边底水油藏水平井复合堵水技术研究与应用

桩西地区边底水油藏水平井含水上升快、产液量高,传统堵水效果差,为此开展了复合堵水技术研 究。设计合成了一种微观油水调控剂,研发了耐温高强度堵剂,评价了解堵剂的解堵性能。实验结果表明,微观油 水调控剂具有良好的驱油性能;耐温高强度堵剂本体强度可达 2722.4 Ｎ,耐温120℃,耐盐 100 000 mg/L。以桩1 -平 71井为例,优化了堵水工艺参数。目前,在水平井实施复合堵水5井次,堵水有效率100 ％,平均单井日增油 2.8ｔ,日产液降低125ｔ。现场应用结果表明,复合堵水工艺可实现对水平井的封堵,达到降液增油的目的,具有较 高的推广应用价值。     

吐哈鲁克沁采油厂天然气吞吐试验获成功

<正>6月9日获悉,吐哈油田鲁克沁采油厂首口天然气吞吐井-玉东204-135井顺利挂抽生产,目前日产液14立方米、日产油10.42吨,较措施前日增油8.7吨,取得较好效果。今年年初以来,鲁克沁采油厂针对三叠系含水上升快、预测采收率低的矛盾,开展"二三结合"技术攻关和现场试验。这个厂在玉东203区块4个井组氮气泡沫驱试验取得成功的基础上,扩大实施9个井组,共有     

辽河低温自生气增能求产技术效果明显

到6月13日，辽河油田公司研究的低温自生气增能求产技术，已应用于日产原油1吨的曙1-26-0361井60天，目前，该井日产液稳定在15吨，日产油达到10吨，增油效果十分明显。     

延川南煤层气田排采井杆管防腐工艺

针对延川南煤层气田部分排采井因杆管腐蚀造成的检泵作业,开展了排采井防腐工艺的技术研究。分析了排采井的气体成分和地层产出水成分,研究了不同材质在不同水型条件下的腐蚀规律,并在此基础上找出了延川南区块杆管腐蚀的主要原因,优选KD-H03-1#型和KD-H03-2#型两种缓蚀剂。该工艺在Y3-40-24U等5口井开展了现场试验,措施后排采井日产液2.8 m3,日产气585.29 m3。结果表明:Ca Cl2水型下加缓蚀剂KD-H03-1#能延缓井下杆、管、泵的腐蚀,延长检泵周期,为延川南区块排采井的连续性排采提供了新的技术支持。     

大102井压裂作业喜获高产

从雁木西油田传来喜讯，大102井压裂后喜获日产22t的高产工业油流，与措施前相比日增油20t。大102井是大墩构造的一口评价井，位于构造高部位，油藏发育良好，但试油日产液仅有2．5m^3，日产油2．3t。采油厂通过及时会诊，认为造成油井产量低的原因是储层存在严重污染，并决定实施压裂措施。5月4日压裂作业完井后日产液稳定在30m^3，含水20％，日产油22t，且含水还在下降。该井的压裂成功为大2区块的储量动用提供了技术依据，必将加快该区块的滚动开发步伐。     

新疆油田:成功实施水力喷射储层改造技术

<正>前不久,在经过水力喷射储层改造技术后,新疆油田石212井经过10天复抽开井生产,日产液35.1吨,日产油20.7吨,较2016年11月卡泵关井前,日产油提升18.8吨。石212井是石204井区的一口采油井,该井难点在于改造段上下位置都有水层,下部水层距离改造段只有2.5米。如何采用合理有效的改造措施而不压窜水层,成为地质工艺研究所科研人员的最大难题。     

吐哈致密油进入高产高效开发时代

<正>5月25日,吐哈油田马56-131井实施体积压裂后自喷生产,日产油22.55吨,含水从69.7%降至25.7%。据统计,今年吐哈油田马56致密油区块经体积压裂投产的14口加密水平井均获得高产油流,平均单井日产油26.3吨,产量是方案设计的两倍。与2015年比,加密井平均单井日产量提高51.2%。     

胜利油田重大先导实验项目内源微生物驱油试验获成功

胜利油田采油工艺研究院微生物研究中心承担的国家级课题和胜利石油管理局重大先导试验项目一单12块内源微生物驱油试验目前获得成功。截至目前，整个区块日产油从10吨上升到20吨以上，其中单12—6井日产油从10吨上升到15吨，其余两口井含水从98％下降到90％。试验区三口油井均见到明显的降水增油效果：     

