水平井分段酸化工艺管柱及现场试验

本文简要介绍了水平井小直径封隔器分段酸化工艺管柱结构、工艺原理、室内实验等情况，同时针对水平井具体的井身结构，对各井实施分段酸化施工的可行性进行了分析，在此基础上，应用该工艺管柱在州66-平61及州64-平72井开展了现场试验，两口井施工过程顺利，并取得了较好的增油效果。小直径封隔器分段酸化工艺的现场试验成功，为油田今后水平井分段酸化施工提供了技术手段。     

碳酸盐岩超深水平井分段改造完井井眼准备技术

塔中碳酸盐岩超深水平井水平段和裸眼段长,目的层缝洞发育,钻井过程中漏失严重,易形成岩屑 床,常规定向钻井井眼易形成微台阶,导致管柱起下摩阻大;储层多钻遇高伽马易垮塌灰质泥岩,通井过程中易产 生新井眼,对分段改造完井管柱安全下入带来严重挑战。通过塔中超深长裸眼水平井完井通井实践,在通井工具 优选及钻具组合优化、划眼技术、岩屑床清除、钻井液润滑和安全起下钻等方面形成了一套完整的井眼准备技术, 满足了碳酸盐岩超深水平井裸眼分段改造完井管柱下入需要。     

气藏水平井分段酸化完井一体化工艺管柱

气藏水平井的水平井段长,穿越多个油气层,非均质性严重,不同位置泥浆浸泡时间不同,污染程度也不同。常规分段酸化工艺存在施工段数少、周期长、费用高、多次压井造成二次污染等问题。研制了气井不动管柱分段酸化完井一体化工艺管柱,该工艺管柱耐温110℃,耐压70MPa,通过投球、加压打开喷砂器滑套,可实现5个层段分段酸化施工。该管柱可作为完井管柱直接进行生产,减少压井作业的次数,降低压井液对储层的二次污染,有效提高单井产能。     

普光气田大湾区块高含硫水平井完井管柱优化设计

为实现高含硫气藏“少井高产、安全高效”的开发目的,对四川盆地普光气田大湾区块碳酸盐岩储层采用了以水平井为主的开发模式。根据大湾区块气藏及流体特点,综合考虑国内外高含硫水平井完井工艺技术现状,选择一次管柱多级卡封,逐级投球打开各层滑套改造储层作为本区块水平井完井工艺,进而开展了管柱参数和结构设计,优化设计出高含硫水平井完井管柱：套管完井分段酸压管柱、裸眼完井分段酸压管柱、套管监测水平井分段完井管柱。该管柱通过8口井现场应用,首次实现了国内高含硫水平井分段储层改造,增产效果明显,为气田的安全高效开发提供了有力的技术支撑,也为类似气田的开发提供了借鉴。     

水平井滑套分压工艺技术及现场应用

针对目前国内外低渗透油田水平井压裂改造工艺复杂、工艺可靠性差的现状,研究试验了水平井滑套分段压裂工艺及配套技术,经现场试验及应用,该管柱性能可靠,满足水平井分段压裂要求.水平井选层压裂工具总成实现了坐封、工作、解封全过程液压动作,由其组成的工艺管柱入井工具少,性能稳定,并形成了事故卡井打捞配套技术,使施工更加安全可靠,是一种先进的水平井分段改造工艺技术.     

φ62mm侧钻小井眼水平井分段挤堵管柱研究

冀东油田部分井是在φ139.7 mm老井眼开窗侧钻后采用φ73 mm油管完井,水窜后需要采用挤堵剂分段封堵,为此研究了一套超小直径分段挤堵管柱及配套工具,解决了挤堵管柱在φ62 mm超小井眼内顺利下入,高压挤堵剂挤堵后顺利解封起出等关键技术问题。介绍了该工艺管柱及其配套工具的结构、工作原理和主要技术参数。冀东油田G104-5CP26井的现场试验表明,该管柱及其配套工具满足了φ62 mm小井眼侧钻水平井分段挤堵施工要求,安全可靠。     

页岩气水平井裸眼分段压裂酸化管柱下入技术

本文对国内水平井裸眼分段改造工艺技术和工具系统进行了研究,以177.8mm技术套管、152.4mm裸眼完井的水平井为例,对分段改造完井工具管柱的下入技术展开深入研究,并通过多井次现场施工,总结出一套适用的管柱下入技术。     

