超低渗砂岩油藏开发中存在问题及综合治理措施——以华庆油田元427井区长9油藏为例

超低渗砂岩油藏中,高含水期的综合治理一直是国内外研究的一个难点。华庆油田元427井区平面上地层压力分布不均,纵向上吸水不均突出,东部高含水饱和度区局部油井见地层水。通过合理优化长9油藏注水技术政策,降低递减速度;通过开展注聚合物微球整体调驱,扩大注入水波及范围,改善水驱效果;通过摸排普查潜力层、潜力层补孔及井筒清防蜡、防垢、防偏磨、参数优化等综合治理措施使区块达到高效开发的目的,同时也为同类油藏的合理开发提供借鉴。长9油藏期通过注水技术政策调整,优化调整32井次,使区块阶段递减由调整前的46.7%降至7.2%;通过开展整体微球调驱,注水压力由13.0MPa上升至13.5MPa,水驱动用程度由69.6%上升至71.6%;通过实施井筒综合治理,实施参数优化23井次,平均泵效由19.0%上升至28.4%,油井生产时率提升10%。     

井下多功能注水工具的研究

葡萄花油田外围低渗透油藏由于渗透率低、储层发育差、层间矛盾大等原因,导致不少注水井注不进水,返吐出油。应用常规分层注水管柱,因地层返吐的油通过桥式偏心配水器的水嘴及管柱最底端的球座进入油管内部,导致注水井分层测试时仪器下井困难甚至掉卡,研发了井下多功能注水工具。该工具由单流导压配水器及免投捞可洗井压力开关两部分组成,前者使套管内的液体无法由配水器出水孔进入油管内部,后者能保证停注时套管内液体无法由管柱底部进入油管,二者结合能够有效限制油套环空内油泥及杂质进入油管,始终保持油管内清洁,从而提高测试仪器下井成功率及分层测试效率,提高分层注水效果。现场应用该工具施工51口井,投捞测试仪器一次起下成功率达到98.0%,累计减少测试前投捞堵塞器383井次,平均单井有效期869d。     

注聚井分级注入浓度段塞的现场应用

一直以来,聚合物驱的设计和实施普遍采用＂分阶段、统一段塞＂的注入方式,即同一阶段内,注聚区的所有注入井注相同浓度的聚合物溶液段塞,不同阶段,聚合物溶液的浓度不同。这种方式没有区别各井（区）不同的地层参数,使有的井因黏度太低而仍存在聚合物窜流,而有的井则因黏度太高注不进去。根据孤东油田六区西北部Ng5-6层的注聚过程中暴露出的问题,提出并实施了＂分级注入浓度＂聚合物段塞,井与井之间、同一井的不同时段,其注入段塞也不相同。为了实现这一点,根据流动系数、单井注入压力、吸水指数、启动压力、大孔道分布等5个条件,设计了5种段塞,在不同井、不同时段注入。2008年8月起在六区西北部Ng5-6层的35口井上实施,26口井见效,到2009年4月,比原聚合物驱多增油10190t;在三四区推广实施3个月,也取得明显增油降水效果。     

大型边底水气藏型储气库多周期运行存在问题及技术对策——以呼图壁储气库为例

呼图壁储气库设计库容107×10~8m~3,工作气量45.1×10~8m~3,共部署注采井30口。经过五个周期注采运行后仍表现出井网利用率低、调峰能力不足的特征,且强注强采使地层压力交替、剧烈变化,注采气量合理配置及跟踪调控较为困难,随着储气库逐步达容,地层压力已趋近设计上限地层压力,区域断裂、盖层等均存在漏失风险,极大的威胁了注采安全。通过配产配注、跟踪数值模拟与注采参数实时预测技术相结合,实施"储气库气藏—井筒举升—地面管网"的一体化分析,实现注采气量合理配置及跟踪调控。调峰能力评价及水侵区动用技术可逐步改善注采运行效果,对于边底水气藏型储气库,水侵区域应尽量少布井或晚布井,以降低低效井风险;对处于水侵区域的注采井,可通过"注气驱替+注采吞吐"的方式,改善储层渗流能力,恢复注采利用。利用库容诊断及微地震监测评价气库的动态密封性,为注采方案优选和气库达容达产提供了技术支持,实现了多周期安全、平稳、高效运行。     