改变稠油开采方式的气—汽发生器及段塞驱

由辽河油田钻采工艺研究院与有关单位共同研制的气—汽发生器在曙1区现场试验获得成功,为油田改变稠油开采方式提供了有力的技术支持。曙1区的试验井组共有9口井,试验前开井5口,日产液142吨,日产油只有19吨。当采用气—汽发生器试验到53天时,井组日产油猛增到119吨,并恢复了停产井1口,日产液达9吨。目前该井组产量正在稳步上升,停产井液面也在逐渐升高,已进入恢复生产阶段。从去年底到今年2月,该装置累计运行1106小时,注入压力8～10兆帕,累计注入量72万米3,注入温度200～250℃,设备运行安全可靠。气—汽发生器及段塞驱,不仅可提高采收率,而…     

连续油管解堵技术的应用——以普光P102-3井井筒解堵为例

普光气田P102-3井开井后油压下降较快,油温较低,产量无法满足正常生产要求,初步判断是地层岩屑、暂堵剂、酸压裂液以及单质硫等混合物在井壁附着,形成水合物堵塞井筒所致.采取火炬放空排液、注液氮诱喷、溶硫剂、井筒挤注热水等措施后,气井未能恢复生产,遂对该井实施连续油管解堵.在解堵作业中使用防硫化氢连续油管设备,配合喷射能力较强的冲洗工具组合利用解堵液进行冲洗,并用解堵液压井后解堵,最终使P102-3井恢复了生产.     

化学解堵技术在安塞油田的应用及效果分析

提出了针对安塞低渗油田的化学解堵技术,能够较彻底地清除井筒周围的污染物,解除近井地带堵塞,改善近井地带的渗流条件,且施工工艺简单,经济效益显著。通过在安塞油田郝家坪区块的34口油井的解堵工艺现场试验,其有效率达到79．5％,部分井有效期远超过120d的增产作业标准,达到1800d。同时还对导致措施失败的原因进行了分析、总结,提出了进一步提高解堵增产效果的途径。     

旅大10-1油田A5井解堵工艺研究

旅大10-1油田A5井聚合物堵塞日益严重,通过多种化学分析方法对现场堵塞垢样进行了组分分析,并针对堵塞物特点开发了一种新型复合解堵工艺;通过对复合解堵工艺的垢样溶蚀试验评价和解堵物模试验评价表明,复合解堵工艺能够有效地降解注聚井堵塞物、恢复地层渗透率和吸水性能。对A5井进行了现场解堵试验,解堵后目标地层吸液量由502m3/d上升至800m3/d,取得了良好的解堵效果。     

CO2增能解堵技术在延长油矿的应用

介绍了二氧化碳增能解堵原理、所用工作液的组成和性能,及该技术在延长低渗(平均1.3×10-3μm2)低孔(平均9.7%)油藏作为油井增产措施的应用。解堵液为加有强氧化剂的多元复合配方酸液(含有盐酸、氢氟酸、冰醋液、磷酸,浓度不超过12%);增能液为溶入二氧化碳气体的化学物溶液,在地层与酸液相遇则生成大量热和以二氧化碳为主的气体。实验配方增能解堵液与一种稠油在10 MPa初始压力下反应50分钟后,稠油25~55℃下的粘度降低90%以上;在60℃下对油井垢中分离出的硫酸钙垢、碳酸钙垢和油垢的4小时溶解率为91.0%~99.4%;初始压力10 MPa的增能液体系,经58~65分钟压力升至最高值18 MPa,此后由于二氧化碳溶于原油,压力逐渐下降。报道了施工工艺、选井及效果:解堵液、隔离液、增能液段塞分两个循环注入油井,2004年在23口油井施工,油层厚0.7~11.2米,单井注入增能解堵剂11~16吨,平均13.1吨,单井增产原油38~213吨,平均85.9吨,有效期91~131天,平均105.9天。图1表3参4。     

