大斜度井射孔技术的探讨

当前现场普遍使用的射孔工艺技术中射孔通道始终和枪体保持垂直,并且该射孔技术仅适用于井斜角度相对偏小的垂直井或定向井。但井斜角较大的井采用这种射孔技术过程中,井眼轨迹与油藏目的层一定角度相交,射孔通道的方向不能保证与油藏目的层保证平行,将会直接对油藏目的层的有效穿深产生一定影响,同时射孔通道也有一定可能性穿透目的油层,最终导致单井产量和完井效果受到较大影响。因此,为提高大斜率井的射孔效果,更好地指导水力压裂裂缝的方向,提高措施效果,需要对大斜度井的射孔技术进行科学研究。     

鄂尔多斯盆地延安组油藏快速建产模式研究

以早期探井为基础,以相控论、岩控论为理论指导,预测延安组油藏分布特征与规模;整体部署,滚动实施,以探井为基点,设计基础井网;按照基础井网,骨架井先行,结合随钻、钻后调整技术,进一步落实油层;围绕骨架井,分批次实施基础井网开发井,完善井网,提高油层钻遇率,钻井利用率,提高产建速度,缩短产检周期,形成延安组快速产建技术。靖边油田Ⅲ区采用延安组快速产建技术,取得了良好效果,1年8个月内建成产能5.6×104 t,油层钻遇率90.8%,钻井利用率98%,注采井网完善,实现了延安组小规模油藏的快速产建,也形成了延安组油藏的快速产建模式。     

低渗油水井超深穿透射孔工艺应用探讨简

目前常规射孔受射孔穿深及射孔孔径的限制，无法满足新井射孔井区地层条件差、有效渗透率低的条件。影响产液能力。提高射孔穿深、改善近井地带的渗流特性、提高油气井的单井产能是亟待解决的问题。我厂开展的深穿透射孔技术，一体复合、多脉冲内盲孔携砂复合等深穿透射孔技术的应用提高了射孔弹的穿深，改善了地层渗透率，达到了增产增注的目的。     

寨子河油区长8油藏注水开发研究

寨子河油区自上而下钻遇了延安组、延长组等多层系含油复合区,长8油藏是其主力油藏之一。截止到2020年12月底,长8油藏总井数152口,其中采油井109口,注水井43口。通过地质和试油试采数据研究,以完善注采井网、注采对应、部署层间超前注水为目标,实施科学配注,实现了该油藏的高效注水开发。     

非均质多油层油藏降低成本配套技术研究与应用

濮城油田沙二下油藏属于非均质多油层油藏,降低成本配套技术的研究与应用了油井堵水、水井降压增注、高能复合射孔和双靶定向侧钻技术,改造了油层、补充地层能量、降低成本、挖潜剩余油。该油藏的开发经验,对同类油藏的开发具有一定的借谏意义。     

文51断块油藏降低成本配套技术研究与应用

濮城油田文 51断块属于非均质多油层油藏 ,层间动用程度低 ,通过研究应用油井堵水、水井分调 ,水井降压增注、高能复合射孔等技术 ,改造油层、降低成本、挖潜二、三类储层剩余油。该油藏的开发经验 ,对同类油藏的开发具有一定的借鉴意义     

哈萨克斯坦NB油田白垩系储层特征及其控油作用

哈萨克斯坦NB油田白垩系油藏为高孔高渗中厚互层的边水油藏,油层纵向发育层数多,单层厚度薄,油水界面复杂,给注采井网设计带来难度。通过沉积微相研究、储层特征研究及油水分布的控制因素研究,认为沉积相带是白垩系油水分布的主控因素,建议注采井网井距设计、射孔井段规划和注采参数设计过程中,要充分考虑沉积相带及砂体厚度在平面上的分布特征,为优化注采井网提供了重要的地质依据。     

