江汉油田注水井动态监测新技术

介绍了江汉油田采油院在注水井动态测试方面的几种新方法。主要包括：用于污水回注井井下分层流量测试的涡街流量计；配合分层注水管柱使用的分层地层压力测试仪；用于分层注水管柱工作状况在线监测的井下测量装置。文中阐述了其工作原理和现场测试资料的用途。     

江汉油田在轮南完成深井分注管柱工艺实验

<正>由江汉油田井下测试公司塔里木测试分公司承担的塔里木油田轮南2-3-14注水井分层注水管柱工艺试验,日前一次成功,创造了新的施工记录。该井深4865m,是目前国内最深的一口分层注水井。塔里木油田井深、温度高,超深井投捞的工艺要求复杂,对分层注水管柱的技术提出了很高要求。     

自升式分层注水技术研究

针对现有分层注水管柱所用扩张式与压缩式2种封隔器存在的问题及其产生的原因,研究了自升式分层注水技术。该技术由分层管柱和注水管柱2部分组成:分层管柱由封隔器和防砂管(或带孔管)组成,注水管柱下部的配水器插入分层管柱,用密封插入实现层间分隔,上部特别设计了可地面控制的提升器,通过提放注水管柱来实现分层注水或洗井。该技术可显著提高分层注水井的分层合格率,对于海上油田还可提高注水井的安全性。     

胜利桩52-1井分注液力测试获成功

桩52-1井是桩西52注水示范区的水井,目前是4层合注。近日,该井使用"锚定式分层注水液力测试工艺技术",一次分注分测获得成功。锚定式分层注水液力测试工艺技术,是针对目前分层注水封隔器井下工作寿命短、分层注水管柱有效期短、注水井测试     

尕斯油田细分层注水管柱工艺技术研究与探讨

针对尕斯油田的偏心分层注水管柱结构和测试调配工艺技术。只适用于卡封间距大于9m以上的分注井,而对9m以内的更多薄层、小层不能细分的问题进行了研究。目的是找出一种适用于本油田的细分层注水管柱工艺技术,以便解决油田进入高含水后期阶段油藏非均质性矛盾突出,高渗层单层突进,低渗层注不够水或不吸水。从油田地质开发上将原有的分层注水管柱和测试工艺对9m以下的薄层、小层不能细分注中解放出来,实现对9m以下的薄层、小层进行细分层注水．提高其吸水能力和储量动用程度。为此,笔者研究了尕斯油田现行分层注水管柱的结构、特点并在原分层注水管柱的基础上加以改进,从而得出一种新型的细分层注水管柱。供大家研究探讨,以便尽快得以实施。     

注水井管柱工况在分层测试成果上的响应

水驱开发油田,由于地层的非均质统一般要分层注水开采,而注水井分层注水管柱是否正常工作,直接影响分层水量的合理调配及油田整体开发效果,本文从油田生产实际出发,提出利用注水井分层测试成果识别井下管柱工况的简便方法,旨在为油田合理开发提供了一定依据。     

φ101.6mm井分层注水管柱的研制与应用

针对φ101.6mm套管内径小,采用常规分层注水管柱无法开展投捞调配的问题,研制成功以配水器与封隔器一体化工具和扶正式小直径水力锚为主体的φ101.6mm井分层注水管柱。这种管柱采用绝对压力自动坐封机构,使管柱下井后直接坐井口注水即可坐封,实现分层注水。该管柱结构简单,密封可靠,有效期长,投捞测试方便,在现场应用25井次,解决了φ101.6mm套管分层注水的技术难题。     

胜利海上油田安全可控长效分层注水技术

为满足胜利海上油田注水井分层注水管柱检修期长、安全、高效的要求,在分析影响分层注水管柱寿命因素的基础上,提出了采用平衡式分层注水管柱改善管柱受力,降低管柱蠕动幅度;采用液压控制方式解决分层和洗井之间的矛盾;研制液控式封隔器解决封隔器提前坐封和满足井控要求的技术思路。通过研制液控压缩式封隔器和液控式环空安全封隔器等关键工具,设计了平衡式分层注水管柱,形成了安全可控长效分层注水技术。液控压缩式封隔器采用液压控制方式始终将其控制在最佳压力状态,洗井时可快速解封,以解决反洗井造成的封隔器寿命不长的问题。液控式环空安全封隔器采用了双液压控制管线,设有安全锁紧机构,洗井和安全通道独立控制,既能满足大排量反洗井要求,又能提高注水管柱长期的安全可靠性。胜利海上油田分层注水井应用安全可控长效分层注水技术101井次,分层注水合格率提高16.6%,注水管柱检修期最长达5年。安全可控长效分层注水技术不仅延长了胜利海上油田分层注水管柱的检修期,满足了安全高效注水的要求,也可以满足水驱开发油田精细分层注水的要求。      

