涠洲12-1S-2井水力喷射完井液研究与应用

针对涠洲12-1S-2井的储层特点,国内首次构建了储层保护的甲酸盐水力喷射完井液体系,其基本配方为:海水+3％防水锁剂HFS+ 2％防乳破乳剂HFR+ 2％防垢剂HFG,甲酸钾加重.室内实验结果表明,该体系具有较好的防膨性、防水锁性、配伍性以及储层保护性等.径向射流甲酸盐喷射液于201 1年7月在WZ12-1S-2井流一段进行了现场试应用.     

涠洲油田甲酸盐钻完井液体系适用性评价研究

针对涠二段井壁失稳及储层段保护问题，通过涠洲油田地层特性及钻井液性能室内评价研究，提出了甲酸盐钻井液体系作为涠洲油田开发井钻完井液，以实现钻完井液一体化，室内评价表明，该体系满足涠洲油田开发井复杂层段井壁稳定要求及储层段储层保护要求，适用于涠洲油田开发井钻完井施工。     

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。     

吐哈油田喷射-气举采油技术研究

针对吐哈油田低压、低孔、低渗的油藏特征,开发出适合鄯善油田低产气举井的喷射-气举采油新技术。通过对气体喷射泵原理及结构设计的研究,研制出多级投捞式SLB气体喷射泵和配套投捞工具,满足了油田现场的需要,S613等油井的喷射-气举采油现场试验表明,采用喷射-气举采油新技术达到了增产、节气、防蜡和提高气举井举升效率之目的,喷射气举采油比常规气举采油有更多的优势,在气举采油油田具有广阔的应用前景。     

特低渗储层产能模糊综合评价方法研究

针对特低渗储层受非均质性影响，难以准确获取表征储层真实产能的渗透率、供液半径等主要参数的问题，运用模糊综合评价理论，从定性评价和定量评价2个方面选取了影响储层产能的关键因素，通过建立合理的多级综合评价指标体系，对特低渗储层产能进行科学合理的评价。实例应用表明，涠洲6-1油田和涠洲9-3油田单井综合评价结果与实测产能相对误差分别为2.2%和3.8%，证实评价结果可靠性较高，该方法为寻找油田后续接替储量具有一定指导意义。     

安塞油田水平井水力喷射分段压裂技术研究

安塞油田三叠系存在"低渗、低压、低产"等地质特征,传统压裂工艺一般压裂1～2层,平均单井日产液量3.5 m3左右,单井改造效果较差,且选用直嘴+封隔器的简单压裂管柱施工,施工周期一般在10天左右,施工周期较长。安塞油田引进了水平井水力喷射分段压裂技术,对水平井水力喷射分段压裂机理、水力喷射及分层压裂中诸多参数进行了优化,并在现场进行了试验。2011—2012年此项技术在安塞油田成功应用22井次。该技术施工针对性强,工艺简单方便,适用各种完井方式及固井质量差的井况,为安塞油田及其它区块储层低渗油气藏水平井水力喷射及压裂改造工艺的实施奠定了基础。     

水力喷射酸化喷嘴流场模拟计算及参数优化

水力喷射酸化技术是目前较新的一项储层增产技术,该技术既具有传统酸化压裂的特点又具有定向深穿透的优势,具有较好的发展前景。本文通过对水力喷射喷嘴外部流场进行模拟,对比单向流喷嘴外部流场和气体保护气液两相流喷嘴外部流场的速度分布云图得出,理论上气体保护气液两相流喷射效果更好,同时模拟得到影响气体保护气液两相流喷嘴外部流场的因素,为现场施工提供依据。     

涠洲12-1油田水平井无固相有机盐钻井液技术

涠洲12-1油田在应用无固相有机盐钻井液钻进储层时,存在钻井液流变性不能满足长裸眼水平段井眼清洁要求、暂堵剂粒径分布不合理和储层保护性能差的问题。为此,通过优化增黏剂的加量和暂堵剂的粒径分布对无固相有机盐钻井液配方进行了优化。性能评价表明:优化后的无固相有机盐钻井液具有较高的低剪切速率黏度,可以提供良好的携岩和悬浮岩屑的能力;储层保护性能优良,岩心的渗透率恢复率大于90%;抑制性能较强,泥页岩线性膨胀率仅为10%,岩屑滚动回收率高达96.48%。4口井的现场应用结果表明:采用优化的无固相有机盐钻井液后,涠洲12-1油田水平井段未发生起下钻遇阻;表皮系数由20.0以上降为-3.0,产油量为配产的2倍。这表明,优化后的无固相有机盐钻井液能满足涠洲12-1油田水平段钻进的要求,可解决水平井段井眼清洁和储层保护效果差的问题。      