小洼油田稠油热采井堵塞机理及复合解堵技术研究

小洼油田属中深层稠油油藏,开发方式为蒸汽吞吐及蒸汽驱,取得了良好的开发效果,但随着开发程度的不断提高,生产井出现油层堵塞,注汽压力高,产液产油量下降的问题,经研究发现生产井堵塞是近井带有机质堵塞与油层深部无机堵塞综合作用所致,因此研究开发了有机解堵剂和多氢酸缓蚀酸复合解堵技术,现场应用4井次,有效率100%,平均单井增油2.3t/d,累计增油2500t。     

文51继块油藏降低成本配套技术研究与应用

濮城油田文51断块属于非均质多油层油藏，层间动用程度低，通过研究应用油井堵水、水井分调，水井降压增注、高能复合射孔等技术，改造油层、降低成本、挖潜二、三类储层剩余油。该油藏的开发经验，对同类油藏的开发具有一定的借鉴意义。     

水平井优化技术在宁东油田产能建设中的应用——以宁东油田宁东26井区延52油层组为例

宁东油田延安组油藏具有构造幅度低、储层相变快、边底水发育等特点。为确保油田的高效开发,在论证了水平井开发的可行性基础上,研究了水平井优化设计方法。根据试油试采资料和单井地质模型,优化水平段长度;考虑储层展布、构造走向、油水关系等因素,优化井身轨迹。结论认为:在油层厚度较大的区域及构造高部位采用水平井开发可提高宁东油田宁东26井区整体开发水平,优化设计水平段长度控制在300m左右为宜。该技术在宁东油田延安组开发井设计中取得了较好的实施效果,对类似油藏的开发具有借鉴意义。     

北一区断东强碱三元复合驱单井组开发调整技术研究

三元复合驱开发见效特征明显。但受油层沉积环境影响,单井间油层发育平面、纵向存在明显差异、且连通关系复杂不一,三元复合驱开发过程中单间见效特征各不相同。含水变化大致可分为√型、V+√型、V型、浅碗底型、W型,同时存在单井见效不同步的特点。因此化学驱过程中,需根据不同单井油层发育状况,个性化设计注入参数、及时采取跟踪调整措施,通过提高油层动用、保持注采能力、控制含水回升,实现化学驱技术经济指标的最大化。北一区断东三元矿场试验研究表明,按照单井油层发育状况对单井组进行归类分析,个性化采取调整措施,三类井化学驱结束时阶段采出程度都达到了20%以上,确保了三元复合驱开发效果。     

吉林H油藏水平井井网形式优选

H油藏目前处于即将全面开发阶段,针对区块的油层厚度较薄,油层分布稳定,低孔低渗的特点,运用油藏数值模拟技术模拟区块的油水分布,并研究水平井井网在区块的适应性。由于水平井井网组合参数多,各个参数之间相互交叉、相互耦合,为了避免单因素分析方法得到的结果非最优,采用正交设计方法对水平段长度,射孔压裂缝长,油井排拒,井间距,采油速度等做了敏感性分析,最终得到了吉林H油藏合理的水平井注采井网形式。     

超低界面张力体系驱油技术研究与现场应用

陕北油田位于鄂尔多斯盆地大地构造带,以侏罗系延安组和三叠系延安组为主力油藏,具有低压、低渗透(或特低渗透)、低孔隙的特点,致使大部分残余油滞留在储层中无法驱采,导致采收率很低,。超低界面张力体系,可以降低试验井组受益井的含水上升速度,进一步提高注水效率,改善区块注水开发效果,提高油层吸水能力,改善吸水状况,扩大注入水波及体积,改善注入水的驱替效率,提高洗油效率,使井组含水下降,提高单井产油量,进一步提高原油采收率。     