浅谈注水井测试的常见问题及解决方法

分层注水目前还是油田的主要驱动方式,合理的开展水井分层注水,直接关系到油田的开发水平。通过对日常分层测试出现的常见问题进行分析,包括地层吸水情况变差的影响、分层管柱的影响、注入水质的影响、测试仪器问题的影响等,找出有效的解决办法,实现有效注水,提高采收率。     

锚定补偿式分层注水管柱研究及应用

针对常规分层注水管柱受温度效应和压力效应影响而产生蠕动 ,降低管柱使用寿命的问题 ,研制成具有锚定和补偿性能的新型锚定补偿式分层注水管柱。这种管柱采用由补偿器、水力锚和支撑卡瓦组成的锚定补偿机构 ,改善了封隔器的受力条件 ,有利于提高注水管柱的工作寿命。还新研制了与注水管柱配套的ZJK配水器 ,解决了压缩式封隔器坐封时需投捞死芯子的问题。锚定补偿式分层注水管柱已现场应用 50多井次 ,均正常注水 ,其中最大井深 34 0 0m ,最高注水压力 2 8 5MPa ,最长工作时间 30个月 ,是目前比较先进的分层注水管柱。     

逐层上返注水开发先导试验研究

分析了文东油田的开发状况，总结和评价了历年来的主要做法及效果，认识到文东油田水驱开发状况差，缺少开发的有效手段。论述了开展先导试验的必要性和关键技术，提出开展文13－128块逐层上返注水开发试验，研制了总体设计方案和第一试验层实施方案。通过两年来的试验，取得了初步成功，为深层、异常高温高压低渗多油层油田开发积累了宝贵经验。     

致密油藏水平井注水吞吐效果评价方法

针对致密油藏注水吞吐效果变差的问题,运用油藏工程方法,综合考虑了地质特征、压裂工艺及注水吞吐制度,基于压裂液返排率和压裂增产倍数,定量表征致密储层天然裂缝与压裂裂缝形成的复杂缝网发育程度,得到了缝网发育系数计算方法.采用九标度法,建立评价指标权重集,进行模糊计算与类型识别.将研究成果应用于三塘湖盆地M区块注水吞吐效果评...     

美国典型页岩气藏类型及勘探开发启示

通过对比研究,按照岩性组合、气藏压力和页岩矿物组成3个关键参数,将美国典型页岩气藏划分为层状常压—低超压硅质页岩型(Barnett页岩)、层状超高压硅质—钙质页岩型(Haynesville页岩)和互层状超高压钙质页岩型(Eagle Ford页岩)3类。与美国页岩气藏相比,四川盆地及周缘页岩气具有多领域、多层系、多类型的特点,可划分为盆缘层状常压—低超压硅质页岩型(彭水、昭通五峰—龙马溪组页岩)、盆内层状超高压硅质页岩型(涪陵、长宁、富顺五峰—龙马溪组页岩)、盆内互层状超高压钙质—黏土质页岩型(涪陵、元坝大安寨段页岩)3大类。借鉴美国的成功经验,开展与之相适应的页岩气开发工程技术对策和经济评价,是实现中国多类型页岩气藏商业性开发的关键。     

分层注水井流动测试技术

介绍分层注水井流动测试技术，测试进入每一个层段的注水量、压力、温度等参数，能真实的反映出各个层段的吸水状况；同时，在测试过程中验证注水层段封隔器的密封性，不会造成地层污染。利用层面流褶积理论分析注水井的层段压力、流量资料，得到层段渗透率、表皮系数、吸水指数等资料。现场测试结果表明，该技术是掌握注水现状、搞好注水结构调整的一项行之有效的动态监测手段。     

分注井直接测试技术

油田进入开发后期,为了控制高渗层的注水量,加强中、低渗层的注水,需要从监测注入水的动态入手掌握分层吸水状况。分注井直接测试技术采用偏孔直接测试和井筒流动测试两种途径,测试进入第一个层段的注水量、分层压力温度,较真实地反映了各层段的吸水状况,并在测试过程中验证注水封隔器的密封性,不会造成地层污染。应用层面流褶积试井理论分析层段压力、流量资料,得到层段渗透率、系数、吸水指数等资料。１８井次现场测试表明     

