塔河碳酸盐岩缝洞型油藏挤水泥堵水矿场试验

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储集体非均质性强,发育规律和控制因素复杂,纵向上受构造-岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制,多个缝洞单元在空间上叠合形成复杂油气藏,具有独立的油气水系统和不规则的形态,油藏埋深5200～6500m,缝洞系统高差1200m以上。受底水油藏缝洞认识不足限制,堵水困难。为此,2006～2008年,利用水泥车、灰罐车、配水车和各种辅助设备,采用高压挤入管柱,进行挤水泥堵水矿场试验。挤水泥堵水工艺机理主要以造隔层为主,除在裸眼井段将水层封住外,主要是在油水界面造一水泥隔层,从而达到封堵水层的目的。该工艺实施的成功与否,主要取决于储集体类型、堵水时机、水泥隔层的延伸范围及厚度。3年来,共实施挤水泥堵水37井次,工艺成功率为100%,有效率为72.97%,累计增油45602t,累计降水74067t,平均有效期147.5d,吨油成本为749元。对于挤水泥堵水造成的地层污染,可以通过射孔、酸化等措施加以清除。     

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系

岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏特有的复杂地质特征,在一定程度上制约了人们对油、水体的赋存与分布状况及分布规律的认识,制约了预测和控制油井见水技术措施的实施。因此,充分利用岩溶缝洞单元的研究成果,结合开发井的油水资料,不断归纳总结不同岩溶地貌单元油井的开发动态特征,研究和探讨油水的组合规律、组合类型,分析油水分布变化状况,对油水体系进行划分,这对碳酸盐岩油藏开发具有重要的理论与实际意义。     

塔河油田碳酸盐岩储层酸压酸岩反应影响因素研究

由于地质因素的复杂性,碳酸盐岩储层的酸压效果与酸岩反应的各项影响因素关系密切,通过研究温度、酸液浓度等影响因素,可以采取有效措施控制酸岩反应速率,从而提高酸压效果。     

6000m以上超深井套损因素分析及治理对策

塔河油田属于碳酸盐岩缝洞型油藏,开发难度大。在开发过程中,套管的变形、损坏时有发生,直接影响着油井的正常运转和生产。为找到套管损坏的规律和根本原因,对塔河油田440口高含H2S(95%井H2S超过20mg/L,平均1500mg/L)的掺稀超深生产井(5500~7100m)10年来的套管损坏情况进行了分析。分析结论认为塔河油田超深井套损的发生主要受井超深应力变化、裸眼上段的泥质岩、完井套管材质适应性差、地层改造强度高、生产压差大、套管悬挂器和套管接箍等因素影响。由于受井深限制,出现套损后,套管补贴难度大,普通的挤堵修套有效期短,因此超深井的套管损坏应以预防为主。预防套管损环的主要措施应以提高钻井技术、固井质量为基础,以取准地应力变化趋势、制定合理的注水、生产压差为手段,以研制抗高温、高H2S、高矿物质及超高强度抗挤毁的非API套管为攻克点,全面提高套管抗损坏能力。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

滚动开发模式在超深薄层复杂油藏中的应用——以塔河3区石炭系为例

塔河3区石炭系油藏为发育不等厚薄互层状构造-岩性复合油藏,具有埋藏深、单层厚度小、砂体多呈"条带"、"透镜状",含油砂体分布零散等地质特点,开发初期,由于井网密度小、井距大,很难一次完成整体开发方案的编制。为此,开展滚动迭代开发模式,通过多次迭代滚动进行数次油藏描述,直至油藏得到更为清楚的认识。首批部署4口评价不同井区的关键井,取得较好效果,在此基础上修改设计方案,对井位进行调整。先后进行三次迭代滚动开发部署,共部署9口井,均取得成功,证实了迭代滚动开发模式的有效性。实践表明,复杂油藏迭代滚动开发模式的成功率主要取决于约束井的数量,井越多,构造、储层的准确度也就越高。在经过前两次滚动部署后,第三次的部署井预测的构造和储层厚度与实际钻遇符合率达到90%。但是,由于复杂油藏储层横向变化大,在约束井较少的情况下,预测的储层边界准确度不高,因此油藏稀井网区和边界处的井位部署还需多方面认识研究。     

DF4D型机车滚动抱轴箱焊修问题的探讨

介绍了现有大多数型号机车的抱轴箱体材质状况,并确定了焊修各车型抱轴箱体(B级钢或C级钢)时所应选择的焊材型号;讲述了某大修机车公司在焊修DF4D型机车滚动抱轴箱时所遇到的问题并加以原因分析,提出了一定的改进措施并且取得了良好效果。     

DF4D型机车滚动抱轴箱裂损原因分析及改进

简述了DF4D型机车滚动抱轴装配的发展过程,对滚动抱轴箱的运用情况及裂损部位作了说明,对滚动抱轴箱作了简单的受力分析及有限元分析,从结构上对滚动抱轴箱的主要设计参数与相对成熟的8K、6K、SS6B等型机车的滚动抱轴箱进行对比。通过受力分析、有限元计算及结构对比,提出了既有DF4D型机车滚动抱轴箱改进的措施。     