大斜度井及水平井MFE测试工艺

在大斜度井、水平井中应用MFE测试器 ,是其测试工艺的突破。通过对轮古 1、轮古 2 2两口大斜度井及塔中 16 8水平井进行的 10次MFE测试施工总结 ,说明了它的测试原理、管柱结构及施工特点。应用结果表明 :在大斜度井及水平井中采用MFE工具测试 ,不仅操作简单 ,而且取得了很好的经济效益。但由于施工中封隔器胶皮较易损坏 ,建议增加一个剪销封隔器 ;在对水平井测试时 ,使用RTTS封隔器 ;同时推荐设计采用二开一关工作制度     

水平井分段完井工具的室内试验及现场应用

水平井完井技术的发展趋势是分段完井,即能实现分层开采及异质层隔离功能的完井技术。为此,设计了由内外两套管柱组成的分段完井工具,外管柱实现层间隔离功能,内管柱实现坐封管外封隔器功能。室内试验表明,管外封隔器膨胀后其外径、密封效果、耐压能力等均可满足现场应用的要求。现场应用表明,采用分段完井工具进行分段完井的水平井能实现分层开采及各个不同层系间的隔离、延长无水或低含水开采期、提高采收率的目标。      

水平井裸眼分段挤压充填防砂完井工艺

为解决出砂油藏水平井管外均衡改造的难题,研制了裸眼管外分段挤压充填防砂完井工艺。其原理是通过管外隔离封隔器和可重复开关充填滑套将水平段进行分段封隔,利用防砂服务管柱实现分段挤压充填防砂。与水平井底部砾石挤压充填防砂相比,新工艺可根据水平段物性差异分段优化防砂施工参数,水平段改造更均衡。生产实践表明,采用裸眼分段挤压充填防砂完井的井,防砂后产量高,防砂效果好,为水平井防砂完井工艺提供了新的技术思路。     

油藏描述中的储层建模技术

储层地质建模技术就是近几年发展起来的一项高新技术，是当今油藏描述的一个重要组成部分。它可以实现油气储层的精细描述和建模，定量表征和刻画储集层各种尺度的非均质性，从而研究油气勘探和开发中的不确定性和投资风险。储层建模技术在参数估计、储层非均质性描述、储层特征的不确定性描述以及综合利用各种资料方面具有很强的优势。各种储层建模的技术和方法，可分为确定性建模和随机建模两大类，其中随机建模技术是储层建模技术突出的发展方向。随着该项技术的不断发展与在国内的应用，必将对我国的精细油藏描述工作起到很好的推动作用。中综合论述了储层地质模型的类型、建模步骤和主要建模方法，探讨了储层建模技术的发展趋势和需解决的一些问题。     

牛心坨油田牛心坨油层储集条件研究

辽河盆地牛心坨油田牛心坨油层属扇三角洲－湖相（湾）沉积,其沉积环境的差异导致夺储层存在较严重的非均质性。岩心描述和常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、粘土矿物Ｘ－衍射分析及压秉资料研究表明,牛心坨油层的岩石类型芳要为岩悄长石砂岩;砂岩储层以前扇三角洲的远砂坝、扇三角洲前缘的砂岩流河道砂、砾－砂质分流河道砂及河口坝砂的物性最好,状砂、滩坝砂和前缘砾质分流河道砂、前缘砂次之碱角洲平原的砾质水道砂、砾＝砂质水     

储层建模技术在油藏描述中的应用——以黑油山油田西区为例

针对黑油山油田开发难度大、储层非均质性强的特点，以黑油山油田西区为例，阐述了储层建模技术在油藏描述中的应用。根据地质、地震、测井解释、岩心分析等资料，应用地质统计学随机模拟技术，分析和研究黑油山油田西区的构造特点、沉积相体系和储层物性参数。最后运用建模软件，建立了黑油山油田西区储层构造模型、沉积微相模型和物性参数模型，为油藏数值模拟提供了精确的数据体，为准确评价油气田储层性质及井网加密调整，挖掘剩余油潜力提供了可靠依据。     

井间示踪技术在砂岩及碳酸岩缝洞型油藏的应用研究

从示踪剂流动机理出发,研究了井间示踪技术在砂岩及碳酸岩缝洞型油藏中的不同表现特征.井间示踪技术可以得出碳酸盐岩油藏注入水中示踪剂在平面上各方向的流速,比砂岩油藏的方向性更强;裂缝和渗流溶洞的的方向性,使得示踪剂的流动在平面上、垂向上有很强的选择性,在采出时浓度较高,回采率偏高;与同等距离的砂岩油藏相比,碳酸盐岩油藏见示踪剂时间早、运移速度快;碳酸盐岩油藏井间特殊渗流通道发育具有选择性,见剂更为复杂,其特征与砂岩油藏大孔道发育时的见剂特征接近;碳酸盐岩油藏井间渗流更接近细管内的流动,见剂浓度值波动幅度大,整体波动变化特征接近砂岩油藏.确定了油井的水淹方向,搞清流体的波及状况,确定油层的非均质性,计算高渗层的渗透率,验证断层密封性,从而对油田生产开发提供明确指导,为油田后续调整挖潜提供可靠的依据.     