考虑微孔超压环境的煤储层含气量计算方法

目前在煤储层含气量的计算过程中,普遍采用测井、试井等得到的储层压力代替气相压力进行反演计算,但由于超压环境下二者不能等同,故导致这一计算结果并不准确。为此,采集山西、河南不同煤级的煤样进行了煤孔隙毛细管压力测试,结合煤层气成藏过程和煤层生排烃史分析了煤储层微孔超压环境的形成机制,据此建立了考虑微孔超压环境的煤储层含气量计算方法,并对河南焦作中马村矿下二叠统山西组二段1号煤层的含气量进行了计算及分析。结果表明:1煤形成演化过程中不断有部分固体有机质转化为气体和水,在其孔隙内必然会出现气水两相界面,由此产生毛细管压力,致使其微孔内气相压力远高于静水柱压力,形成微孔超压赋存环境;2由于微孔超压环境的存在,致使气相压力高于储层压力,基于常规储层压力评价煤储层含气量的计算方法将导致煤储层含气量被低估;3微孔超压环境主要影响3~100 nm孔隙内煤层气含气量的计算,尤其是3~10 nm孔隙,而对于超过100 nm的孔隙则影响不大。结论认为:所建立的煤储层含气量计算方法厘清了煤层气赋存的压力环境,保证了煤储层含气量计算结果的准确性。     

井下关井测压技术在特低渗透油田开发中的应用

鄂尔多斯盆地三叠系油藏多属岩性油藏,受储层物性和含油性的影响,具有“低渗、低压、低产”的特点。由于产量较低,常规的起泵测静压点、环空恢复和起泵测压力恢复等压力监测手段测试工艺均有一定的局限性,井筒储集效应对测试结果的影响较大。井下关井测压新技术可大大减小井筒储集效应的影响,缩短测试周期,提高试井效率和油田开发的经济效益,适合三叠系特低渗透油藏开发试井的需要。     

非均质油藏分层配注水嘴优选方法研究

研究了非均质油藏注水井分层配注水嘴与各小层分注量、分注压力及各小层物性的关系,对各小层调配前、后注水量变化规律与调配水嘴选配问题进行分析,建立了适合非均质油藏分层配注水嘴优选的方法。将配水嘴优选软件在39口井上推广使用,测试层段配注符合率91.3%,比原来提高了10.5%,平均测调周期81.1 d,比原来延长了23.8 d。对胡状油田分注水井的32个层段配水嘴进行优化计算,并与实际测试情况进行对比分析。分析结果表明,实际注水量是稳定后的平均日注水量,最大误差10%,最小误差2%,平均误差3.31%。     

苏丹Fula油田油藏地质特征

苏丹穆格莱德盆地Fula油田主要为较浅的白垩系Aradeiba组、Bentiu组的普通稠油油藏和Abu Gabra组的稀油及天然气藏。主体区块FulaNorth断块Bentiu组油藏为一垒块上的断背斜块状油藏,具有倾斜的油水界面。Aradeiba组为浅湖沉积的层状薄砂岩的高孔、高渗储层,Bentiu组为辫状河沉积的厚层块状砂岩的高孔、高渗储层,Aradeiba组和Bentiu组油藏埋藏浅,砂岩胶结疏松、物性好、易出砂、地层压力低,原油具有密度大、粘度高、酸值高和油稠等特点。Abu Gabra组的层状油气藏为三角洲前缘沉积砂岩、厚度薄、中孔、中渗、物性差,具有断块小、储层相变快、油气高度低等特点。Abu Gabra组油藏的形成主要受侧向封堵条件、储层的储集性等地质条件控制;有效的生、储、盖组合、泥岩的侧向封堵是Darfur群、Bentiu组油藏最主要的控制因素。     

分层示踪剂测试技术在合采合注油藏开发中的应用

针对单一示踪剂测试技术存在的只能计算出水淹层的厚度、渗透率及孔道半径等地层参数,而不能对剩余油定量化研究做出精确计算,以及复杂断块油藏层系多的特点,采用微量物质水相示踪剂测试技术,考虑油水两相的油组份、水组份、分配性示踪剂、非分配性示踪剂等4个组份,建立两相4组份数学模型,然后采用黑油模型中的隐压显饱法来求解分小层压力和剩余油饱和度;通过增加示踪剂的类型,实施分层注水测试和多向受效的监测,建立油藏地质模型,利用数值法求解油藏各层压力和流线分布,最终定量描述剩余油的分布规律.通过在辛68-66井组现场应用取得了很好的效果,说明这种方法简单实用,解释精度较高,具有较高的推广价值.