水力喷射水平钻孔技术在长庆陇东油田的应用

常规射孔弹射孔深度小,低渗层射孔后完善程度低,难以对目的层定向,压裂、酸化等常规改造措施在长庆油田的应用也存在一定局限性.为了解决上述技术难题,2007年长庆油田引进了水力喷射水平钻孔技术.该工艺利用高压射流的水力破岩作用,在油层中的不同方向上钻出多个直径达50.8 mm(2英寸)的水平小井眼,从而增加原井眼的泄流半径,达到增加原油产量的目的.现场应用表明,该技术能够突破常规改造工艺的局限,增产效果明显.     

涠洲12-1油田储层保护修井液技术

涠洲12-1油田为复杂断块油田,储层物性较差,以中孔中渗和中孔低渗为主,存在多种敏感因素,容易受到伤害.通过对该油田储层伤害的机理分析,提出了解决储层保护问题的修井液技术对策.从现场应用的统计数据看,12口油井应用该修井液技术修井后产能恢复快,所有井作业均较顺利,部分油井产能得到明显提高,其中WZ12-1-B8井修井后产液能力提高90％,产油较修井前高出近5倍;WZ12-1-A8修井后产液能力提高42.3％,产油能力提高36.8％.     

水力喷射压裂机理与技术研究进展

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。介绍了水力喷射射孔和水力射孔裂缝起裂控制机理,分析了影响水力喷砂射孔效果的因素。综述了水力喷射压裂原理,依据Bernou lli原理,射流增压与环空压力叠加超过破裂压力产生裂缝并维持裂缝延伸。介绍了水力喷射辅助压裂、水力喷射环空压裂及水力喷射酸压等多种工艺形式。水力喷射压裂工具是现场应用成功的关键因素之一,连续油管与水力喷射压裂技术联作在油田增产作业中有一定优势。水力喷射压裂工艺在国外现场应用已经取得较好效果,在国内尚属现场试验起步阶段。指出了目前研究的不足,并对未来的研究方向做出了分析展望。     

海上低渗储层裸眼测试及径向射流联作技术

针对海上低渗储层常规APR测试技术作业复杂、成本高昂又难以获得工业油气流的难题,国内外首次研发了海上低渗储层裸眼测试及径向射流联作技术。通过井身结构优化,喷射液、新型径向射流工具及联作测试管柱研发,该技术把径向射流技术和常规APR测试技术有机地结合起来。相对常规APR测试技术,避免了储层段下尾管固井、射孔及储层改造作业;相对常规径向射流技术,避免了单独起下管柱及压井环节,最大限度的保护了油气藏。该技术在南海西部某探井测试作业中成功运用,大大减少了作业时间、节省大量作业费用,为海上低渗储层测试作业找到了一条新路,有较大的推广价值。     

油气井径向水力喷射钻孔工艺技术研究与应用

径向水力喷射技术是利用高压射流的水力破岩作用,在一口井的同一个油层或不同油层内沿径向钻出一个或多个水平井眼。该技术可准确控制扩孔向储层方向延伸,建立地下储层高导流能力渗流通道,突破近井储层污染带,连通储层远井地带剩余油气,有利于油气田增产增注。从分析该工艺的工作原理、技术特性及施工要领入手,介绍了径向水力喷射钻孔工艺在华3-4井的成功应用,对同类型施工具有参考意义。     

水力喷射径向钻孔技术在白马庙气田挖潜中的应用

白马庙气田蓬莱镇组气藏属红色陆相碎屑岩远源次生气藏,主要储层为分流河道及河口坝砂岩。蓬
莱镇组气藏是典型的中～高孔、低渗、弱超压致密砂岩气藏,储层非均质性强,纵横向变化大,储层宏观裂缝发育较
差。该气藏部分井未钻遇分流河道及河口坝砂体最佳部位,导致效果不佳,为有效沟通远井地带储层与井筒,通过
再造新的油气渗透通道,增大泄流半径与面积,最终提高单井产能是这类难动用气藏高效开发的关键。水力喷射
径向钻孔技术在现场应用取得了工艺和增产效果的成功,值得在气井挖潜中推广应用。     