二次充填补砂技术在稠油热采井的应用

王庄油田坨82断块稠油热采井采用两步法防砂工艺,并实施区块蒸汽吞吐开发。注蒸汽过程中,高温、高压、高速的注入流体破坏了充填防砂形成的人工挡砂屏障,导致了筛套环空和近井地带严重亏空;油井投产后,地层砂及充填砂在产出液的携带下,经射孔炮眼高速喷出,刺破防砂筛管进入中心管及井筒,导致卡泵;同时,粒径较大的砂粒沉降至井底,掩埋地层,导致供液不足。在该断块40余口稠油热采井实施二次填补砂技术,注汽后将筛套环空和生产层段用充填砂充满填补,重新建立人工井壁,使流体通过径向渗流进入防砂中心管;而地层砂在经过充填砂形成的人工井壁时被阻挡下来,形成远离井筒的自然充填挡砂屏障。其中10口井的应用结果表明：补砂后,平均防砂有效期由146.9d提高到448.1d,平均日产油由2.28t/d提高至10.2t/d.     

EAS液电造缝与稳定泡沫储层改造梳理技术在油层解堵增注中的应用

由于部分注入井储层受到污水中含油颗粒、管线中垢质以及近井地带返吐的地层砂等杂质污染,吸水能力下降。为提高低注井增注效果,改善地层渗流条件,利用EAS液电造缝(Electrohydrology Arise Seam)与稳定泡沫储层改造梳理技术,对2口注水井进行现场应用。通过对井内储层近井地带液电造缝,使堵塞地层孔隙的杂质松脱,并在原有孔隙基础上形成微裂缝,然后利用注入地层的稳定泡沫,将其返排至地面,达到解除注入井地层堵塞、改善地层渗流条件的目的。2口井现场试验表明,针对常规增注措施效果差的低注井,应用EAS液电造缝与稳定泡沫储层改造梳理技术,增注水量达到50%以上,有效期在2年以上。该技术在提高单井注入能力、协调层间矛盾、改善动用剖面等方面具有较好效果,在油田开发中具有广泛的应用前景。     

枯竭油气藏型储气库钻完井技术研究与应用

辽河双6块目前已接近枯竭,该区块改建地下储气库,固井质量是钻完井施工的核心。钻完井施工的难点主要包括储层压力系数低,建库技术要求较高,国内可借鉴的经验少,对注采井井筒的完整性要求高,缺乏必要的完井工具及配套技术等。针对于此,根据钻遇地层的特点及时调整钻井液性能和密度,并进行随钻堵漏和承压堵漏,平均每口井承压堵漏3～4次,承压能力由最初的1MPa提高到5.5～6.5MPa;技术套管固井时采用连续分级注水泥固井工艺,减小了水泥浆液柱压力;应用高强低密度水泥浆降低静液柱压力,盖层段固井应用胶乳水泥浆以增强防气窜能力;为保证井筒的密封性和完整性,技术套管和油层套管选用气密封套管,并逐根进行气密封检测。储气库钻完井的特殊工具和技术服务主要依靠国外石油公司,钻完井成本高,应进一步研发性能可靠的特殊工具。     

聚驱不同阶段低效井的确定及治理方法探讨

以杏北开发区投产较早的杏四～六面积南、北两个聚驱区块为基础,在确定聚驱不同开发阶段,即初期、中期、后期三个阶段低效井的基础上,根据聚区井的受效时间和受效特点,将低效井分为见效慢型、见效时间短型、见效差型及未见效型四种,并对其形成原因进行分析,提出治理对策:注聚初期阶段,主要通过钻补充井、水驱井利用、转注、对水驱井的聚驱目的层补孔等完善注采关系,并通过调整部分注入井的注入量、调剖、分层注聚等措施缓解平面及层内、层间矛盾;注聚中期阶段,主要通过提高注入井的注入浓度、扩大聚合物溶液的波及体积、实施压裂等改善油层条件:注聚后期阶段,主要通过改变液流方向、井组注采调整相结合、周期注聚等方式治理低效井.同时,举例说明在聚驱不同开发阶段治理低效井的成功做法,这些方法适合聚驱不同开发阶段的开发特点,具有较强的针对性,对提高聚驱开发效果具有指导作用.     

