｍ油管串。该井修井作业的成功为川西北地区老井挖潜和油气增产提供了可行的途径。     

开发井措施分析平台研究及应用

目前对于油气田动态监测资料和生产数据缺乏系统管理,开发井措施分析过程复杂,工程师的知识结构及工作经验对油水井措施分析结果影响较大。针对这些问题,将数据库与数据分析软件有机结合,提出了一种"一站式"标准化措施分析流程方案:在动态监测资料、生产数据及地质油藏资料可视化查询和图形化应用的基础上,分析生产动态,明确潜力井和潜力区块,提出增产措施建议并进行增产措施可行性分析、效果预测和评估。该方案采用插件式开发,功能间彼此独立,所有流程信息都采用配置文件形式定义,用户可以在标准的流程基础上进行适当调整。以南海西部X水平井控水措施为例,说明该"一站式"软件平台符合业务需求。     

安塞油田加密调整井的增产措施及效果评价

安塞油田1996～1999年共打加密调整井65口,通过对这些加密井的试油、压裂资料分析,认为加密井的单井产量受其加密方式的影响,在水未波及地带或注水形成的异常高压区加密均取得较好的效果.加密井适合特低渗透油田开发,是安塞油田保持稳产的主要开发技术之一.     

长庆油田侏罗系油层增产措施及其效果评价

经对长庆油田侏罗系油层地质特征,油水分布关系及高产因素的研究,提出了一系列适合油层特点的增产措施,即深穿透负压射孔求初产,复合射孔求初产,深穿透负压射孔＋爆燃压裂,复合射孔与爆燃压裂联作,挤KCl解堵,酸化解堵,小砂量解堵性压裂措施等,经现场实践,取得显著效果。     

川东石炭系气藏完井增产措施地质效果分析

文中从压裂酸化工艺技术角度出发,对川东石炭系气藏储层特征进行了描述。分析石炭系储层完井增产作业所要解决的主要问题,在统计分析川东石炭系气藏上百井次酸化资料的基础上,开展不同气井类型、工艺措施、施工规模以及完井方式与压裂酸化效果的研究,提出以投入和产出的经济效果来优选各类气井完井增产措施的最佳方案。     

探井增产酸化工艺技术及效果分析

探井在钻井、完井过程中，其储层不可避免地受到钻井液、完井液的伤害，因而必须进行改造以解除伤害、还储层原始面目，同时加深对储层的认识，获取储层的相关资料，为下一步勘探、开发打下良好的基础。探井增产酸化针对新区、新层的资料有限，而钻井试油时间要求快，改造的效果也就有好、有差。在对近两年探井增产酸化工艺涉及到的情况进行总结的基础上，分析了影响探井增产酸化效果的因素，针对性地提出了探井增产酸化工作建议，有助于提高探井增产酸化作业效果。     

苏里格气田井网井距优化及开发效果影响因素分析

苏里格气田储层为河流相,储层基本呈南北向条带状分布,试井解释也得到同样认识,而且砂体的摆动性强,所以在方案设计中采用菱形井网,南北向排距大于东西向井距.在方案实施过程中可根据实际情况进行适当调整,形成近似菱形的不规则井网.井网形式应依据砂体展布情况决定,井距根据单井控制储量、单井累计采气量、稳产时间等开发指标来确定.通过苏10区块、苏11区块多种方案对比分析及数值模拟研究,得出采用600 m×1 200 m菱形井网井距能达到较好的开发效果.并时影响开发效果的影响因素进行了分析,得出井网井距是影响开发效果的敏感性因素,而不同区块Ⅲ类井的比例影响相对较弱.     

长庆气井除垢方法研究及现场试验效果分析

随着长庆气田开发时间的不断延长,气井在生产过程中表现出不同程度的井筒腐蚀结垢和近井地带储层堵塞现象,严重影响气井的携液能力和井下测试作业及产能的有效发挥,导致气井产量快速下降甚至关停,影响气井最终采收率。本文从长庆气区气井的结垢机理研究入手,对比分析油气田常用除垢方法的优缺点,最终优选化学除垢方法,通过不同区域地质特征和垢物成分分析,有针对性的优化除垢药剂配方并在长庆气区开展了现场试验,取得了显著地增产效果。     

安塞油田加密调整井的增产措施及效果

本文对加密调整井增产措施进行了研究,指出了特低渗油田小井距密井网压裂改造应遵循的原则,经1997、1998、1999年在安塞王窑区试验取得了显著效果。     

塔中11井储层损害定量分析及增产预测

塔中 11井是塔北斜坡塔中 10构造带塔中 11号构造上的一口预探井 ,目的层储层物性较差 ,且不同程度受到损害 ,表皮系数大。为查明其损害情况 ,利用储层污染试井定量评价系统对该井进行了定量评价。结果表明 ,该井部分层段损害严重 ,应进行大型增产措施     

