一种确定化学调剖处理半径的新方法

针对目前化学调剖处理半径的确定方法存在误差大,无法满足现场需要的问题,利用平板可视模型,模拟研究了调剖剂在非均质油藏中的渗流特性以及调剖剂的分布形态,得到了处理半径与最终采收率增幅的关系。研究表明,处理半径为0.18~0.24井距时采收率增加幅度达到最大。在新疆L油田开展了现场试验,处理半径按0.2倍井距设计,取得了比较好的效果。研究结果对注水井调剖具有一定指导作用。     

高气油比油井动液面测试解释新方法

吐哈油田开发初期,生产气油体积比往往在200以上,机采井生产稳定后,环空流体基本处于静止状态,故存在一段泡沫段。动液面测试过程中,声波遇到泡沫段上界面时即开始反射,测试的液面为"假液面",这类油井的动液面测试误差达到500 m以上。为此,研究了一种新方法来解释油井的真实液面。应用这种新的解释方法解释油井液面深度,不但能确定液面的真实深度,并且能确定泡沫段的长度,解释精度大于95%。     

牛东区块火山岩油藏生产系统分析与采油方式优选

三塘湖油田牛东区块属裂缝-孔隙型火山岩油藏。此文分析油藏试采阶段油井的试采特征，利用节点分析方法开展了油井自喷能力影响因素研究和人工举升接替时机的预测，评价了有杆泵、螺杆泵以及电潜泵三种举升方式在牛东区块的适应性，系统优选了牛东区块的人工采油方式。     

节点分析技术在温米油田的应用

油田进入中高含水期后，提高油井产量的手段不仅仅停留在储层改造方面，还应充分挖掘井筒潜力，尽可能维持合理井底流压值进行开采。合理井底流压的确定采用节点分析技术，并以此为基础，建立一套科学的井底流压计算模型，确定单井合理井底流压，优化生产系统。     

三塘湖盆地牛东区块火山岩油藏储层保护技术

近年来,吐哈油田在三塘湖盆地连续发现了数个火山岩油气藏,牛东区块是其中第一个开发区块,其油藏特征与常规砂岩油藏存在很大差异,这就对储层保护技术提出了新的要求。针对牛东区块火山岩油藏储层特征,分析该油藏易受到伤害的类型,并对不同类型伤害所存在的潜在伤害因素进行分析和评价,结合室内敏感性试验评价和现场实际开发过程中所存在的问题,制定出针对性强的开发全过程的储层保护技术对策,形成一套适合牛东区块C2k火山岩油藏的储层保护系列技术,并取得了一定的应用效果。     

凝胶复合防漏堵漏技术在火焰山腹地表层的应用

吐哈盆地鲁克沁油田火焰山腹地表层钻井过程中,恶性井漏频繁发生,堵漏时间占表层钻井周期的60%以上,严重影响了鲁克沁油田的开发上产效果。针对火焰山腹地表层恶性漏失技术难题,在多次常规堵漏、注水泥堵漏、综合堵漏、膨胀堵漏、雷特堵漏和凝胶堵漏等多种堵漏方式效果不佳的情况下,研发了凝胶复合防漏堵漏技术。该技术的主剂是一种水溶性高分子聚合物堵漏凝胶,其分子链呈空间网状凝胶结构,利用结构性流体较强的剪切稀释性,通过引入不同粒径的刚性堵漏材料和可变形颗粒实现紧密堆积和压实,提高地层承压能力,形成具有防漏和堵漏双重功能的堵漏体系。凝胶复合防漏堵漏技术在火焰山腹地玉北10-20、玉北8-17、玉北8-16等5口井表层进行了现场试验。应用结果表明,比同区块平均漏失量降低74.3%,堵漏损失时间节约93.5%,表层钻井周期节约57.8%。该技术对失返性漏失、溶洞型漏失以及返出量较小的裂缝性漏失具有良好的堵漏效果。      

蒸汽辅助重力泄油生产阶段一个新的分析模型

在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)生产中如何对蒸汽室(SC)进行有效的控制,对稠油和天然沥青的开采效率有着重大的影响.为了提高SAGD的累积原油采收率和蒸汽原油比,需要保持优化的产量和相应的井底温度和压力.SAGD的优化工作包括模拟结果和实时数据监控.现有的分析模型主要致力于描述油藏对加热原油的泄流能力,而没有描述SAGD过程的全部细节.本文描述了一个SAGD生产体系的新模型.在SC到达生产井之前对原油生产的初始阶段进行了考虑.该模型证明了稠油开采过程中的质量和热转换,建立了一个原油产量与SC演变动态间的重要关系式,并且该模型与商业油藏模拟软件所做的模拟进行了比较.     

柯柯亚致密砂岩气藏储层伤害因素分析

通过对柯柯亚气藏潜在伤害因素分析及岩心敏感性伤害试验评价,认识到储层存在不同程度的水敏、盐敏及酸敏、水锁、固体颗粒堵塞、反凝析等伤害,为制定开发过程中储层措施提供有力的技术依据。     

页岩气藏水平井大液量多段压裂工艺的实际应用

页岩气作为非常规能源,其开采技术手段目前主要以水平井加大液量多段压裂为主。文章分析了页岩气藏储层大液量多段压裂工艺技术的难点,并从地面供液流程设计、分段压裂完井工具优选、压裂液体系及支撑剂选型、井口装置设计等方面阐述了实际应用情况,介绍了压裂效果。文章认为,建页HF-1井的成功为后期页岩气水平段大液量多段压裂改造工艺积累了技术及现场实施的经验。     

LKQ油田E区超深层超稠油热水开发数值模拟研究

为了探索LKQ油田E区超深层超稠油注热水开发的可行性,在岩心实验的基础上利用数值模拟方法进行了分析研究。水驱油实验表明油水相渗及驱油效率对温度非常敏感,提高油层温度、降低原油黏度、增加原油流动性是E区超稠油开发的关键,在油藏地质特征综合研究的基础上,优选Y401井区作为注热水先导试验区。数值模拟研究表明,井口流体温度越高,开发效果越好;注采井距70m,井口注入100℃热水,可以实现有效驱替;井口流体温度一定时,井距越小,20a末采出程度越高;直井日注100℃热水20m^3时,井底流体温度略高于油层温度,不会造成冷伤害。采用反五点井网,直井注水可以满足注采平衡需要,同时可以验证不同方向热水的驱替效果,试验区注100℃热水开发,预测10a末采出程度可以达到9,9％,效果较好。