中海油南海2个油田新项目投产

正近日,中海油有限公司宣布涸洲12-2油田联合开发项目及涠洲11-4北油田二期项目已投产。涠洲12-2项目位于南海北部湾海域,平均水深约36 m。该项目包括涠洲12-2油田、涠洲12-1西油田及涠洲11-2油田北块三个油田,主要生产设施包括3座井口平台及18口生产井。该项目全部生产井均已投产,原油产量约16 000 bbl/d,已达到ODP设计的高峰产量。涠洲11-4北项目位于南海北部湾海域,平均水深约40 m。该项目依托周边现有生产设施生产,新建     

涠洲油田群强水敏储层钻井完井液伤害分析及解堵技术应用

针对涠洲油田群强水敏储层投产后达不到配产要求、采液指数很低、表皮系数较大等问题,选取典型井WZ11-1N-A12Sa作研究对象,找出了储层损害原因,研制了水基乳液复合解堵液HJD-S并对其进行评价,得出该解堵液对油基泥浆滤饼有较好的分散、清洗能力,防破乳能力强,与地层流体、岩石的配伍性好,解堵液对钻完井液污染后的岩心具有较好的解除效果,渗透率恢复值大于100%。现场应用表明,解堵液能有效解除该井涠洲组的堵塞,实现日增油208m3,2012年增油量达4.52×10^4m^3。     

水力喷射径向钻井研究及其在碳酸盐岩储层中的应用

水力喷射径向钻井技术是一种有效开发低渗边际油藏、边底水薄层油藏、枯竭油气田剩余油气资源的低成本的增产完井技术。在低油价的新常态下,为了探索低渗薄层碳酸盐岩储层的有效开发方式,通过对水力喷射径向钻井技术原理、优势、存在问题的调研和研究,结合选井选层分析、施工方案优化与过程质量控制,圆满完成水力喷射径向钻井技术在碳酸盐岩储层中的试验应用。过程分析表明,在碳酸盐岩储层中实施径向钻井时喷射软管磨损大;使用酸液喷射钻进一方面能增加径向钻进进尺,另一方面也容易形成杂质影响施工进程;作为喷射的工作液必须达到无固相的要求。     

拖动式水力喷射分段压裂工艺在筛管水平井完井中的应用

为实现筛管水平井储层有效压裂改造和降低施工风险,对拖动式水力喷射分段压裂工艺进行了优化改进。根据水力喷射分段压裂工艺技术射流增压、射流密封和降低起裂压力的基本原理,结合筛管水平井的井况及特点,将拖动式水力喷射分段压裂工具与滑套式工具相组合,融合相应的施工工艺,降低了筛管井压裂管柱砂卡风险。成功对筛管水平井SA井实施3段加砂压裂,最高施工砂比达到40%,压裂规模72 m3,压裂管柱成功上提出井。裂缝监测结果表明,在水平段压裂位置产生了3条走向明显的裂缝,裂缝长度均为110~135 m,与设计长度吻合较好,实现了储层分段压裂目的。该井产油量由原来的4.0~5.0 t/d提高到25.9 t/d,压裂增产效果明显。      

保护储层型水凝胶修井液技术——淡水水凝胶体系构建与性能评价

针对常规修井液无法满足东海平湖油田高温、深井、低孔低渗储层修井要求的情况,结合该油田砂岩储层渗透性漏失的特点,从漏失的根源入手,优选出了胶凝剂、流态稳定剂、改善抗盐性的辅助胶凝剂和无机水凝胶以及保护储层的黏土稳定剂和助排剂,成功地构建了一套以改变流动介质流态为主的淡水水凝胶修井液,并对其性能进行了系统评价,该体系不但具有较好的可泵性、抗温稳定性、热稳定性和堵漏性,而且腐蚀性小、配伍性好,还具有较好的储层保护性能。     

涠洲12-1油田北块注水优化数值模拟研究

涠洲12-1 油田北块储层连通性复杂,非均质性较强,稳定注水开发存在原油产量低、采出程度低、稳产难度大等问 题。为了提高该油田综合开发效果,为油田下一步开发调整提供依据,利用油藏数值模拟技术对该油田进行了注水方案研究。通过对比分析,优化的不稳定注水方案比常规注水方案原油采收率可提高3 个百分点左右,为类似油藏的开发提供了借鉴。