呼图壁大型储气库扩容提采关键技术研究

地下储气库作为季节调峰及应急采气的手段,具有单井产量高、快速强注强采、地层应力交替变化等特点。呼图壁储气库经过多个周期注采运行,表现出注采井利用率低、井网调峰能力不足、地面装置运行效率偏低等突出问题,且随着气库逐步达容,地层压力已接近设计上限,区域断裂、盖层、井筒均存在漏失风险。因此开展周期库容诊断评价、调峰能力评价及水侵区动用技术研究,提高储气库井网利用率和调峰能力,形成集"库容诊断、井筒完整性评价和微地震监测"为一体的气库完整性评价技术,评价落实气库动态密封性,保障气库"存得住";优化地面配套增压及集输处理工艺,保证注气压缩机运行效率及外输气产品质量,确保合格气"送得走"。最终形成了集注采地质、井筒工艺和地面集输为一体的储气库扩容提采关键技术体系,实现了呼图壁储气库多周期的安全、平稳、高效运行,为气库预定调峰能力的发挥提供了技术支持。     

子长油田富昌区调驱调剖技术的研究与应用

子长油田富昌区2004年开始进入注水开发阶段,目前与注水开发初期相比,平均单井日产油下降0.43t/d,综合含水率上升25.6个百分点。该区注水开发过程中存在层间非均质强,局部水淹水窜严重,油层动用程度差;边底水锥进明显,注水突进方向单一,油井受益不均衡;配套治理工艺方案优化程度不高,效果不明显且见效时间短等主要问题。针对存在的问题,对子长油田富昌区4个注水开发井组采用无机凝胶调驱工艺进行深部调驱试验,使用五段塞调驱体系,调驱剂配方为高相对分子质量聚丙烯酰胺+钠土+改性预交联颗粒+复合凝胶+交联剂,并通过公式计算了试验井组的调驱剂注入量。试验结果表明,4个试验井组的注水井均改变了吸水剖面,消除了指进现象,4口注水井吸水厚度增加了6.1m,平均单井启动压力较调驱前上升1.7MPa。试验井组的综合含水率平均下降3.82个百分点,单井组平均日增油0.57t/d,平均收益时间达到286天,4个试验井组累计增油1630.2t。     

模框法封井在扶余油田疑难井治理中的应用

针对扶余油田部分油水井吐泥岩严重、地层坍塌、鱼顶丢失等难点问题,采取救援井施工方式,利用新钻井眼轨迹,通过油层射孔井段作为联通媒介,使新、老井眼轨迹形成一个∪型连通器,最终建立起一个联通关系,从而实施向新井眼轨迹注水泥浆达到封死老井眼上返通道目的。该项技术解决套管错断下部鱼顶完全丢失无通道,浅层泥岩地层严重坍塌和漏失,套内和套外大量吐泥岩,作业时无法对下部井筒及油层进行有效封堵。在沟通新老井眼轨迹采用化学堵剂和增注提压措施,相对有效的降低了无效分流作用,提高新老井眼之间良好的沟通关系和联通性能,最终实现了有效封固作用。在现场应用中取得了较好的效果,有效的封堵了这部分疑难井,为扶余油田安全隐患治理提供了新的方法。     

提高杜229块蒸汽驱扩大井组生产效果对策研究

杜229块1998年投入试采,采用直井蒸汽吞吐开发,截至2007年底,区块开发进入吞吐末期,稳产形势严峻。针对该区块吞吐后期的特点,通过开发机理研究,数值模拟研究等方法,论证了超稠油蒸汽驱开发的可行性。2007年6月在区块中部实施了7个反九点注采井网的蒸汽驱先导试验井组。经过6年的动态调控,先导试验获得成功,并形成了超稠油蒸汽驱"先连通、再汽驱"的开发机理。针对先导试验取得的认识,2013年扩大实施5个蒸汽驱井组时,通过4项措施提高汽驱效果:优化油藏工程设计;注汽井的射孔方式采用限流射孔;转驱前实施整体吞吐,地层压力下降到2.7~3.5MPa,地层温度上升到80℃以上,注采连通达到70%以上;井组转驱前实施最后一次整体预热,强化注采连通,缩短转驱后的热连通时间。通过以上措施,扩大井组转驱后受效时间比先导试验区缩短2个月,高含水的热连通时间缩短4个月,油层纵向动用程度提高23%,油汽比提高0.026,采注比提高0.21。     

