吴仓堡区水平井开发效果评价及治理对策研究

吴仓堡区长611、长612油层组在区域内连片分布,储层有效厚度大,含油性好,试采试油效果好。长611油层组厚度8～14m,渗透率0.89mD,长612油层组厚度14～20m,渗透率0.88mD,属于特低渗储层。从2006年10月2日第一口水平井吴平6完钻以来,目前我们新寨作业区已有16口水平井投产,平均水平段长380m,钻遇油层为333.7m,油层钻遇率达到86.9%。水平井平均单井日产油3.98t,综合含水28.3%,相对初期水平产能总体仍然偏低。2012年通过开展水平井专项治理：实施水平井压裂、找水、酸化、刮削、加深、注水井深部调剖、注采调整等综合性措施,提高水平井单井产能,本文主要是对以上措施效果进行评价,并制定相应的治理对策。     

超声波解堵技术改善低渗油井生产效果对策研究

201中心站共管理4座自然站,管辖二区杜家台、二区大凌河、杜124井区及二区东等4个区块133口油水井,其中油井91口,水井42口。杜124区块是中心站唯一的整装区块,该区块渗透率为31×10-3μm2,平均单井日产油1.5t,开井率仅为20%,是典型的低渗、低产、低开井率区块,同时区块油层纵向矛盾及堵塞现象突出,为解决区块上述存在的问题,我们优选实施超声波解堵技术,改善储层渗流能力,提高油井产量,为区块下步开发提供支持。     

油砂山油田低产井增产方式研究

油砂山油田目前共有油井364口，开井344口、平均单井井口日产量1.06吨，平均单井核实日产油0.84吨。目前油田日产小于1吨的井有216口，占所开井数的62.79%，油田单井产量低成为制约油田上产的瓶颈，针对这种状况油田2014年大力开展低产油井酸化解堵工作，整体措施效果显著，对油田提高单井产量及后期低产井治理提供了有效可行的方向。     

水力喷射压裂技术在靖边油田筛管完井后期改造中的应用

靖边油田水平井数量日益增多,但产能偏低,平均单井日产油仅为2.67t;同时靖边油田前期完钻水平井均未筛管完井,压裂措施施工难度大、风险高、油藏无法得到有效改造。因此,靖边油田开展了水平井水力喷射压裂技术试验,进一步优化施工参数,并在王渠则3口水平井投入应用,措施后效果明显。     

为油气增产装上“推进器”

<正>在整个中国石化,经过多年发展,水平井技术已经成为上游快速发展的"推进器"。截至2011年底,中国石化油田开发累计投产水平井3625口,累计产油3843万吨,平均单井累计产油达到1.06万吨,目前仍具备年产近600万吨油的能力。面对打造上游长板的艰巨任务,我们还需要进一步发挥好水平井这一"助推器"的增产作用。任何一个油气田,都要经历勘探、开发、生产直到废弃这样一个生命周期。在这样的生命周期内,尽可能地把资源"吃干榨净",获得最大经济效益,是每一个油气田开     

水平井现场导向研究

水平井技术是一项成熟、先进的技术,是世界大石油公司普遍采用的一项常规技术和重要手段.对于提高单井产量,开发边际储量,节能减排等具有重要意义,真正实现少井多产,少井高效.单井平均日产是同期直井的3倍左右,成为改变“多井低产”的局面的有力武器.     

辽河实施特殊岩性油气藏水平井注采新模式

截止到3月16日，年初投产的辽河油田边台潜山二次开发先导试验井组2口开发水平井．日产原油达到8t。同时，在牛心坨潜山正钻的2口鱼骨井也见到良好油气显示。这是辽河油田在特殊岩性油气藏二次开发研究中取得的又一进展。     

四注平-直联合开发井网压裂水平井开发规律研究

为深入研究平-直联合开发井网压裂水平井的开发指标计算与开发规律,结合点源函数建立平-直联合开发压裂水平井的地层压力解公式,追踪生成流线划分流管,基于流管法实现压裂水平井的开发指标计算。给出了平-直联合开发压裂水平井的流线以及压力梯度场图,分析其流线特征以及渗流规律。结合某外围平-直联合开发区块实际情况,以四注井网为例计算了压裂水平井的开发指标,在此基础上分析其开发规律。模拟结果表明:该四注井网产量递减为指数类型,产液量主要分为低含水期下降、中含水期稳定和高含水期回升3个变化阶段,含水上升变化分为低及高含水期采出程度低、中含水期采出程度较高3个阶段。     