气田气井增产措施经济极限分析研究

在气田开采中后期，随着气田开发程度的加深，措施作业边际产量递减，措施作业边际费用递增，措施增量边际成本递增。通过对中后期气田气井域施作业边际产量递减规律，措施作业边际费用递增规律，措施增量边际成本递增规律的分析，把措施费用看作一项再投资，运用投入产出分析的原因和经济极限产量计算的方法，以气田单井增产措施为分析对象，提出了气田气井增产措施经济极限的分析模型。这对中后期气田气井开发经济效益的分析和关井时机的选择提供依据。     

量本利分析与油井措施决策

应用量本利分析的基本原理和油藏工程方法，分析了油井增产措施的成本构成，建立了油井措施临界增油量模型，措施投资上限模型，措施产油量临界销售价格模型。针对油田后期老井措施投入高、决策风险难度大的特点，首次引入了老井措施临界平衡点作业率和油井措施安全边际率的概念和分析模型。给出了油井措施决策一般程序，并列举了实例。系列模型符合油井措施过程中的经济运行规律，对老油田措施综合调整提供了一种评价决策手段。     

红台204井致密气藏大型压裂技术应用实践

针对红台区块小草湖洼陷低压低渗致密气藏自然产能极低,常规加砂压裂改造方法增产效果差的现状,在红台204井研究应用了大型压裂改造技术,主要包括裂缝规模合理确定、大型压裂施工参数优化设计以及低伤害助排压裂液等关键技术。入井压裂液772.6m3、砂量100.6m3,压后初期最高产气量达16×104m3/d,稳定产气量达9.6×104m3/d,凝析油8.3m3/d,是压前产气量的14倍,增产效果和经济效益显著。大型压裂技术的成功应用,使红台气藏勘探获得重大突破,可采储量得到升级,为类似气藏的开发提供了经验。     

苏1井水力压裂改造油层效果分析

苏1井位于海拉尔盆地乌尔逊断陷北部苏仁诺尔构造带苏六—9号断背斜中部，油层分布在南屯组，录井综合解释油层23层，厚37．6m。完钻测井后裸眼测试3个井段，其中1个井段获油流，水力压裂改造目标为日产原油10t。经过分析、研究，挑选11层油层厚21．6m进行水力压裂改造。压裂后获日产原油20．7t。效果分析：该井位于生油断陷，油源充足，构造完整，有利油气聚集。裸眼测试成果便于确定压裂后产油目标、精选被压裂油层、求取合理压裂参数。     

檀木场气田石炭系储层增产措施考虑因素及建议

简述了檀木场气田石炭系气藏地质及储层特征，按照开发调整方案要求．考虑影响储层增产改造措施的影响因素：对储层物性、流体特性、酸化工艺、施工参数、气井完井方式及改造历史等进行分析．并结合改造井的实际情况，评层选井，综合考虑各影响因素，对该气田目前及新开发气井的增产改造提出对应措施。该气田是低渗透含硫气藏，对类似的气田的增产改造具有典型的参考意义。     

靖安长6油层试油及老井增产工艺技术研究及效果评价

根据微地震发射测试、地应力测试、裂缝方位检测、小型压裂测试、井温测试、室内敏感性分析、压裂液伤害试验分析、支撑剂选择及岩石力学参数测定等资料分析结果 ,结合现场压裂效果对比分析 ,找出了影响改造效果的主导因素 ,确定了压裂施工参数 ,建立了盘古梁长 6油层改造工艺模式 ,为靖安油田滚动阔边建产提供了科学依据     

试井作业复杂情况分析与技术措施优选

试井作业过程中,受井下介质、管串结构、生产情况、设备技术状况、作业环境、气候情况等因素影响,容易发生结冰、冰堵、遇卡等各种生产复杂情况。对试井作业过程中容易出现的复杂情况进行了归纳、分类和原因分析,并针对不同情况,提出了相应的技术措施。     

新场气田JS21致密储层低伤害压裂液应用研究

新场气田JS2^1气层属典型的致密碎屑岩储层，储层具低渗、强水敏、强贾敏效应等地质特点，存在较大的潜在损害因素，开展水力加砂压裂储层改造技术对压裂液整体性能要求较高。针对其储层地质特征，研制出具耐温抗剪切性好、携砂力强、破胶彻底、滤失小的低伤害压裂液配方体系，在现场应用中取得较好效果。