葡北油田注水压力对套管损坏影响研究

在进行了室内模拟实验,建立岩体失稳模型,对注水压力统计分析,以及对葡北油田原始地应力计算、岩石力学参数实验等综合分析基础上,计算得出葡北油田防止套管损坏注水压力。分析计算结果表明,葡北油田套管损坏的主要原因是不同岩性岩石的层间滑动。注水压力是使层间滑动的动力,注水地层以上泥岩层的水化是诱发地层层间滑动的重要原因。随着注水压力的增加,层间的滑移量随即增加,在某个注水压力值后,滑移量呈线性增加。滑移层不发生在注水层,而是发生在注水层以上的泥岩层。建议采取控制泥岩层浸水和水化措施来预防套损,断层附近应尽可能减小注水,防止断层浸水和断层滑动。对于注水压力较高的区域,建议将注水压力降低到临界压力以下;在未水化地层,地层压力控制在24MPa以下;已发生水化地层,地层压力应控制在22MPa以下。     

基于井筒—油藏耦合模拟的SAGD开发规律分析

SAGD开发中井筒及油藏耦合关系较为复杂,常规热采源汇井模型无法模拟SAGD水平井井筒内的流体流动,影响SAGD开发生产规律认识。因此,结合水平井井筒模拟方法,综合考虑井筒管流、井壁入流、油藏渗流等因素的相互影响,采用CMG软件建立水平井井筒变质量管流流动模型与均质油藏渗流耦合模型。数值模拟计算10年生产结果与开发区同类油藏实际开发动态参数对比显示,所建模型参数合理,可用来分析开发规律。在此基础上,深入认识SAGD开发过程中的温度场、压力场、注采剖面变化、生产动态变化特征,并开展了单管注汽、双管注汽、有无尾管的不同井筒结构下的SAGD开发效果对比。研究表明：受水平段压差分布影响,SAGD初期蒸汽腔主要在跟端发育,其他位置上升较慢,多点注汽可有效改善趾端蒸汽腔发育程度,使井筒沿程注采更均匀;水平段下入尾管可以有效改善井筒跟端蒸汽腔发育均匀程度,提高趾端蒸汽腔波及体积;对于均质油藏,三点注汽和两点注汽开发效果差别不大。     

扶余油田蒸汽驱技术应用与评价

扶余油田扶北地区油品性质属于弱稠油,长期采用注水开发方式,效果差,资源没有得到充分动用。2007年,用热采方式成功动用探40区块的稠油资源,从第一阶段的蒸汽吞吐看,热采投产井的日产油量是常规投产井的2～3倍,效果较好。经过2～3个吞吐周期后,进入到蒸汽驱阶段试验,前期应用数值模拟技术,确定符合油藏特点的汽驱参数和注入方式:注汽压力8～11MPa,原则上注汽压力要求小于油层破裂压力;注汽速度50t/d;井底注汽干度大于40%;油藏压力1～3MPa。试验效果认识到,好的储层物性、合理的注汽参数、高的采注比和不发生汽窜,是取得蒸汽驱开发效果的关键因素。建议选择储层条件好,特别是油层的物性参数要好的区块,进一步扩大蒸汽驱试验范围,为扶余油田大规模蒸汽驱开发提供技术储备。并且,要具备完善的试验监测和评价手段。     

腰平1井钻井设计和施工难点分析

腰平1井是松南气田第一口火山岩气藏水平井,主要目的层为营城组。由于井眼轨道设计需考虑靶点垂深的不确定性和工具造斜率的不确定性,故选择了易于控制和调整的"直—增—稳—增—水平"五段制轨道类型。井身结构设计以简化结构、提高钻井速度为目的,具体为技术套管下至泉二段造斜点上部,并配套相关工艺技术。欠平衡设计时采取井筒环空循环介质循环当量密度略低于据储层孔隙压力折合的当量密度即可的思路,地层流体一定要有控制地流入井筒,同时还需考虑地层稳定性。针对大尺寸井眼防斜打直、火山岩地层可钻性差、多套地层护壁难度大等施工难点采取相应对策,取得了较好的施工效果。腰平1井钻井周期仅135.83d,比设计提前了15.1%;平均机械钻速2.60m/h,比同区块直井提高了6.7%;最大井斜为83°,实际井底水平位移868.90m,水平段长度480.61m。建议今后进一步开展东部地区提高深井大尺寸井眼钻井速度、火山岩气藏钻井方式等方面的深入研究。     

