陕北M油田长8油藏注水井欠注原因及治理措施

针对陕北M油田长8油藏注水井高压欠注的问题,通过对储层特征、注入水和地层水的配伍性、井筒及地面注水系统的分析,找出陕北M油田长8油藏注水井的欠注原因并提出相应的治理措施,对该区块合理实施降压增注措施和保持长期稳定注水高效开发具有重要意义,为下步治理同类油藏提供了借鉴。     

塬油田长9油层改造工艺模式探讨

姬塬油田长9油层局部富集,变化较快,受构造、岩性双重控制,长9底水发育,压裂改造规模和方式难以控制,制约油藏高效开发,本文根据长9油层储层特征,试验出适合该层系的改造方法,在现场应用中取得良好效果.     

高压注水井酸化降压增注技术研究

注水是提高油田开发效果的重要措施之一,针对低渗储层多次注水后出现储层堵塞及注水压力升高的问题,分析了研究区三叠系延长组储层油藏地质特征,储层主体属超低渗储层。通过储层敏感性分析,速敏性中等偏弱,水敏性、酸敏性、盐敏性皆偏弱。利用岩心酸化实验分析了土酸和多氢酸XS-1两种酸液酸蚀情况,验证了多氢酸深度酸化有效性能。     

多级加砂压裂技术在环江油田长8储层改造中的应用

环江油田长8储层属于典型的特低渗油藏,储层非均质性较强,油井产量较低。为解决环江油田长8储层改造难题,使用多级加砂压裂技术对长8储层进行改造,分析了环江油田长8储层的概括,阐述了工艺多级加砂压裂技术的原理,对2口井进行了应用,并对压裂效果进行了分析,对该油田今后使用多级加砂压裂工艺改造储层具有借鉴意义。     

姬塬油田长8油层碳酸盐胶结物对储层物性的影响分析

姬塬油田长8油层属于鄂尔多斯盆地上三叠统延长组,近年来成为鄂尔多斯盆地姬塬地区勘探潜力较大的含油层位之一,薄片及测试表明研究工区长8层孔隙类型以粒间孔为主,偶见次生溶孔,孔隙度约为5.3～10.2%,渗透率约为0.02～12.6×10-3um3,总体上该储层属于低孔、低渗储层。分析姬塬油田中胶结物对长8油层的物性特征以及影响因素,达到预测有利储层、优选目标区域的目的,对于油气挖潜具有重大的意义。     

胡尖山油田元196区长9油藏储层改造及效果评价

胡尖山油田元196区长9油藏属于典型的低孔隙、低渗透厚层块状油藏,油层厚度大且无明显隔夹层,采用常规压裂工艺改造因支撑剂沉降难以实现纵向上的有效动用。为了改善其压裂改造效果,借鉴下沉积控制缝高压裂原理,在现场实施多级加砂压裂储层改造技术。进一步增加裂缝长度和支撑缝高,从而扩大有效泄油面积,在胡尖山油田元196区的应用显示有较好的增产效果。     

三塘湖油田218区块欠注井治理技术的应用研究

三塘湖油田218区块西山窑组油藏为低孔、特低渗储层。当前,因注水井的欠注问题,已经严重影响到湖218区块油田的稳产上产。为此,必须加强对注水井欠注原因的分析,以研究出适合湖218区块的地质特征的注水井增注技术,并有针对性的制定相应的治理措施,提高配注合格率,以有效的补充地层能量,提高油井的采收率。     

红河油田长8油藏压裂水平井生产规律研究

红河油田位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部,红河油田长8油藏属于低孔、特超渗储层,局部裂缝发育,基本无自然产能,需压裂投产。压裂投产后,按产量分类,第一类水平井产量高、含水低是高效生产模式,第三类水平井产量低、含水高是低效生产模式。3类水平井均符合双曲递减规律。通过地质、试油试采资料与地震相结合,第一类水平井主要位于河道主体部位且地震位于Ⅱ级、Ⅲ级及其附近断裂带;第二类水平井位于河道砂体相对较薄部位且地震位于Ⅰ类、Ⅱ级断裂区;第三类水平井位于裂缝不发育的基质区。     

低渗油田高压注水井在线酸化技术研究与试验

为实现对注水井的酸化解堵及增注降压的效果,保障低渗油田开发的高效性与安全性,对低渗油田高压注水井在线酸化技术进行研究和试验分析。制备复合酸液体系,确定在线酸化施工中的注酸速度与强度等参数,并设计在线监测装置实时监控在线酸化施工,检验结果表明,该复合酸液具有较高的螯合性与沉淀抑制性,具有较高的岩粉溶蚀率;应用该复合酸液实施在线酸化施工,施工后试验注水井的地层吸液性及注水量显著上升,井口油压及施工压力显著下降,增注降压效果明显,可解除注水井储层的堵塞物,为提升低渗油田开发的安全性与高效性提供保障。实验结果表明,所提技术使井口的油压由9.11MPa降到1.71MPa、泵注压力由9.77MPa降到7.51MPa,说明能有效缓解井口油压以及泵注压力,加大整体的施工排量,实现增注降压的目标。     

