安塞油田低产低效井综合治理技术研究

安塞油田属于低渗、低压、低产的"三低"油藏,针对安塞油田开发实际情况,从经济极限产能方面定义了低产低效井,并对其进行了分类,从地质因素和后期开发方面分析了不同类型低产低效井的成因。通过对开发地质资料的研究分析,结合采油工艺技术,针对不同的低产低效井制定了合理的治理技术。实践证明,低产低效井治理取得了显著的效益,同时也为同类油藏提供了经验。     

胡尖山油田胡154区低产低效井综合治理技术探讨

胡尖山油田胡154区属于低渗、低压、低产"三低"油藏,针对胡154区油田开发实际情况,本文先从低产低效井分类入手,在分类基础上从地质因素和后期开发方面分析不同类型低产低效井的成因,最后通过生产动态数据分析,针对不同类型的低产低效井制定合理的治理技术,对今后胡154区低产低效井的治理起到一定的指导作用。     

海上河流相稠油油田低产低效井综合治理措施分析——以N油田09砂体为例

随着河流相稠油油田开发进入中后期,受原油黏度大、储层非均质性强、油水系统复杂等制约,低产低效井井数占比逐年增加。为了改善海上油田开发效果和实现降本增效,以N油田09砂体为例,开展海上河流相稠油油田低产低效井综合治理措施分析。结果表明,09砂体低产低效井成因可细分为储层物性差、采出程度高和工艺出砂三种类型;影响低产低效井综合治理措施的因素除了成因外,还有剩余油分布、井型、油柱高度、水平段长度等因素;在综合各因素的基础上,针对09砂体每一类低产低效井提出了相应的治理措施。其研究成果应用于N油田低产低效井的综合治理,增加产能400 m3/d,提高采收率约0.2%,取得了较好的开发效果。     

海上L油田低产低效井综合治理研究与实践

随着油田开发时间的延长和采出程度的提高,开发矛盾日益突出,低产低效井所占比例较高,严重制约了L油田的高效开发。针对L油田的实际情况,结合经济极限产能与开发经验,定义了低产低效井,分析了不同类型的低产低效井成因。通过精细地质油藏研究,结合采油工艺新技术,制定了相应的治理措施,已治理的低产低效井取得良好效果。     

海上Q油田低产低效井成因及治理技术研究

油田开发过程中存在低产低效井,其治理的好坏直接影响油田的经济效益。根据Q油田低产低效形成原因,将低产低效井分为地质低效、油藏低效和工艺低效三类,并针对每一类低产低效井形成原因,制定出相应的治理措施,包括地质油藏做精做细,逐层挖潜,剩余油精细研究;完善注采井网,优化注水系统;优化工作制度等措施。现场应用结果表明,Q油田2017年完成低产低效井治理43口,日产量增加1 032.9 m3,为油田的可持续发展提供了一定保障。     

低产低效井综合治理研究

随着油田开发时间的延长,产生了越来越多的低产低效井,其数量在总量中所占比例也逐渐升高。本文从低产低效井的现状、分类、低产低效井的成因以及低产低效井的应对措施方面进行剖析,以为广大的油田研究学者提供参考。     

渤海油田低产低效井综合治理技术体系现状及展望北大核心CSCD

低产低效井综合治理是渤海油田实现增产目标的关键途径之一。为了促进渤海油田低产低效井综合治理技术体系的研究与发展,分析总结了低产低效井的成因、治理难点及主要挑战,综述了高含水储层治理技术、储层改造技术、防砂治理技术、井筒治理与恢复技术、储层低效治理技术等低产低效井综合治理技术体系,并探讨了未来渤海油田低产低效井治理技术发展方向,以期为提高低产低效井治理技术能力、升级完善综合治理技术体系、推动渤海油田低产低效井实现低成本高效治理提供指导。     

渤海油田低产低效井综合治理技术体系现状及展望

低产低效井综合治理是渤海油田实现增产目标的关键途径之一。为了促进渤海油田低产低效井综合治理技术体系的研究与发展,分析总结了低产低效井的成因、治理难点及主要挑战,综述了高含水储层治理技术、储层改造技术、防砂治理技术、井筒治理与恢复技术、储层低效治理技术等低产低效井综合治理技术体系,并探讨了未来渤海油田低产低效井治理技术发展方向,以期为提高低产低效井治理技术能力、升级完善综合治理技术体系、推动渤海油田低产低效井实现低成本高效治理提供指导。     