塔河奥陶系6000m~3超大规模酸压实践

针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏常规酸压存在酸蚀裂缝距离短,导流能力有限,难以沟通远处有效储集体的问题,在TH12312井探索并实践大幅增加酸压液体用量及施工排量的6000m3超大规模酸压工艺技术。优选方案为滑溜水4000m3,施工排量≥7.0m3/min;变黏酸600m3,施工排量≥7.5m3/min;胶凝酸400m3,施工排量≥7.5m3/min;顶替液:滑溜水1000m3,施工排量≥7.0m3/min。动态缝长可达到289.9m,动态缝高可达到77m,酸蚀缝长可达到227m,导流能力可达到426mD·m。整个施工过程交替注入滑溜水和酸液,累计注入总液量6008m3,同时加入粉陶70t,最高泵压达到94.3MPa,最高排量8.5m3/min,酸压施工获得成功。酸压时的裂缝监测及后期生产效果评价表明,该工艺取得了提高造缝长度、改善储层导流能力、沟通远处储集体的效果,刷新了酸压规模的世界纪录。     

油基钻井液在中原油田非常规油气藏开发中的应用

中原油田围绕非常规油气藏的开发,部署了一批非常规水平井(水平段最长达1300m),钻遇目的层主要是泥岩、泥页岩和裂缝泥岩。由于长水平段定向井钻进中存在摩阻与扭矩、井眼稳定性及井眼清洁等技术难点,对钻井液技术提出更高要求。针对油基钻井液在井壁稳定、润滑防卡、抑制页岩水化膨胀和地层造浆,以及快速钻进等方面具有的明显优势,在非常规水平井钻井中应用了油基钻井液。现场应用表明,油基钻井液抑制能力强,井壁稳定和井径规则;润滑防卡效果好,定向施工钻具扭矩小;高密度、高温条件下悬浮稳定性好,井眼清洁;且施工工艺简单、现场维护容易,可循环利用。解决了长水平段泥页岩、裂缝泥岩、砂岩泥页岩互层等复杂地层难以定向施工、井壁失稳和井底不清洁等技术难点,为不同区块非常规钻井提供了技术支撑。目前油基钻井液用抗高温乳化剂、提黏切剂和封堵剂等处理剂缺乏,需尽快开发,以满足复杂条件下油基钻井液应用需要。     

塔河油田超深井巨厚盐膏层钻井技术

通过塔河油田沙114、沙115、沙116等这些重点井的钻探,针对盐膏层的复杂情况,形成了一系列超深井巨厚盐膏层钻井技术,主要包括钻开盐膏层前承压堵漏技术、岩膏层安全钻进技术、扩孔技术、钻井液技术等,实现了超深井巨厚盐膏层的安全顺利钻进。     

越南白虎油田缝洞型基岩油藏特征与开发对策

白虎油田位于越南东南兰龙盆地早新生界中央隆起带基岩断块,以花岗岩和花岗闪长岩为主。白虎油田基岩油藏原始地层压力为41.7MPa,油藏温度为140℃,属于常温常压油气藏。原始相对密度为0.654,泡点压力为22.4MPa。原始气油比为190m^3/t,原始黏度为1.5mPa·s,地下原油相对密度为0.4.该油藏储量接近10×10^8t,单井日产油低的上百吨,高的可达几千吨,是少见的高储量丰度、高产能的基岩油气藏。微裂缝以及伴生洞对油气储集的贡献在70％～80％;采取底部注水形成人工底水的驱动方式,直井和侧钻井的注采井网,保持地层压力在泡点压力1～2MPa之上;油井自喷为主兼顾气举的开发技术对策,以及井网调整、吸水剖面与产液剖面调整、注采液量调整等对策的应用,保证了油井利用效率,使该油藏保持了长达15a的稳产高产,最高年产油达1300×10^4t,采收率可达39.3％。     

塔河油田原油深抽工艺技术研究与应用

塔河油田油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏,埋藏深度大（埋深为5350～6600m）,流体性质复杂,黏度变化较大,开发难度大。针对稀油生产井普遍存在的泵效低、杆柱载荷大、冲程损失严重、地面设备不配套、调参困难等问题,通过技术研发与引进,形成了以自动补偿泵、双层泵、侧流泵、侧流减载泵为主的稀油深抽工艺．现场应用10井次,累计增油9135t,侧流减载泵实现了最深泵挂4716m。针对稠油生产井普遍存在的稠油难以入泵、大泵下不深、小泵不能满足油井生产、油井普遍高含硫化氢等问题,形成了以小泵深抽、深抽抗稠油电潜泵为主的稠油深抽主导工艺,并在现场进行了20井次以上的推广应用,累计实现增油8．7×10^4;同时开展了水力喷射泵-抽稠泵接力举升先导试验．该工艺反掺稀油由水力喷射泵一级举升至抽稠泵泵挂深度,再由抽稠泵系统举升到地面,实现了5000m人工举升。     

我国油田化学品开发现状及展望

从钻井用化学剂、采油用化学剂、提高采收率化学剂、油气集输和水处理化学剂、油气田开采废弃物处理剂等方面对国内近期油田化学品开发与应用情况进行了介绍,指出了目前油田化学品研究应用和开发方面存在的问题,并对油田化学品未来研究与发展进行了展望,认为可生物降解的天然改性产物及类天然产物结构的聚合物开发,通过分子修饰改善原有聚合物或天然改性产品的性能是未来油田化学品的发展方向。