曙3区开发调整油藏工程设计

依据曙3区开发特征,优选适合的开发方式和注采井网,数值模拟优化注采参数。分区规划,单元重组,油藏工程优化设计。提出开发调整建议,以直井为主重建注采井网,采用精细注水、深部调驱、化学驱等多元开发方式,改善区块开发效果。     

提高低速低效高含水油田采收率的水平井配套新技术

介绍了辽河油田利用水平井技术,重新开发长期处于濒临停产的低速低效油田—新海27块的二次开发试验及推广应用过程。该区块属于层边底水构造的低含油饱和度油藏,利用水平井开发,通过采取水平井高效注汽、合理的机泵配套举升工艺技术、电热杆加热降黏、水平井堵水和酸化解堵等方式,以及控制生产压差等措施,有效地抑制了底水锥进和产层出砂,降低了区块的综合含水,提高了油田采油速度,改善了开发效果,提高了储量动用程度及采收率。     

如何培养长寿井

采油作业二区管理着青龙台油田、茨九区、牛56区块、龙618区块及铁1 7区块,油井受“砂、蜡、水、偏”等不利因素影响严重,油井管理难度大,作业频次高,面对复杂的管理形式,采油作业二区以“精细过程管理,培养长寿井工程”为活动载体,通过热洗、作业、治理偏磨、设备管理、加强管理等措施,群策群力,积极培养长寿井,降低躺井率,延长检泵周期,提高我区的整体管理水平。     

复杂结构井井筒清砂技术研究

在油田开发中后期依靠实施水平井、侧钻水平井技术挖掘油田剩余油潜力,由于水平井井眼轨迹复杂、油井出砂,冲砂作业卡阻频繁,作业时率低,增加了作业安全风险。并且随着稠油油藏进入高轮次吞吐和蒸汽驱开采,地层亏空严重,侧钻井及套损井日益增多,出砂情况越来越严重。小洼油田井筒清砂以冲砂、捞砂方式为主。受井筒技术状况、地层漏失严重等因素的影响,现有的清砂技术不再适用于侧钻井、套损井、水平井等复杂结构井。     

浅谈高3618块火驱自产气变化

高3618块位于高升油田高二、三区的东北部,属深层巨厚稠油油藏,为提高区块的整体开发效果,2008年以后转火驱开发,火驱开发过程中逐渐暴露出受效井组自产气量增加、气组分变化大等问题,制约了火驱开发的顺利进行,为此针对性开展了相关措施的探索和实践,形成了动态调整气量为主多种采油工艺并举的应对措施,为火驱的成功提供了保障。     

火驱出砂井管理对策研究

杜66块火驱开发见效后,砂卡比例逐年升高。通过分析储层物性和火驱开发机理,结合区块出砂井史,对火驱井出砂原因进行归类,分为储层因素、开发因素和管理因素。针对不同出砂原因优选防砂技术措施,并评价不同措施应用优选条件,总结出系列火驱防砂管理技术对策。完善了火驱防砂工艺技术体系,对国内外油田火驱开发井防砂具有指导意义。     

多分支水平井技术实现潜山等难采油气藏高效开发

油田进入开发中后期,潜山等难采油气藏逐渐成为主力接替区块,常规直井、水平井技术难以经济有效开发这类油气藏.分支水平井技术可实现一个井对应对多个地下井眼,增加储层裸露面积,提高油气采收率和储层的动用程度.通过对潜山等难采区块的精细地质分析,开展安全钻井技术、潜山分支及鱼骨井钻完井技术、储层保护技术等深入研究,形成一套适合潜山等低渗油气藏开发的综合配套技术,实现难采区决的经济高效开发.     

微球调驱技术在欢2-22-5井区研究与应用

锦16兴隆台油层1979年投入注水开发,以2％-3％的采油速度稳产13年,实现区块高速、高效开发,目前已处于特高含水(97％)、高采出程度(50.5％)阶段.为提高区块采收率,优选欢2-22-5井区实施微球调驱试验,见到一定效果,实现阶段增油2563吨.     

深部调驱在奈曼油田的应用

奈曼油田所辖油区属低渗透砂岩油藏,2007年开始注水,受构造复杂、低孔低渗、天然能量低等因素影响,开发过程中存在平面上相变快、砂体变化大、水驱方向性强、含油井段长、非均质性强,纵向上动用程度不均衡、水淹趋势渐显、有效堵水困难等诸多问题,为提高采收率,在奈曼油田开展了深部调驱先导试验,根据深部调驱的筛选标准,优选出奈1-48-54井和奈1-44-50井两个注水井组进行深部调驱先导试验,经过大量的室内试验确定了配方体系,开展阶梯式段塞注入。通过对注入井的压力和产能井的产能效果分析来看,初步证实在奈曼油田开展深部调驱是可行的,而调驱剂的配方体系也是适合奈曼油田的。     

奈曼油田调驱剂类型研究及确定

奈曼油田自2006年1月奈1井试油获工业油流以来,已开发8年,目前存在水驱动用程度低、非均质性严重,层间矛盾突出等问题,应用深部调驱技术可以有效解决上述问题,如何选取调驱剂类型是调驱重点研究工作。     

水驱砂岩油藏深部调驱技术研究

深部调驱是水驱砂岩油藏二次开发主导技术,是水驱开发末期探索低成本开发方式、进一步提高采收率的有效手段,文章从油田稳产需求出发,打破思维定势,创新建立深部调驱关键技术,积极推进现场实施,为水驱砂岩油藏持续稳产提供技术支撑。     