提高油田低产低效井产能的技术方法探究

近年来,随着我国多数油田开采时间的延长,低产低效井产能问题的严重性在不断提高,油田开采总体效率与产量也在持续下降。而各处待开采油井油田普遍存在产能低、开采难度系数高等特征。如若没有对油田低产低效井产能问题加以及时解决,则会对我国市场经济、民生与军事等领域的发展起到阻碍影响,问题严重性不言而喻。因此本文则对油田低产低效井产能问题开展深入研究,并针对性提出低产低效井产能提高的有效技术方法。     

新沟油田提高低效油井产能实例分析

新沟油田是一个复杂断块低渗透、低产油田,断层复杂,构造破碎,油井多为低产低液的低效油井,基于低渗透油田的客观地质特点,造成了开发过程中的诸多突出矛盾。随着开发时间的延长,部分井开始低效或无效益生产。就目前开发状况来看,已开发老区块措施潜力逐年变小、选井选层也越来越困难,从而导致了低产低效井逐年增多,已成为制约油田开发整体效益提高的重要因素。在新沟油田开发的27年间成功运用了很多提高低效油井产能的措施,通过对这些实例的研究,分析、总结出新沟油田提高低效油井产能的原理,为今后在该区进行该类油井开发提供一点参考。     

超细水泥封堵技术

注水开发后期日益出现的地质问题及油套管的严重损坏,制约了油田的开发效果。针对河南油田注水开发中存在的上述问题,通过对超细水泥堵剂配方、堵剂性能、适应性等方面的研究,可实现对油井的高含水层、注水井的停注无用层、油水井套管外窜槽、穿孔、丝扣处的漏失等方面的封堵,取得了显著效果。自1998年8月-2001年12月在河南油田应用61井次,有效率85.3%,其中油井36井次,年度累计增油1.441×104t,降水7.6123×104m3;水井封堵25井次,累计增注14.32×104m3,控制无效注水16.95×104m3,创效益1800多万元,投入产出比达1:11.36,具有广泛的推广应用价值。     

高含水后期多层砂岩油田单砂体注采关系完善程度评价

针对多井网、多油层非均质砂岩油田油水井数多、井网间开发层系相互交叉、注采关系复杂的特点,如何及时、客观、准确评价单砂体水驱控制程度是高含水后期精细挖潜的技术保证。在精细地质研究的基础上,通过对影响单砂体注采关系因素分析,利用近年来大庆油田检查井资料及统计学方法,提出单砂体注采关系完善程度评价方法。该方法具有标准统一、客观性强、准确程度高的特点,为多井网、多油层油田单砂体注采关系完善程度及潜力评价提供了有效途径,在大庆油田区块调整、综合治理、措施井层优选中得到较好应用。     

特高含水期厚油层层内剩余油研究方法——以济阳坳陷史南油田梁11断块为例

高含水期厚油层层内剩余油的分布异常复杂。针对史南油田梁11断块沙二段8油组2层反韵律厚油层非均质性严重的特点,细分层内沉积微相,划分均质段,建立厚油层层内三维静态模型,对单砂体进行了多层段的数值模拟,搞清层内建筑结构及剩余油分布,利用侧钻水平井、侧钻井、补孔改层、完善注采井网、间歇注水等措施挖掘厚油层剩余油潜力,提高了油藏采收率,实现区块控水稳油的目标。     

高含水油藏全生命周期剩余油挖潜三参数研究

针对高含水油藏剩余油主要分布在油层顶部及井间的特点,冀东油田积极探索前期水平井+C02吞吐、后期转水平井气顶重力驱的全生命周期剩余油挖潜新模式,扩大波及体积与提高驱油效率并重,实现剩余油的高效挖潜.在全生命周期剩余油高效挖潜的过程中,水平井布井参数、完井参数、生产参数的研究最为关键,因此,文中从矿场统计及数值模拟2个方...     

