葡萄花油田水平井机械分层找堵水工艺技术探讨

葡萄花油田水平井全部为多段压裂投产,针对近年含水逐渐升高,高含水井比例逐年增大,出水层段认识不清的情况,深入分析水平井高含水现状及类型,提出相应治理对策,本文介绍了一种水平井找、堵水一体化工艺管柱的结构、工艺原理及特点,通过物性对比、分段验证为主要手段的找堵水技术,以此准确找出水平井的出水层段,对不同位置的出水层段进行机械封堵。     

可视化水平井模型中的堵水实验研究

针对新疆陆梁油田底水薄层油藏水平井开采过程中产生的脊进现象,研制了疏水缔合聚合物有机交联体系堵水剂,并使用专门设计的可视化水平井模型对堵水剂进行模拟堵水实验,模型可观察到封堵前后的水脊情况。实验结果显示,在模拟油被采出的同时,下部底水不断入侵模拟井筒,无水采油期短且采出液含水率很快上升至75％以上。进行堵水处理后,堵剂能选择性封堵水层,对油层封堵不明显,含水率在一定时期内得到有效控制。     

三开水平井完井找水技术

目前,较多油田水平井均存在原油产量达不到预期效果、原油产量下降过快、出水过早和过快的问题,有的水平井甚至投产不到几个月就出现水淹.因此,从下入完井管柱开始,就要考虑后期出水 堵水问题.找出出水层的正确位置是确保堵水成功的关键.本文介绍的在三开水平井完井中,使用一种找水传感器,配合找水完井钻具组合,能正确确定水层位置,为水平井选择性堵水提供工艺施工依据,提高堵水施工的成功率.     

崖城13-1气田A7井高难度气井电缆堵水实践

崖城13-1气田A 7井2009年9月受底部高压孤立水层影响发生暴性水淹,造成气井积液停喷,为使A 7井重新恢复生产,需要封堵底部高压水层。受高温(174.4℃)、井深(5804.6m)和大压差(压差5000psi)的影响,常规机械堵水方法和化学堵水方法均无法满足堵水要求,经过大量的调研和可行性分析,优选了耐高温高膨胀率的极限桥塞,通过管内电缆传输方式送入极限桥塞和倒水泥方案进行封堵。通过在A 7井实践应用,井筒液面由堵水前914m下降至堵水后2666m,成功将底部高压水层封堵,为类似高温高压差深井堵水作业提供了宝贵的经验。     

水平井打捞作业技术研究

调研国内外水平井修井技术现状发现,所谓修井,从广义上讲,凡是使油、气和水井恢复正常生产的作业措施,如:补孔、增产作业、冲洗作业、封堵水层作业、解堵作业、打捞作业、侧钻以及套管修复等都可被认为是修井作业,目前这些作业都可在水平井中实施。本文就水平井打捞方面进行技术研究。     

水平井打捞作业技术研究

调研国内外水平井修井技术现状发现,所谓修井,从广义上讲,凡是使油、气和水井恢复正常生产的作业措施,如:补孔、增产作业、冲洗作业、封堵水层作业、解堵作业、打捞作业、侧钻以及套管修复等都可被认为是修井作业,目前这些作业都可在水平井中实施。本文就水平井打捞方面进行技术研究。     

火山岩气藏堵水技术和堵剂优化研究

营城组火山岩气藏无统一的气水界面,气水关系复杂。随着天然气的不断采出,井口压力逐渐下降,气井产水量上升速度快,严重影响产气量,提出气井化学堵水工艺。分析气藏工程地质特征,确定筛选堵水气井考虑的因素,结合气井井况,筛选适合营城组火山岩气藏的找水和堵水技术,提出"隔板"堵水方法,研究了适合气藏温度的高温起泡剂、冻胶封堵体系和凝胶封堵体系,研发及筛选耐温达到150℃、抗矿化度35 000 mg/L的堵剂,优化适合营城组气井的筛管完井水平井堵水工艺,筛选气层保护剂及顶替液,优化堵剂注入参数。     

