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注水是保持鄯善油田地层能量的主要手段。随着油田开发的不断深入,注水井欠注问题日益突出,增注措施缺乏针对性,效果不理想,注采矛盾加剧。文章通过对欠注井的油藏特征、措施状况及注水历史等的有机结合,研究分析了鄯善油田欠注井欠注的主要原因,为油田实施增注措施提供了依据。 相似文献
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报道了吐哈油田按行业标准SY/T 5 32 9 1994检测注入水水质中 4项指标的测定误差及误差来源 ,提出了改进建议。悬浮固体 (SS)测定中有时出现测定值小于零的情况 ,误差来源于SS值过小 ,接近称量误差以及滤膜溶失 ,建议在可能情况下加大水样量 ,使用溶失量小的或惰性的滤膜 ,使用双层滤膜可消除滤膜溶失造成的误差。粒径中值不能反映水质好坏 ,建议根据注水油藏物性和地质特点确定有关指标 ,例如吐哈油田低渗油藏注入的清水中 ,直径 >2 μm的颗粒数不应超过 2 .0× 10 4个 /mL。明显含油的水样有时测不出含油 ,误差来源于所用溶剂和检测方法 ,建议使用CCl4为萃取溶剂 ,以正十六烷、异辛烷等的混合物为标准油样 ,在红外区 3.14 μm处检测。油田现场较难实地测定腐蚀速率 ,推荐了一种注水井井口腐蚀速率测定器。表 2参 2。 相似文献
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由于埋藏深、地质特征复杂,致使针对中浅层页岩气藏的压裂工艺不能完全满足四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层改造的需要。为此,将地质与工程研究紧密结合,优选页岩气"地质与工程双甜点"区,开展深层页岩气水平井压裂技术攻关研究,对以往仅适用于中浅层页岩气储层的压裂模式进行改进,并将改进后的压裂模式与工艺应用于丁山地区3口深层页岩气井。研究结果表明:①该区西北部深层页岩气储层具备地质、工程"双甜点"特性,天然裂缝、层理缝发育为压裂后复杂缝网的形成创造了有利条件;②基于"双甜点"区域,研究形成了"前置酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂模式,采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、"控近扩远"压裂工艺以提高远井地带有效改造体积、超高压装置以提高施工排量和缝内净压力;③3口深层页岩气井经过储层改造后,增产效果显著,测试页岩气产量介于10.50×10~4~20.56×10~4 m~3/d。结论认为,改进后的压裂模式与工艺可以为该区深层页岩气储层改造提供技术途径,为深层页岩气勘探开发取得突破提供支持。 相似文献
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为了使缓蚀剂适用于高温深井酸化施工的恶劣工况,提高其高温缓蚀综合性能,以曼尼希碱季铵盐和喹啉季铵盐复配物作为缓蚀剂主剂,通过协同优选复配增效剂和助溶剂等辅剂,采用正交实验完成了高温酸化复合缓蚀剂XAI-180的配方设计,结合失重法和电化学测试分析法评价了XAI-180的缓蚀性能。研究结果表明:①自制的曼尼希碱季铵盐缓蚀剂与喹啉季铵盐缓蚀剂复配主剂形成了明显的协同效应,当两者配比为21∶5时,缓蚀效果为最佳;②高温缓蚀剂XAI-180是一种既可以抑制阴极反应,又可以抑制阳极反应的混合控制型缓蚀剂;③在加入5%酸化缓蚀剂XAI-180、180℃的条件下,N80钢片在盐酸浓度为20%的常规酸中腐蚀速度为70 g/(m~2·h),在0.4%胶凝剂和0.8%胶凝剂的体系中的腐蚀速率分别为92.3 g/(m~2·h)、95.8 g/(m~2·h)。结论认为,高温酸化缓蚀剂XAI-180在180℃、20%盐酸浓度的胶凝酸体系中具有配伍性好、缓蚀性强等优点,能满足180℃以上储层酸化压裂施工的要求。 相似文献
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文章介绍了鄯善油田的地质特征、开发现状及存在问题。重点介绍高压水射流解堵工艺原理、技术特点、适用条件、应用效果及评价。对解除油水井因后期污染引起的近井地带堵塞有良好的效果,具有广泛的推广前景。 相似文献
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四川盆地东北部元坝气田具有高温、高压、高含H2S特性,储层埋藏深且非均质性强,由此带来了测试工艺复杂、储层改造困难、井控安全风险大等困难。在元坝超深高含硫气井测试实践中,逐步形成了材质优化选择、一体化管柱多功能APR测试、多级压力控制、测试制度优化、快速返排、井控工艺、堵漏压井工艺、地面流程安全控制技术及海相储层改造工艺技术,从而满足了元坝气田“三高”气井试气的需要。现场应用结果表明,已施工完的16口井55层,获得工业气流14口井23层,未发生一起安全事故,有效保障了元坝气田勘探的顺利进行,取得了安全、优快、环保的工作效果和重大社会经济效益。 相似文献
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