海上B油田注水井新型复合酸化解堵技术研究

针对海上B油田注水井注水压力升高过快、注水量严重下降以及采用常规土酸酸化措施后有效期短等问题,以该油田B-2井为研究对象,通过储层伤害因素分析,找出了注水井堵塞的主要原因,包括储层水敏、注入水水质不达标、不适当的调剖及酸化措施等,堵塞原因比较复杂。在此基础之上,开展了新型复合酸化解堵技术研究,通过大量室内实验,以新型复合有机酸YJS-101为主要处理剂,优选出一套适合该油田注水井的新型复合酸化解堵体系,并对体系的综合性能进行了评价。结果表明,该体系对碳酸钙以及现场无机堵塞物具有良好的溶蚀能力,溶蚀率分别为95.34%和90.19%,而对天然岩心粉末的溶蚀率较低,只有5.22%;体系比常规盐酸和土酸具有更好的防膨性能和缓蚀性能;岩心模拟酸化解堵实验结果说明,新型复合酸化解堵体系不仅能够解除岩心内部已经形成的堵塞,还能有效的改善岩心的基质渗透率,起到了良好的酸化解堵效果。     

聚合物微球调驱技术在姬塬油田元A长9油藏的应用

元A长9油藏为三叠系特低渗透油藏,含油性好,渗流能力强,但受储层敏感性及非均质性影响,注水压力高,提压过程中导致动态缝开启,注入水沿高渗通道单向突进,加速油井见水,常规注采调控已无法满足油藏高效开发需求。通过在该区开展聚合物微球调驱试验,采用50nm粒径聚合物微球,在注入浓度为1 000mg/L,注入量为0.3PV时,有效封堵水驱高渗带,扩大水驱波及体积,提高低渗储层动用程度1.1%,递减大幅下降12.4%。证明聚合物微球调驱技术是该区开发中后期提高采收率的有效手段之一。     

尕斯N_1-N_2~1油藏欠注井治理研究

尕斯N_1-N_2~1油藏加密调整潜力逐年减小,措施选井难度逐年加大,措施效果逐年变差,措施、产能井已无法有效弥补老井自然递减,油藏产量持续下滑。有效的提高油藏水驱开发效果,控制老井自然递减才是尕斯N_1-N_2~1油藏稳产的根本。但近年来油藏欠注井逐年增多,欠注井导致油藏地层压力、油藏液量大幅下降,油藏稳产基础已不牢靠。本论文分析导致油藏欠注井急剧增加的主要原因,提出有效治理手段解决油藏目前欠注问题,恢复油藏平面注水能力,遏制油藏压力、液量下降的趋势,提高油藏水驱开发效果,为油藏长期稳产夯实基础。     

吐哈油田红南2块K1S2油藏注水井增注技术研究与应用

吐哈西部油田红南2块K1S2油藏为强水敏地层,压力敏感系数高,隔层条件差,自2004年投入开发以来,注入能力很低,多口注水井套管错断关井,油井见效严重滞后,注水井酸化增注效果差,表现为极易酸窜,酸后效果差等特点,本文根据低渗透油田的储层特征,分别从岩石矿物、入井流体和注水状况等实际资料入手,对影响注水能力的关键因素进行系统分析。在对历年来增注技术总价、评价的基础之上,利用五敏实验、防膨剂优选实验和常用酸液体积评价实验结果,采取重新进行岩芯五敏评价、增注酸液优选,压力效应分析等工作,提出应用匹配酸液、小排量泵施工实施酸化增注,施工过程严格控制施工压力和排量,采取双限设计,取得较好的增注效果,为同类型油藏增注提供了较好的借签意义。     

关于DB油田长6油藏开发调整技术政策研究

油田开发的过程实际是一个动态优化过程,通常会采用一些技术措施或政策调整对该系统进行控制和优化,达到“实时平衡”。调整过程中除了对油藏实施一些控制外,需要考虑油田开发层系的划分与组合是否合理,井网形式及井网密度及井距是否合理,压力和温度系统是否和现有压裂工艺契合,注采比、单井注水量、单井产能、合理采油速度等是否符合当下的采油参数。     

刘峁塬区长8油藏增注技术研究与试验

通过对刘峁塬区三叠系长8油藏地层物性、岩性等微观性质进行分析、评价,统计分析该区三叠系长8油藏正常注水井与欠注井在宏观与微观上的差别,进而分析出欠注原因。通过对目前成熟应用的注水井增注技术原理进行再分析与评价,在2011年地面增压注水、减阻剂系统降压技术的基础上,2012年主要试验和应用了注水井酸化、氧化剂增注、水力钻孔增注技术等。通过研究,认为刘峁塬区域物性差,基质渗透率低,闭合应力高,天然裂缝不发育或不易开启导致注水门槛压力高,是导致欠注的主要原因。