渤海油田氮气泡沫段塞调驱研究与应用

结合渤海油田开采现状及海上作业条件要求,提出了氮气泡沫段塞调驱措施实现对老油田的挖潜控水。氮气泡沫段塞驱油实验结果表明,在总注入量相同条件下,段塞式注入泡沫好于连续注入方式,且3个泡沫段塞好于2个泡沫段塞的调驱效果,其中"连续注入泡沫"方案相比水驱提高采收率为19.7%,"2个泡沫段塞"方案提高23.5%,"3个泡沫段塞"方案提高31.7%;矿场应用表明,泡沫段塞式注入可以取得很好的降水增油效率,实验井组共计13口油井,其中12口逐步见效,见效率高达92.3%,平均日增油50 m3左右,累增油14 703 m3,展现了氮气泡沫段塞调驱的技术应用潜力。     

砾岩油藏“双高”阶段利用过层井资料挖掘剩余潜力

文中针对目前克拉玛依油田七中、东区克上组砾岩油藏处在高采出程度、高含水率的"双高"阶段下剩余油分布严重不均匀,加密调整存在风险等问题,提出如何有效利用工区内大量过层井资料以降低调整风险,并首次探索提出通过老取心井与邻近过层井电阻率曲线形态来提取相似层段声波时差数据,建立老取心井与过层井的声波时差关系,对过层井进行测井解释,解决了老取心井与过层井的匹配问题;然后根据相渗曲线确定残余油饱和度,结合过层井解释结果,采用变换容积法计算过层井单井控制下的剩余可采储量;最后依据经济极限产油进行潜力分级,找出经济有效潜力区,摸索出一套适合砾岩油藏"双高"阶段下利用过层井资料进行挖潜增效的方法。现场新钻井投产效果表明:应用上述方法,充分利用好过层井资料能更加有效地挖掘剩余潜力。     

电加热配套技术在孤岛零散稠油油藏开采中的应用

孤岛油田进入特高含水期以来,动用零散稠油储量已成为弥补递减的主要措施,为此引进电加热技术开采零散稠油油藏。经过多年的探索与应用,通过理论与现场对电加热井各项参数的优选设计,并进行工艺配套,使其成为孤岛油田零散稠油油藏开采的主导工艺之一。目前已施工 2 8口井,增产原油 9.6 418×104t,取得了较好的开采效果和经济效益。     

陕北低渗透裂缝性油藏调剖试验研究

安塞油田三叠系长6储层渗透率（1~3）×10?3μm2,在92口见水油井中,裂缝型和裂缝-孔隙型见水油井29口。靖安油田三叠系长4+5储层平均渗透率1.447×10?3μm2,在68口见水油井中,见注入水油井41口,由于裂缝沟通,不少油井投产初期即见注入水;姬塬油田侏罗系延9油藏平均渗透率66.9×10?3μm2,吸水厚度仅占油层厚度的35%,部分油井水淹,而大部分油井注水不见效。通过对低渗透裂缝油藏调剖实验研究,确定采用体膨颗粒和聚合物弱冻胶复合调剖工艺,在实施调剖的20个井组中,有19个井组吸水指数明显降低;有11个井组取得了增油、降水效果;有5个井组含水率下降;有3个井组,由于裂缝封堵强度过大,导致调剖无效。     

大庆油田钻井完井技术新进展及发展建议

“十二五”期间,大庆油田针对深层火山岩砂砾岩、致密油水平井、特高含水油田调整井和超浅稠油水平井等钻完井技术难题,在复杂地层钻完井技术、随钻测量与控制技术、深井提速提效关键技术与工具、钻井液技术和固井技术等方面开展了技术攻关,钻完井技术能力和水平得到了长足的进步和发展,并形成了具有大庆油田特色的钻完井配套技术,基本满足了大庆油田钻井提速、提效和降本的技术需求。“十三五”期间,为了满足大庆油田深部气藏和“三低”油田经济有效勘探开发的需求,实现年产油气当量4 000×104 t持续稳产的战略目标,需在深部难钻地层、复杂区块调整井和非常规油气资源等3个领域以及前沿高端技术方面开展攻关研究,持续推进大庆油田钻完井技术的进步和发展,为大庆油田健康可持续发展提供钻完井技术保障。      

含油污泥调剖技术的研究与应用

含油污泥是油田开发过程中产生的污染之一,河南油田每年产出近5×104 m3的含油污泥,为充分回收利用含油污泥,引进了含油污泥调剖技术,通过对含油污泥进行化学剂处理,使其变成活性稠化的调剖剂,能有效地封堵高渗透地层,提高注入水波及体积。现场试验表明,该技术能较好地解决污泥污染与利用问题,提高回注污水水质,有显著的社会效益和经济效益。