八面河油田稠油热采井出砂机理及循环充填防砂工艺

八面河油田两大稠油区块均为弱胶结成岩相。胶结疏松是造成油井出砂的主要原因,注蒸汽热采亦对储层造成了一定程度的伤害,加剧了油井的出砂。循环充填防砂工艺具有二级拦截过滤体系,较好兼顾了产能和控制出砂要求,防砂强度高,有效期长,工艺适应范围广。     

八面河油田提高热采效果的工艺对策

八面河油田稠油区块在热采开发过程中反映出热采井回采水率低、防砂有效周期短、水平井热采工艺单一等问题。为提高稠油区块热采效果,有针对性地进行了热采工艺改进试验,通过现场应用证实了其有效性,在些基础上提出了后期热采工艺配套方向。     

浅析八面河油田稠油热采井出砂原因及对策

对八面河油田近年来的稠油热采井出砂情况统计分析认为,热采后出砂主要受防砂时间及方式、生产参数、热采轮次、出砂史的影响,放喷过程中压力下降快、下泵生产后动液面下降快等是其主要的表现特征。预防出砂,重点在于实施热采前的防砂处理和热采过程中的产生参数控制。     

八面河油田稠油热采工艺现状及下步建议

八面河油田在实践中,逐步发展形成了针对薄互层油藏、薄层油藏和特薄层稠油藏的热采工艺。该工艺以优化注汽参数和选井选层工艺为核心,以保证注汽质量为关键,以强化防砂、油层保护工艺配套为辅助,使蒸汽吞吐热采成为这类油藏改善开发效果的主导工艺,解决了八面河油田难采稠油开发难题。     

八面河油田中低渗油藏重复压裂工艺研究

八面河油田面14区沙四段属于中低渗稠油油藏,增产措施以压裂改造为主,但因生产过程中地层裂缝闭合及地层细粉砂运移嵌入,致使压裂增产逐渐失效。分析疏松砂岩重复压裂技术难点,针对性开展了基础分析、试验模拟,确定"高砂比、高加砂浓度、大排量"暂堵转向重复压裂思路,并对暂堵转向压裂施工参数及压裂液体系进行了优化,取得较好的改造效果。     

八面河油田热采汽窜治理对策

八面河稠油Ⅱ类油藏进入多轮次热采以后,汽窜现象逐渐增多,热采开发效果逐渐变差。分析认为汽窜的发生主要与井距小、油层厚度薄及油藏非均质性有关,要治理汽窜就要采取错位运行,减少汽窜的发生;利用两井、多井组合注汽,建立地层压力场、温度场,减少热损失,提高蒸汽利用率;采用高温化学剂封堵汽窜通道,提高波及系数。     

八面河油田举升工艺优化配套及应用

经过多年发展,八面河油田形成并优化了深井、腐蚀井、偏磨井、出砂井、侧钻水平井、稠油井的全套举升配套系统,各主要工艺应用效果均比较明显,适应性良好,并通过优化配套,提高了油井免修期,降低了维护作业井次,基本满足了油田开发的需要。本文主要对相关工艺效果进行了评价分析,旨在使各举升工艺更好地为油田开发提供技术保障。     

八面河油田疏松砂岩油藏出砂与防砂机理探讨

八面河油田属疏松砂岩油藏 ,由于油藏压实作用差 ,胶结疏松、胶结构中粘土矿物含量多 ,加上原油粘度高 ,造成油井出砂严重 ,绝大部分油水井不防砂无法生产。文章从储层特征和开发工艺技术分析入手 ,得出了疏松砂岩出砂的砂粒中包括四个方面的颗粒 :渗流砂出砂 ,含量为3 -4 % ;弱胶结附着的颗粒出砂 ,主要粒径为<37mm ;储层骨架颗粒破坏型出砂 ;砂穴崩落型出砂 ,同时文章还对八面河油田防砂工艺进行了探讨 ,并提出了相应的改进措施。     

八面河油田稠油热采过程油层保护技术研究

八面河油田应用地层预处理技术进稠油开采,采油量有所提高,较没有采用此项技术之前,注汽压力降低了（1～2）MPa。为了更好提高开采效率,特提出三点建议：1、所有入井液应采用本区块产出水或与地层流体配伍性好的水源,防止盐敏的发生;2、保持地层压力下的开发与开采;3、保存地层温度开采。     

碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究

塔河油田4区奥陶系油藏是典型的复杂碳酸盐岩油藏.油藏开发进入高含水之后,油井产液量急剧降低,油井出水问题已经成为该油田开发的突出问题,严重制约着油田采收率.以塔河油田4区主力缝洞单元S65与S48为研究对象,在归纳出缓慢出水型、突发上升型、间歇出水型等3种产水类型油井基础上,利用地震、钻井、测井等资料,结合生产动态特征进一步分析3种类型油井的产水机理.据此提出合理、有效的控水措施:缓慢出水型油井在单元低部位注水保持能量;突发上升型油井应考虑堵水、上返高部位侧钻;间歇出水型油井考虑关井压锥,堵水控制水窜范围和规模.措施效果明显,可指导该类油藏高效开发.     

习家口复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜技术

江汉油区习家口油田位于潜江凹陷西斜坡,蚌湖生油深洼陷以西,包括习一、习二两个区块。该区为一复杂断块油藏,投入开发已30多年,进入高含水开发后期,至"九五"末油田综合含水高达98%,已近废弃;但"十五"期间应用油藏精细描述技术特别是小层精细划分与对比和构造精细描述技术,研究剩余油分布规律,再结合大位移多靶点定向钻井技术挖掘断层附近及井间剩余油潜力,提高最终采收率,取得了很好的效果。     

高盐中低渗油藏聚合物溶液储层适应性研究 ——以长庆油田“长4＋5”块为例

目前，对聚合物驱油技术的需求正从低盐油藏向高盐和特高盐油藏转移，提高聚合物溶液在高盐油藏的适应性已经成为石油科技工作者亟待解决的技术难题。为了提高目标储层的采收率，主要对长庆油田“长4+5”高盐油藏区块，从物理化学、高分子材料学和油藏工程等知识入手，通过仪器检测、化学分析和物理模拟等实验方法，在高矿化度溶剂水条件下进行了聚合物溶液油藏适应性研究。结果表明，在聚合物质量浓度（CP）为300～900 mg/L的条件下，当聚合物的相对分子质量（M）分别为800×104、1 400×104、1 700×104、2 000×104时，聚合物溶液岩心渗透率极限（Kg）分别为（25～40）×10－3、（30～55）×10－3、（35～70）×10－3、（45～80）×10－3 μm2。在目标油藏注入水和温度条件下，油藏储层内岩石与水解聚丙烯酰胺聚合物溶液间配适性与岩石孔隙渗透率、聚合物相对分子质量和聚合物质量浓度等因素有关，相关曲线上方为配伍区，下方为堵塞区，孔喉半径中值与聚合物分子线团尺寸Dh的比值为3.02～5.76。