零散砂体油田精细注水调整研究

针对大庆油田西部葡萄花油层砂体规模小、分布零散、单井钻遇层数少、油层薄等发育特点。以单砂体为研究对象,在注采系统调整方式上,改变了以往规则转注的方式,提出了"平面控制单砂体,纵向兼顾各小层"的按砂体注采系统调整方式;在注水调整上,以合理注采比研究为依据,根据单砂体注采对应关系,对不同含水阶段不同注采对应关系砂体采取个性化配注。通过在葡西油田的开发实践,改善了零散砂体油田的开发效果,在同类油藏开发中具有推广价值。     

火驱采油技术现场应用效果的影响因素分析

杜66块杜家台油层上层系火烧油层先导试验于2005年5月在杜66块的曙1-47-039井组启动,由于开发效果显著,此后逐年扩大规模,由原来的单井组单层火驱扩充为41井组多层火驱.本文通过分析火驱现场开发过程中的效果分析,研究总结出油藏条件、受效时间、注采参数等因素在火驱开发中的作用,为今后火驱试验规模扩大及同类油藏火驱试验项目开展提供借鉴.     

D区块二类油层弱碱三元复合驱效果及认识

为进一步探索弱碱三元复合驱在S开发区二类油层推广的可行性,在油层发育具有代表性的纯油区东部开辟了工业化规模的D区块。实现了首次弱碱三元复合驱工业化应用提高采收率23个百分点以上;验证了石油磺酸盐弱碱三元复合驱油技术适合S开发区二类油层;建立了二类油层弱碱三元复合驱单井组跟踪调整模式;量化了二类油层弱碱三元复合驱全过程注采参数技术界限。     

现代油气井射孔新技术适应性研究

目前,萨北油田新井开发的油层条件逐渐变差,为提高新井产能,运用了多种射孔新技术:针对储层渗透率低的情况,采用多级复合射孔技术;针对油层受到伤害的情况,采用动态负压射孔技术;针对地层压力高的情况,采用新井射孔与下泵一体化工艺技术。这些射孔新技术的合理应用,较好地解决了地层压力高、储层渗透率低及油层受到伤害井的射孔投产问题,相比常规射孔技术,提高了油井射孔后的采液强度,最大化地发挥地层产能。     

低渗透油藏分层数值模拟技术及在注采参数优化中的应用

我国的低渗透油藏一般具有油层物性差,非均质性强等特点。开采方式一般都是多层合采。由于储层物性不同、射孔时间不同等因素造成的层间开采的不均衡、层间干扰现象十分普遍。油藏注水后,由于平面和纵向的非均质性以及注采关系不对应等因素经常会造成注水不受效或受效不均衡。本文旨在通过分层数值模拟技术明确各层剩余油分布状况及开发潜力,并在此基础上进行注采参数优化,最终给出合理注采方案,改善井组注采对应关系,提高水驱控制及动用程度,从而提高油井单井产量。     

宁东油田水平井注水开发研究

应用水平井开发油藏,可以增加单井控制储量和单井产能,但水平井注水开发仍然不同于常规井网开发,需要合适的注采井网,合理的注采参数以确保取得较好的开发效果~([1])。宁东26井区延安组延5油藏为低压低渗边水油藏,利用水平井通过合理的井网部署,注水后加强精细注采管理,对注水受效特征进行分析,明确主流线方向,以此为依据,理论联系实际,确定合理的注采比,采油速度,生产压差等参数。宁东26井区延5油藏通过水平井开发取得了较好的开发效果,预测最终采收率在30%,成为水平井开发取得较好开发效果的典型例子。     

长命山油区延9油藏注水开发对策研究

长命山油区主力生产层位为延安组延9油层，目前综合含水高，含水上升速度较快，平均单井日产量低，产量下降较快，低产低效井逐年增多。针对目前开发中存在问题，在前期大量地质研究工作基础上，主要以油藏特征为指导方向，精细刻画井间砂体展布及微构造特征、储层特征及油藏类型，并结合各类生产动态资料分析目前开发存在的主要问题，在此基础上完善注水开发井网，提高注采对应关系，编制综合调整方案，提高该区的采出程度及最终采收率。