高压注水井降压增注工艺的完善与应用

文南油田是一个异常高压、高温、高气油比、低渗、高饱和的复杂断块油气藏,决定了注水开发的难度,由于储层物性差,造成注水压力逐渐升高,单井日注水量下降,注水困难,水驱动用难度大。由于注水水质及作业压井液污染,使得污染情况日趋复杂,造成水井欠注严重。降压增注工艺是解决注水难的有效手段,通过精细措施论证,认真分析污染类型,科学选择适应的酸液体系,精细施工,降压增注效果逐年提高,逐步解决了文南油田高压低渗区块水井增注难题,为油田的可持续开发做出了贡献。     

分层注水合格率影响因素及提高措施

分析了注水量变化的原因,即主要受测试及测吸水剖面、设备更换、水质差堵塞水嘴及注水井管柱年限和泵压波动等影响,并提出了提高分层注水合格率的技术措施。结果表明,强化洗井制度,提高洗井质量;采取酸化和压裂措施、改善地层吸水能力对提高分层注水合格率都有着重要的影响。加强注水井的日常管理,提高分层注水合格率,实现"注够水、注好水"的目标,是提高油田采收率最经济有效的方式。     

注水井异常原因及治理措施

文章对注水井异常情况进行了系统分析,找到导致注水异常的有关因素,以及引起注水异常的重要因素,并根据不同的异常井,采取不同的治理措施,为以后注水井管理和油田开发提供可靠依据.     

低渗透油田注水井转抽油井出油机理研究

针对低渗透油田扶杨油层注水井转油井的实践,对低渗透油田注水井出油机理进行了研究,提出将注水井转为采油井,增加油田可采储量的可行性,并对选井条件做了初步探索。     

纳米粉体复合增注技术的研究及应用

中原油田S2上4—7油藏属于低渗透性油藏,注水压力高,注水困难。油藏水驱开发难度大。为提高注水量,降低注水压力,实施了多次酸化,效果明显,但是有效期短,增水量有限。结合纳米材料的研究与开发,提出了纳米粉体与酸化相结合的新技术一纳米粉体复合增注技术。现场应用8井次,累积增水3500多方,对应油井累积增油3058．2吨,投入产出比达1：6．1,取得了显著的经济效益．值得大力推广和应用。     

有缆智能分采技术在多层合采定向井中的应用——以渤海X油田B38井为例

由于衰竭开发,B38井生产2年后储层脱气造成油气干扰,影响该井正常生产。受大斜度、多层段和井段长等井况限制,该井不具备应用“Y”型分采管柱实施测试和控气措施,需要应用新的采油工艺技术。有缆智能分采技术可适用于各种井型,通过地面控制器实现对油井各层段产量、压力和温度等生产参数全过程实时监测及产量调控,同时也为油藏分析、评价和决策提供大量的数据支撑。B38井通过应用该技术,准确判断脱气层段,采取关闭主要产气层段、控制次要产气层段等措施,减缓了油气干扰,恢复了油井正常生产。该技术在渤海油田已经应用10井次,增油效果显著,具有很好的推广价值。     

委内瑞拉MPE3稠油田固井工艺技术探讨

MPE3是委内瑞拉奥里诺科重油带一个重质油田,储层浅,原油高密度、高粘稠、高含硫,上覆泥岩疏松,裂缝发育,储层砂岩,渗透率高。以往冷采作业,对固井质量要求不高,但采收率低。为提高采收率,将逐渐转为热采方式,对固井质量和水泥抗高温能力提出高要求,固井采用耐高温水泥和硅酸钠前置液等工艺措施,改善水泥界面胶结质量和水泥环抗高温强度衰减能力。     

石港-唐港构造带“三低”单元孔渗特征及有效动用对策

石港-唐港构造带渗透率低、储量丰度低、自然产能低,因油藏地质认识不足等因素,已发现储量动用难、动用差。通过对目标区块孔渗特征研究,应用油水两相驱替物理模拟和特低渗透油藏非线性渗流数值模拟等技术,确定了注水或注气的可行性与注水开发补充地层能量的技术政策。研究表明:微观孔隙结构是决定和影响"三低"储量动用难度和开发效果的根本因素;目标区域"三低"单元可实施注水或注气开发,结合压裂改造,可实现储量的有效动用。     

扶余油田西区X区块精细注水开发实践及认识

扶余油田油藏受构造控制,为中孔中低渗储层,非均质性严重,目前已进入高含水开发后期,为了更好挖潜剩余油,针对开发矛盾,在西区X区块开展了精细注水开发试验,分东西部采取不同投产投注方式,开展多种周期注水方式,区块各开发指标均有所改善,稳产效果好.研究表明:水井加密实现了层系细分,增加油井平面受效方向,提高了井网对单砂体的控制程度,降低了层间干扰,提高水驱控制程度及波及体积;研究区平面剩余油分布零散,纵向上主要分布于主力层中,且主要集中于顶部,底部水洗严重;层间结构界面及薄泥质夹层具有遮挡作用,能够有效地控制油层吸水状况,从而控制纵向剩余油分布.     

提高永3断块固井质量

永3断块位于永安油田的中部,北面为永3北界大断层,西南方向与水体相连,东侧为永2大断层,属多油层、中高渗透、稀油复杂断块油藏。永3断块为老油区,地层复杂、油藏类型较多。随着日益不断的开发和长期注水开采,地下注采失去平衡,破坏了地层原来的压力系统,致使同一口井内多套压力系统并存,油气水处于较为活跃状态,层间窜通严重,固井时漏失、油气侵窜现象较为突出,该断块井主要表现为漏失井、高压井和长封固段井,所有这些均影响了该地区的固井质量。通过优化水泥浆体系、改进固井工艺、使用高效驱油剂等措施的实施,使该区块的固井质量得到了较大的提高。     

一种超级13Cr完井管柱酸化缓释方案在中东大型碳酸盐油气田的应用 ——以伊朗Azar油田为例

中东地区油气资源丰富,同时具有地缘政治复杂、投资大、风险高等特点,因此成为国际石油公司技术和服务竞争的重要领域,也为中资企业在海外的运营效率和成本控制方面提出更高的要求。为了解决中东地区白垩系Sarvak组碳酸盐储层在高温高压、超级13Cr完井管柱条件下常规酸化体系失效等问题,基于现有添加剂体系,采用泵注程序优化和实验室新型助缓蚀剂配方优选的方法,从效率和成本的角度出发,分别从物理和化学角度对现有稠化酸和VDA自转向酸配方进行升级。结果表明：通过加大前置液的量和提高泵注排量,可以实现对井下完井管柱短时物理降温的目的;在原有酸液配方基础上,优选出1%YD-01型缓蚀剂和0.2%碘化钾的组合作为超级13Cr材质的专用缓蚀剂,实验结果表明,升级后的新配方,稠化酸和VDA自转向酸均可满足95℃条件下,超级13Cr完井管柱的腐蚀速率低于20g/(m2.h)的施工要求。研究形成了适用于高温高压碳酸盐地层超级13Cr完井管柱等复杂工况下的酸化解决方案。利用该方案完成了Azar油田6口高温高压超级13Cr完井管柱直井的酸化施工,取得了良好的经济效益和市场口碑,为海外同类型碳酸盐储层的地质工程一体化作业提供了新的技术路径。