松辽盆地北部古龙地区葡萄花油层储层特征研究

在系统收集和整理古龙地区葡萄花油层资料的基础上,利用大量的分析化验资料,对该区葡萄花油层储层内岩石矿物成分、物性特征和孔隙结构特征进行了详细的研究.研究表明:古龙凹陷葡萄花油层属于中、低孔-低、超低渗透性储层,岩石以长石砂岩为主,具有高结构成熟度、低成分成熟度的特点,储集空间以残余原生粒间孔为主.根据行业标准划分出四大类九小类储层,储层性质主要受粒度、填隙物、深度及沉积环境的影响.其中Ⅱ类、Ⅲ类储层为葡萄花油层有利目标优选区.     

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塔里木盆地的天然气主要富集在第三系、白垩系、侏罗系、三叠系、奥陶系五个层系中,其主要气藏的储层特征如下。奥陶系主要发育风化壳型储层和内幕型储层,前者主要位于奥陶系顶部碳酸盐岩中,储层类型以裂缝和裂缝—孔洞型为主;后者在塔中地区极为发育,地层中构造缝虽不发育,却可见到大型溶蚀孔洞。三叠系主要发育扇三角洲—湖相储层,它主要分布在塔北地区,储集空间以原生孔隙为主。侏罗系主要发育三角洲—河流相储层,主要集中在塔北地区东河１号构造及库车坳陷依南构造带上,影响该套储层好坏的因素有两个方面：其一是沉积环境,其二是裂缝,这是侏罗系储层形成工业油气藏的关键因素。白垩系主要发育了三角洲前缘相—扇三角洲平原相储层,主要分布在克拉苏构造带,储集空间类型以原生的粒间孔为主。第三系主要发育了冲积扇—洪泛平原相储层,主要分布在轮台断隆构造带,即目前塔里木盆地凝析气储量最大的构造带。     

相控建模技术在高台子油藏精细描述中的应用

针对红岗油田高台子油藏开发现状及地质研究的难点,根据沉积学原理和测井相定量分析方法开展了微相研究．利用沉积微相研究成果约束储层参数的空间分布,建立了精细储层地质模型．解决了建模过程中沉积相研究成果与储层参数分布无法有效结合的缺陷,成功地实现了红岗油田高台子油藏精细描述。实践证明：该方法切实可行。相控随机建模不仅可以提供较准确的储层属性模型,而且为剩余油研究和油气开发调整提供了地质依据。     

热油激励技术在套保油田稠油排砂冷采中的应用

在采用排砂冷采工艺开发套保油田稠油过程中,形成了热油激励油层维护油井正常生产技术。该技术是向油层加入一定量的热油,利用热油的冲击作用破坏蚯蚓洞自然桥堵,使砂砾顺利流入井底;利用热油的热量解除沥青吸附造成的桥堵,扩大近井地带蚯蚓洞直径,提高油井近井地带的渗流能力,以利于蚯蚓洞的继续延伸。通过现场试验,确定了热油激励参数。该技术已成为套保油田排砂冷采、规模开发的最有效的日常维护生产措施。     

保护低渗凝析气藏储层的低损害修井液

保护低渗储层修井液的关键技术在于能有效预防或减轻因漏失对储层造成的液锁损害。对吐哈油田丘东地区低渗凝析气田前期使用的修井液进行吸水性实验及岩心污染实验评价,发现实验后岩心的含水饱和度迅速增加,且经其污染后岩心的渗透率恢复值仅为56.5%,表明液体侵入造成储层中等程度损害。针对以上问题,结合该地区气藏低孔、低渗、喉道细小、易产生液锁损害的特点,从助排、防液锁等方面考虑,优选出了效果优良的表面活性剂、增黏剂、降滤失剂等处理剂,并进行配伍性评价,研发出了低损害无固相修井液,其岩心渗透率恢复值高达85.3%,API滤失量小于8mL。在QD3井的现场应用中,低损害修井液有效地解决了该地层修井液漏失、液锁严重等问题,很大程度地提高了修井效率,增强了修井过程中的储层保护效果。     

低渗油藏注水开发中储层参数变化研究与应用

低渗油藏长期注水开发,储层内部结构和储层参数都发生了较大的变化,并且随着注水程度的增大,强烈水洗使得岩石成分有所改变.对文留地区文85块不同开发阶段储层空间结构进行了研究,结果表明,随着油田的注水开发,储层孔隙度增大,渗透率增大,含油性变差.