延迟凝胶硅酸堵水剂DG-01对孤岛油田水平井的适应性研究及应用

本文研制了一种延迟凝胶的DG-01硅酸堵水剂,凝胶时间达到13.5h以上.针对水平井堵水成功率低、封堵效果差的问题,研究DG-01堵水剂对水平井的堵水效果,考察了油藏条件对DG-01堵水剂性能的影响,结果表明,随温度和矿化度的升高,DG-01堵水剂的凝胶时间缩短,凝胶强度增大,乙二胺四乙酸二钠(EDTA-2Na)可削弱矿化度对凝胶时间的影响.岩心封堵实验表明封堵率大于96％,DG-01堵水剂对高渗透岩心具有更好的封堵效果,200℃高温老化24h导致封堵率小幅度下降.孤岛GD1-17P410水平井使用DG-01堵水剂实施堵水后,出水量下降,产油量大幅升高,封堵有效期达180d以上,累积增油320t.     

超深大底水碎屑岩水平井复合堵水技术

针对塔河油田碎屑岩油藏水平井多轮次堵水后,油井潜力变小,堵水单井增油减少,堵水有效率呈下降趋势的问题,提出了适合塔河油田超深大底水碎屑岩油藏条件的复合堵水增效技术。该技术是通过工艺上不同类型堵剂组合、不同强度段塞组合、堵剂用量和强度的增加,达到延缓多轮次堵水效果逐次递减趋势的作用。利用该技术研究成果在塔河油田TK107H井进行复合堵水现场试验,工艺上获得成功的同时取得了一定的增油效果。     

泡沫冻胶封堵性能实验研究

筛管完井的水平井堵水,层间层内矛盾突出、出水部位判断不清的直井堵水,套管损坏的直井堵水,都需要高效的选择性堵剂。泡沫流体具有良好的选择性封堵性能,但封堵强度低,冻胶封堵强度高,但没有选择性。泡沫冻胶是在冻胶体系的基础上加入起泡剂形成的,交联前具有泡沫的性质,交联后具有冻胶的性质。泡沫冻胶不仅具有选择性封堵性能,又可节省冻胶堵剂的用量,减少冻胶堵剂对油品的影响。室内实验表明,起泡剂和冻胶体系的配伍性良好,泡沫冻胶的封堵性能和冻胶相差不大,可以满足现场施工的需要,泡沫冻胶具有良好的耐冲刷性能。因此,泡沫冻胶选择性堵水技术具有广阔的应用前景。     

浅层稠油热采水平井高温堵水技术研究及应用

本文针对排6南区稠油油藏水平井蒸汽吞吐开采,存在地层非均质性、边底水水侵严重的问题,选用耐高温复合凝胶堵水体系,该堵水体系具有初始粘度低,热温稳定性良好,封堵强要高,有效期长且能够通过水平井防砂管柱等优点。设计注入主体深部封堵段塞200m~3,强化段塞130m~3。实施堵水前该井高含水99%关井;堵水后开井峰值日产液38.6m~3/d,日产油22.9t/d,含水40.6%;最高日增油22.9t/d,含水下降59.4%,累计增油2000多吨。     

CESP堵水在打孔管完井水平井中的应用

海上油田新投产水平井含水高、动态差,通过分析油藏情况、测井资料、井眼轨迹及完井方式,找到出水原因。水平段重新完井,利用化学胶塞进行管外封隔分段,管内下入封隔器、中心管,成功将出水段封堵。水平井堵水后,取得了较好的控水增油效果,为海上油田水平井实施堵水措施提供指导与借鉴。     

水平井找水治水技术及效果研究

受储层岩性、物性、储层流体性质、注采井网、井眼轨迹等因素影响,水平井各段产液、压力等均存在差异,个别段见水早甚至高含水,直接影响油田的有效开发。水平井常规治水方法技术费用高,判断出水段再隔采或堵水调剖,治理时间长,有效期短,影响了水平井的高效开发。本文首先介绍了水平井找水技术现状,以长庆油田水平井找水、治水技术的开发实践,系统介绍了机械堵水法和化学堵水两种工艺方法,出水位置判断准确,堵水效果好,形成了水平井找水治水技术体系,延长了水平井生产寿命,提高了水平井开发效果。     

