吐哈油田三塘湖盆地西峡沟区块再现高产井

2008年10月20日，吐哈油田三塘湖盆地西峡沟区块西14—17井经压裂投产，目前日产油16．5t，含水3．3％，成为西峡沟西山窑组油藏第二口高产井。     

长庆油田侏罗系注聚驱油室内评价及效果分析

油田通过注聚驱油在高含水阶段能够有效的提高采出程度,该文通过对聚合物的室内评价,分别研究聚合物的抗盐性、热稳定性、流变性,认为该聚合物适用该区块油藏,通过注聚现场动态分析,该区块日产液下降21m^3,日产油上升6．2t／d,综合含水下降2．2％,到目前为至累计增油841t。吨聚合物增油16．41t,获得了较好的经济效益。     

井下丢手式分层体积压裂工艺研究与现场试验

针对定向井开发油层厚度大的区块时,单层混和水体积压裂纵向动用程度不够,常规分层压裂排量过低的问题,开发了井下丢手式分层体积压裂工艺和配套工具。该工艺通过丢手式钻具组合和专用打捞工具实现各改造段的有效封隔,同时能保护施工段套管,与常规分层压裂相比,排量由2~3 m3/min提高到11 m3/min,具有施工排量大,工具组合简单,施工风险小等优点。在华庆长6油田开展了现场试验,实现了致密厚油层分层多段体积压裂,试验井产量由措施前的日产油1.02 t提高到措施后日产油3.44 t,日增油2.42 t,目前稳产4个月,累计增油283.8 t。     

稠油层内分段压裂改造技术

吐哈油田鲁克沁稠油油藏埋深3 300～3 800 m,储层胶结程度弱,岩性疏松,砂体厚度较大,在同等条件下稠油压裂需要更高的裂缝导流能力.YD204-114井采用水基压裂液体系,分两段进行充填式加砂压裂.压后日产液14.9 m3,日产油9.7 t,含水30％,日增油9t,累增油712.8 t,有效期已大于206天,是同区块合层压裂技术效果的3.5倍,取得了显著的效果.以K344封隔器为核心的层内细分压裂工艺管柱和井下工具具有耐压高、可反洗井,坐封、解封安全可靠的特点,在同类型油藏中有广阔的推广应用前景.     

靖安油田五里湾长6油藏压裂实验区高效开发主体技术

靖安油田五里湾油藏处于陕北斜坡中部,为一平缓的西倾单斜(倾角小于1度),背景上发育的多组轴向近东西向德鼻状隆起构造。压裂实验区位于五里湾长6油藏东部,1998年投入开发,至今已开发10年之久。该区块所辖油井48口、水井23口。平均日产液342m~3、日产油253t、综合含水14.9%、平均单井产能5.27t。该区域储层物性相对较好,受储层非均质性影响较小。沉积相上该区块以河口坝沉积为主,砂体发育以长621、长622为主。该区块主要采用反五点布井技术、超前注水技术等开发技术。使该区投入开发以来一直保持较高的开发水平。     

苏1井水力压裂改造油层效果分析

苏1井位于海拉尔盆地乌尔逊断陷北部苏仁诺尔构造带苏六—9号断背斜中部，油层分布在南屯组，录井综合解释油层23层，厚37．6m。完钻测井后裸眼测试3个井段，其中1个井段获油流，水力压裂改造目标为日产原油10t。经过分析、研究，挑选11层油层厚21．6m进行水力压裂改造。压裂后获日产原油20．7t。效果分析：该井位于生油断陷，油源充足，构造完整，有利油气聚集。裸眼测试成果便于确定压裂后产油目标、精选被压裂油层、求取合理压裂参数。     

神216井压裂后获高产

日前,神216井经多段塞压裂后,日产液25．64m^3,日产油16．12m^3。神216井属神泉油田白垩系油藏的一口开发井。近期因生产层段渗流能力差,需进行压裂提高产能。10月26日,井下公司接到施工任务后,立即召开压裂协调会,层层落实施工前各项准备工作。     

转向压裂施工在准东采油厂北三台油田B1012井获得成功

从新疆油田准东采油厂传来好消息，准东采油厂北三台油田B1012井经实施转向压裂施工转抽后增油效果较好，截止到2006年8月该油井日产液量达10t，含水35％。     

转向压裂新技术使老井焕发青春

由新疆石油管理局采油工艺研究院科研人员自行研究的转向压裂新工艺技术，在石西2井区SH2224井压裂施工中的应用产生了很好的效果，日产液量达到11t左右，含水仅1％，为今后该井区老井上产提供了有力的技术支持。[第一段]     