涩北气田水平井防砂工艺技术研究与应用

涩北气田水平井生产过程中出水出砂严重,为了解决涩北气田出水出砂等影响生产的技术难题,指导气田的高产、稳产和高效开发,研发了适用于涩北气田的水平井管内砾石充填防砂工艺技术,并在台H1-9井进行了现场应用,该井生产过程中不出砂,防砂有效期超过2年,防砂效果显著。解决了涩北气田筛管完井水平井出砂严重,甚至停产的问题。     

大庆长垣过渡带地区水平井潜力区域优选方法研究

萨北开发区北部过渡带进入特高含水期后,综合含水高于全厂1.78个百分点,采出程度较全厂低10.76个百分点。现井网条件下常规方法难以有效动用剩余油,利用水平井的技术优势可有效挖掘厚油层顶部及注采不完善型剩余油。为解决该区低效无效循环严重,综合应用精细油藏描述成果、取心井解释结果、试油等资料,对水平井潜力区域的优选问题开展研究,并优选布井改善区块开发效果。结果表明,区块构造落实清楚,井区砂体发育厚度大、上下隔层及层内夹层发育,选择局部区域注采不完善、平面或纵向剩余油富集的纯油段,是水平井优选原则。厚油层顶部、断层边部和注采不完善型剩余油,是水平井方法挖潜剩余油、提高采收率的研究目标。     

冷42块氮气泡沫凝胶调剖技术研究与应用

辽河油田的深层稠油开发仍然以蒸汽吞吐为主。随着吞吐轮次、采出程度的增加,开发矛盾进一步加剧,如地层压力低、井间汽窜严重、近井地带亏空、采油速度低等,油藏中的剩余油无法有效开采出来。针对深层稠油的开发现状和存在的问题,研制了氮气泡沫凝胶调剖技术。该技术在冷家油田冷42块应用8井次,有效解决了该区块的主要开发矛盾,提高了区块整体开发效果,为辽河油田深层稠油开采提供了一项有效的手段。     

辽河水平井防砂完井技术现状与发展建议

辽河油田稠油水平井的井筒稳定和生产出砂是完并必须考虑的问题之一.生产出砂问题会严重影响水平井潜力发挥,有效的完井方式时于保证井壁的稳定、井筒的完好和防止产层出砂,提高油藏的采出程度是至关重要的.本文详细介绍了辽河油田水平井防砂完井技术的发展情况和技术现状,分析了其在采油、作业和增产措施实施方面存在的问题,最后对辽河油田水平井防砂完井技术的发展提出了几点建议.     

浅析辽河油区钻井井控风险及应对措施

辽河油区根据井控风险主要划分为,蒸汽驱开发区块,曙3、曙4注水高压区块,前进、、荣兴浅气层活跃区块。根据不同区块识别不同的井控风险,制定相应的防范措施,较好地规避了钻井过程中的井控风险,为辽河油田钻井安全施工提供了完善的防喷技术措施。     

水平井充填一体化化学防砂完井技术在海上油田的应用

某海上油田在建设初期一般采用大泵径潜油电泵强采,导致该区块疏松岩石结构出砂严重,经技术分析,拟采用水平井充填一体化化学防砂完井技术进行完井。该工艺能形成多级挡砂屏障,阻止地层砂的流动,同时获得了较低的防砂完井表皮,化学防砂有效周期长、防砂效果好,综合效益高。本文提出了在合理排量下,降低携砂液粘度,用正循环的方式进行砾石充填,最终形成管外挤压充填层,管内循环充填层。该技术在防砂的同时,提高了油田采收率和开发的效果,对于其它海上油田的化学防砂完井工作具有借鉴和指导意义。     

龙虎泡油田龙13-15井区整体调剖研究

针对LHP油田龙13-15井区加密调整后油水井数比高,水井负担重,提高供液和控制含水之间的矛盾突出的特点。为改善区块开发效果,提高储层动用程度,应用综合模糊评判方法优选调剖井层,并结合动态分析,制定整体调剖方案。预测了该方案下的开发指标变化情况,并结合经济评价,给出LHP油田龙13-15井区整体调剖后的经济效益,为整体调剖方法是否适合该区块提供理论依据。     

中高渗砂岩油藏二次开发研究及应用实例

L区块断层发育,构造复杂,纵向非均质性严重,层间矛盾突出,制约了油田开发水平的进一步提高。通过应用新的三维地震解释资料对构造进行精细解释,建立新的对比原则和对比方法,对断块构造及储层发育有了突破性认识,在此基础上对剩余油分布进行进一步研究,实施了以井网调整及整体调驱为主要手段的开发试验方案,达到了完善断块二次采油井网、提高水驱采收率、改善油田开发效果的目的。     

大港油田“二三结合” 提高采收率研究与试验

鉴于港西开发区目前已经进入开发后期,砂体采出程度、含水及渗透率较高,常规二次开发在促进大幅度提高采收率的技术难度上越来越大。通过二次开发重构地下认识,重建井网结构,提出了二次开发应遵循的"二三结合"开发模式;并开展室内研究,进行了"二三结合"驱油体系及参数的优化等试验,确定了港西开发区复杂断块油藏"三高"油田"二三结合"最优驱油体系及工艺方案。2013年在港西二区与港西三区进行了"二三结合"先导试验,实施后港西二区提高采收率13.5%,港西三区日产油翻了4倍,预计方案提高采收率可达到17.7%。可见,依靠技术创新和开发方式的有效转换,能够有效提高老油田的采收率和经济效益,为老油田开发提供借鉴。