P油层高含水水平井裂缝封堵转向压裂技术

为了改善低丰度P层的开发效果,2002年以来,我厂开展了水平井开发低丰度油藏现场试验,在开发过程中为了进一步提高水平井的动用效果,采取了压裂的方式提高新、老井产量。2007年以来,我厂已实施水平井新、老井压裂完井168口,占总井数的81.95%,水平井压裂提高了单井产能,但由于P层为垂直缝,水平井压裂提高产能和采油速度,但后期裂缝见水后造成水平段水淹,含水突升产油量急剧下降,水平段未水淹部分无法有效挖潜,针对这一问题探讨了水平井封堵压裂技术的可行性,利用压裂将封堵剂注入裂缝,并通过诱发剂使封堵剂在裂缝快速成胶,从而对见水裂缝进行封堵,再实施压裂转向挖潜水平井段剩余油。     

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。     

水平井井网调剖堵水技术

随着油田开采规模的扩大,许多油田都面临复杂的开采条件,增大了采油风险也给油田企业带来了一定的经济与社会损失。部分油田在当前越发关注新技术的应用,水平井井网调剖堵水技术能克服传统采油技术的诸多限制,但考虑到这一技术的特殊原理,相关人员必须根据水平井井网特点,优化调剖堵水技术流程,为油田开采创造良好的条件。基于此,本文重点分析了水平井井网调剖堵水技术的相关策略,对推广该技术具有借鉴价值。     

一种低分子选择性堵水剂实验研究

利用填砂管模型对开发的小分子选择性堵水剂进行了实验研究。考察了堵水剂对渗透率、油水层的选择性封堵和油水混合层选择性封堵的影响。结果表明,堵水剂对高渗透层封堵效果明显,对低渗透层几乎没有作用;堵水剂对水敏感而对原油或油类不敏感,可选择性封堵高渗透层又不至于堵住油层。对油、水混合层也具有选择性堵水效果,含水量越高,封堵效果越好。     

海上油田裂缝性油藏堵水技术研究与应用

针对裂缝性油藏高含水水平井,利用室内物理模拟实验,开展凝胶堵水体系优选和水平井动态封堵性能评价。结果表明,所优选的凝胶堵水体系配方成胶时间35～40h,入井后成胶强度为6×104～10×104m Pa·s(E-G等级),可流动弱胶至不流动强胶;剪切状态下凝胶性能稳定,90℃下稳定时间在6个月以上,封堵及耐冲刷性能良好,对于裂缝性模型仍具有较好的封堵性能,且具有可解堵性;E22h井堵水措施后日增油40方,平均日增油25方,含水下降75%,累增油3500方,现场应用结果表明,该凝胶堵水体系能够较好的封堵出水大裂缝,抑制底水,降低含水率,取得了较好的增油效果。     

陇东区块长水平段水平井固井技术

长庆油田水平井开发主要目的层为延长组,该地层属于低渗透致密油藏,并且在水平井开发中长水平段水平井占比率越来越大,开发难度大,需要通过压裂或者其他的手段才能提高采收率。经过对陇东区块的地层特点,长水平段水平井固井技术难点的分析研究,探索出了适合该区块长水平段水平井固井技术方案,优选出了能保证固井质量的水泥浆体系和工具,制定了相应的技术对策,保证了水平井的固井质量。     

长庆油田找水技术进展及下步发展方向探讨

长庆油田属"低渗、低压、低丰度"三低油田,近年来规模实施的水平井转变了长庆油田开发方式,实现了"少井高产"。长庆油田水平井开发通过压裂造缝来提高地层导流能力、注水补充地层能量,水平井见水问题严重,严重影响产能发挥。长庆油田结合自身水平井特点开展了高含水水平井找水技术研究,研发了找水技术及配套工艺管柱,形成了适合长庆油田的低成本水平井找堵水技术。但随着水平井钻完井技术的发展,长庆油田水平段愈来愈长,改造段数也越来越多,因此目前已成型的找水技术已不能满足需要,急需开展新型找水技术研究。