夏202井喜获高产油气流

2004年11月，位于夏子街油气田的夏202井在目的层二叠系风城组进行大型压裂后，获得日产油111m^3、日产气5800m^3的高产油气流。     

吐哈油田规模效益压裂加快释放产能

2013年2月15日，吐哈油田公司温米油田滚动扩边井温西3—92井喜“中”油田新春压裂“头彩”，投产后日产液量为22t，含水60％，获得初期日产8．8t的油流。     

胜利油田:ASM复合解堵固砂技术试验获成功

正近期,胜利油田桩西采油厂技术人员通过在桩106-22-斜13井创新实施ASM复合解堵固砂技术,取得良好试验效果,措施后日产液113吨、日产油4.1吨、含水96.2%,比措施前日产液提高88吨、日产油增加3.6吨。该工艺技术的试验成功,为下一步同区块及类似区块高泥质防砂井解堵提     

白庙平1水平井多级分段重复压裂实践（） 摘要: 关键词: 中图分类号:

白庙平1井是套管完井的阶梯式水平井,投产时对主力气层81号层分2段进行了水力喷射压裂改造未获成功,后将主力气层全部射开,产量仍不理想。经分析该井增产潜力巨大,决定使用贝克休斯裸眼井完井分段压裂工具对81号层和其他新射气层进行7级分段压裂改造。设计压裂总液量1520.2 m3,加砂128.1 m3;测试压裂后对施工参数进行了调整,实际压裂总用液1659.6 m3,全井加砂170 m3。压后7 d,?3 mm油嘴放喷排液,日产气8459~18700 m3,日产油12.9~16.8 t,压裂效果显著。该井多段压裂的成功实践指明了中原油田低渗透水平井今后完井和压裂改造技术的发展方向。     

大排量压裂施工在常规射孔井上的应用

结合精细地质研究结果，针对常规射孔井，采用40m卡距实施常规压裂时，尽管同一卡距内的目的层之间存在岩性夹层，但由于压裂管柱、设备能力、施工排量等条件限制，只能处理其中的一个目的层这一实际问题，首次尝试了应用55MPa压裂管柱、大排量施工的现场试验。从而实现了一次加砂处理同一卡距内的2个及以上目的层，提高了压裂层段改造强度。同时配合压裂井裂缝参数和施工参数优化，匹配与油层流体配伍的压裂液配方，使试验井获得了较好的增产效果，共施工6口井，压后平均单井日增液58．4t，日增油19．9t，含水下降5．0个百分点，同比平均单井日多增油2．2t，增油强度增加20．3％，并获得了一些有益的认识。     

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。     

欢17块边底水水淹油藏剩余油分布研究及复产实践

欢17块兴隆台油层为边底水油藏,边底水锥进导致全块油井相继因高含水停产.区块长期停产后,油水运移作用使剩余油出现重新分布.通过对区块构造、储层、水驱规律和油水分布的深入研究,找出构造高部位、储量动用程度低的区域、潜力井纵向上油层顶部以及注入水驱油聚集区等复产的潜力点.在工艺上结合制约油井生产的矛盾,采取堵水调剖、加热降粘等相应技术手段,对区块进行综合治理,实现区块复产,预计实施复产措施10口井.4口已投产井投产初期日产液86.5t/d,日产油32.2t/d,综合含水62.77%.     

低渗透油田压裂技术稳产上产的方法研究

油田进入高含水期开采后,压裂措施对象的条件发生了很大变化。压后措施井保护机制就显得特别重要,同时也是提高压裂效果的必要条件,文中收集整理已有压裂井生产数据,对压裂效果合理分类,研究周围水井注水调整时机和调整范围,对压裂效果较差的措施井,确定堵水时机和堵水层位。对水井的注水时机以延长有效期,对于油井的堵水时机和堵水层位有指导意义。在一类区块实施缝内多分支缝压裂42口井,平均单井初期日增油2.1 t,截止到目前累计增油1.38×10⁴t,增加产油效益3968万元,实施缝网压裂改造技术的22口井,免修期延长143天,节约作用费用53.7万元。     

特色技术提高油气采收率

5月20日，江汉油田钟6斜-8井日产油达到5．it。此前，该井日产油一直在3—4t徘徊，含水在93．8％以上。这是运用过套管电阻率测井和脉冲中子-中子测井两项新技术取得的成果。     

准噶尔盆地莫109井区再传喜讯

莫109井区的第一口控制井MB9164井射孔后自喷。5月30日开井，试产获日产油23．8t，日产水1．2m^3,日产气34443m^3.     

特色技术提高油气采收率

5月20日，江汉油田钟6斜-8井日产油达到5．it。此前，该井日产油一直在3—4t徘徊，含水在93．8％以上。这是运用过套管电阻率测井和脉冲中子-中子测井两项新技术取得的成果。