温米油田低成本解堵让油井焕发新活力

温米油田温西3-79井经过实施一种新的解堵措施后，当日产液量达到33．6t，原油产量比措施前上升8．7t。     

连续冲击化学解堵管柱技术的研究与应用

目前采用的水击法采油中,水击器的级数少,工作不连续,操作繁琐,效果不佳。为此,开展了连续冲击化学解堵管柱技术的研究。该技术中,水击工作的级数大大增加,最大级数可达60级甚至更多,通过级数的增加瞬时高压液体顺裂缝处作用在地层的岩石壁面上,在反复不断的交变应力之下裂缝继续延伸或破碎,从而提高近井地带的导流能力。操作上只需在井口投送1只钢球就可形成连续不断的水力冲击,与盐酸、土酸等化学解堵剂联合作用可收到较好的解堵效果,并能有效解决近井地带的污染。该技术在辽河油田曙125-1井的现场应用中,日产液由施工前的10.9 m3升至17.8 m3,日产油由2.1 t升至6.1 t;目前已累计增油285 t,增产效果明显。     

胜利油田内源微生物驱油试验成功

胜利油田采油工艺研究院微生物研究中心承担的国家级课题和胜利石油管理局重大先导试验项目——单12块内源微生物驱油试验目前获得成功。迄今，整个区块日产油从10吨上升到20吨以上，其中单12—6井日产油从10吨上升到15吨，其余2口井含水从98％下降到N90％。试验区3口油井均见到明显的降水增油效果。     

迪北区块深层致密砂岩气藏氮气钻完井技术应用及认识

针对塔里木油田迪北区块目的层阿合组致密砂岩储层岩性致密、地层压力高、煤层发育,应用常规液体介质的钻完井技术对储层损害严重,为此特引入氮气钻完井技术,并在DX1井开展现场试验,获得日产气量82.39×10⁴ m³,日产油量100.8 m³的高产。但由于地层岩性的复杂性,氮气钻完井过程中,出现了井壁垮塌严重、内防喷工具失效、井控装备冲蚀等问题,制约了氮气钻完井技术在该区块的推广应用。通过对井身结构、钻具组合、井口装备、排砂管线、内防喷工具以及配套工艺流程等关键工艺、装备的改进优化,形成适用于高压高产深层致密砂岩储层的氮气钻完井配套工艺技术,并在DB104井开展了现场试验,试验效果显著。与同区块液体介质钻井的钻完井方式相比,DB104井日产气增加了400余倍,日产油量增加了6倍。通过DX1井和DB104井证明,只要工艺、装备、措施得当,氮气钻完井技术在迪北区块这类高温高压深层致密砂岩气藏中对储层具有重要的保护作用,可为塔里木油田乃至全国高压高产致密砂岩储层的高效勘探开发提供技术支撑。     

欢17块边底水水淹油藏剩余油分布研究及复产实践

欢17块兴隆台油层为边底水油藏,边底水锥进导致全块油井相继因高含水停产.区块长期停产后,油水运移作用使剩余油出现重新分布.通过对区块构造、储层、水驱规律和油水分布的深入研究,找出构造高部位、储量动用程度低的区域、潜力井纵向上油层顶部以及注入水驱油聚集区等复产的潜力点.在工艺上结合制约油井生产的矛盾,采取堵水调剖、加热降粘等相应技术手段,对区块进行综合治理,实现区块复产,预计实施复产措施10口井.4口已投产井投产初期日产液86.5t/d,日产油32.2t/d,综合含水62.77%.     

注聚井堵塞类型及措施效果

针对注聚并存在的水力压裂和化学解堵措施有效期短的问题,对大庆油田10个聚驱区块2000年和2001年施工的92口化学解堵井的地质状况和动静态资料进行了整理分析,建立了一套注聚井堵塞诊断及措施优化方法。按照该方法,对现场22口井进行了诊断及解堵施工,取得了明显的效果。     

郑庄区块煤层气低产井增产技术研究

山西沁水盆地郑庄区块经过多年开发,目前已初具规模。但是随着排采持续进行,部分生产井产量已经呈现明显下滑的态势。针对低产原因,从地质构造（断层、陷落柱）以及工程施工（压裂液、压裂参数）2个方面对排采井低产原因进行深入分析,提出现场施工采用活性水压裂液以及采用变排量施工工艺,尤其针对埋深大、渗透率极低的低产井提出“大液量、大砂量、变排量”压裂工艺,确保储层改造达到预期的效果。由于煤层堵塞导致生产井产量下降,建议采用解堵性二次水力压裂改造措施,并且在郑庄区块首次实施微生物解堵的实验性措施,探索了该技术在郑庄区块低产井治理中的有效性。