聚合物驱电动直读测调技术改进及现场应用

大庆油田聚合物驱在进入规模化应用后,分注井的测调问题突出,前期研发的聚合物驱电动直读测调技术,由于聚合物驱井下团块、杂质附着情况严重以及配套工具自身设计等问题,导致其测试过程成功率不高,影响了现场施工效果。针对此问题,对聚合物驱电动直读测调技术进行了进一步的改进升级,研制出大扭矩电动直读测调仪,使测调仪输出扭矩由8N·m提高至12N·m;重新设计测调仪传感器布局,将原有内磁式双流量计测试方式变为外磁式单流量计测试,提高了测试过程的稳定性。同时对可调堵塞器结构进行设计优化,形成新型可调堵塞器。优化后的电动直读测调技术现场试验89口井,投捞成功率由93%提高到95.2%,投捞过程未出现卡顿、弯折现象;仪器一次对接成功率达到95%;抗堵塞性能得到增强;憋压情况进一步缓解,平均单井注入压力下降0.2MPa。     

氮气泡沫调剖技术在萨北油田的应用

为了控制高渗透层段水窜,提高最终采收率,在萨北开发区水驱井上进行了氮气调剖控制无效循环技术现场试验。根据预测分析结果,进行了施工方案设计。3口井共施工81d,累计注泡沫剂4477m3,注氮气100.7×104m3,累计气液比1.12∶1,注入地下气液总体积9512m3。3口井实际注入发泡剂平均浓度分别为0.3%、0.6%和0.9%;聚合物平均浓度分别为1.103%、0.168%和0.106%。措施后,注水启动压力有所上升,吸水剖面得到改善,经过81d氮气驱后,累计增油2569t,中心井有效期长达12个月以上,投入产出比1∶2.08,经济效益显著。     

海上稠油热采环空注氮隔热增产机理研究

为了提高热采效果,降低热采管柱失效风险,海上热采常采用环空注氮的工艺。本文对氮气的隔热效果和增产机理机型了研究。利用软件对不同隔热条件下的井筒沿程温度损失和套管温度进行了计算,计算结果表明采用隔热油管配套环空充氮工艺相比不采取隔热措施或环空不充氮,井筒沿程热损失最小,套管温度更低,可进一步降低套管受热伸长抬升井口及多轮次吞吐后套管及水泥环受热损坏的风险。通过室内实验对氮气进入地层的增产机理进行了研究,对现场油样的黏度试验表明,加入氮气后原油黏度降低了约10%～30%。利用数值模拟分析了氮气注入地层后的压力情况,结果表明,氮气能增加地层压力。氮气进入地层后能在地层上部形成隔热层,减少油层内热量向上覆岩层的散失,减小油层内的热量损失,提高热利用率。该工艺现场应用情况表明,环空注氮气隔热工艺能有效减小井筒热损失、防止井口抬升,避免套管及水泥环遭受高温破坏,还能提高产量,取得较好的热采效果。     

北过蒸汽驱汽窜控制技术初探

为改善过渡带地区的开发效果,在北过三四条带开展了蒸汽驱现场试验.在试验区转注蒸汽1年后,整体未见增油效果,但部分油井采出液温度上升幅度较大,出现蒸汽突进的现象.分析其原因,主要是蒸汽及热水的窜进造成的.汽窜产生的原因主要有地层压力不均衡、注采井距差异、地层构造影响、储层非均质性和注汽操作不当等.此外,蒸汽干度过低、注入体系不易压缩还会造成热水窜.通过分析比较凝胶类高温调剖工艺、高温泡沫调剖工艺、双激发无机非金属调剖工艺、分层注汽工艺、动态调整控制技术等汽窜防治的主要措施,给出了不同汽驱阶段的优化措施.对试验区内两口采油井——北4-30-RB263井、北4-3-B63井进行了汽窜原因案例分析,并提出了解决对策.鉴于稀油油藏的井段长、小层多,井简中蒸汽超覆严重,汽窜控制难度大,建议初期试验应采用高温调剖技术.