控制工艺材料质量 提高降压增注效果

文南油田因高温、高压、低渗等储层物性特点,注水井注水越来越困难,注水压力在35MPa以上的井占20%,欠注的井越来越多,而降压增注工艺是降低注水压力提高注水量的重要手段,通过控制降压增注所用材料质量,使改造后有效率提高了90.9%;累计增水量104 810m3,平均单井增水量4 764m3,平均单井压降6.0MPa;对应油井31口,见效5口,累计增油1 105t。     

YP1区块水平井组资料综合评价

YP1区块扶余油层共钻9口水平井,均采用多裂缝体积压裂工艺后投产,其中5口井进行了试油求产初期产能,其它4口井在压后放喷结束后直接抽油投产.资料评价方面包括水平井压后放喷工作制度的制定、压后产能的计算评价,因为水平井资料评价是一个新的领域,需要逐步的总结,这里对YP1区块的试油资料、生产资料进行了总结分析,对试油阶段压后放喷工作制度进行了对比分析,总结出YP1区块合理的放喷工作制度,此外,还总结了投产后的水平井单井可采储量的计算方法.     

昊华召开“转方式 调结构 促发展”现场会

【本刊讯】(王文清曹雷丁磊)日前,历经一年钻探、开发的吉林油田扶余城平12号大平台32口井全部投产,9口定向井日产油32.4吨,平均单井产油3.6吨。23     

临兴区块第一口二开水平井设计和现场应用

随着山西临兴区块致密气勘探的深入,由勘探阶段逐渐转入开发阶段.初始临兴区块水平井的井身结构为三开井身结构,裸眼完井,存在钻井周期长、费用高的难点.为了缩短钻井周期,减少钻井费用,提高开发效益,尝试开展二开水平井试验.临兴1H井为临兴第一口二开井身结构水平井,采用套管固井的完井方式.水平井轨迹采用二段式造斜;根据地层特性...     

元坝102-2H井超深水平井钻井技术应用

随着元坝区块开发海相地层的钻井技术逐渐成熟,地质资料已经完善,2011年西南油气分公司在元坝地区布钻一批超深水平井,与直井或定向井相比超深水平井在单井油气产量上的优势十分明显,本文就以元坝102-2H井在实钻过程中成功应用的配套钻井技术为切入点,共同探讨元坝区块超深水平井钻井技术应用,对元坝区块后续超深水平井的施工具有一定的指导意义。     

实施“三化”管理提高开井时率夯实老区稳产基础

我队现管理着坨142、坨7两大断块上107口油水井，保持着日产油量492.2吨，日注水量6571方。近年来，我们坚持发展为本、效益至上的原则，努力摸索老油田特高含水期的稳产措施，是我们不断创新的课题。生产实践告诉我们，如何提高开井时率，追求单井效益追大化是我们实现稳产的基础，因此我队针对所管油田实际，就如何有效的提高开井时率、控制自然递减，进行了有效地实践和管理创新，实施了“三化”管理，取得了一定的成效。     

油田长寿区块的培养及保护措施

具有高凝高蜡、含油面积1.0km2、高点埋深1659m台4断块。在开发过程中,通过对油藏驱动能量、油藏生产能力的分析,应用合理确定油井产能、油层保护、油井清防蜡、杆柱优化、中高含水期冷采冷输、精细化管理等工艺技术。油藏自发现以来,先后投产油井XX口,到目前,油藏累计产液XX×104m3,累计产油XX×104t,油井平均长寿时间2542天,最长的达4255天,成为第五采油厂的一个高效长寿区块。     

水平井产液剖面测试技术研究与应用

水平井开采技术已是油田开发的主要方式之一，水平井在生产过程中由于受油藏边底水和油层非均质性的影响，导致油层段动用不均、含水升高，研制开发了水平井产液剖面测试技术，该技术可以准确监测出水平井水平段动用情况，得到了整个层段的产液、产水分布数据，确定出油和出水段，针对性地采取堵水等措施，抑制产水段出水，降低水平井含水、提高产油量，通过现场6口水平井的应用，取得了良好的实施效果，为水平井的增油上产措施提供了可靠的依据。     

胜利油田全过程呵护油层提高单井产能

<正>埕北208井组是2022年胜利海上油田重要的增产上产阵地，设计新井20口，新建产能21.2万吨。目前，埕北208井组投产新井8口，平均单井产量六七十吨，是同类型油藏的两倍。高产的奥秘在于油层保护。近年来，胜利油田树立全过程的油层保护理念，抓实关键环节质量管控，促进新井产能建设提质提效。     

低成本特低渗油藏水平井体积压裂实践

针对牛圈湖区块低压特低渗油藏注水补能驱替开发存在单井产量递减快、高含水率、采出程度低的问题,以提高区块动用程度和低成本高效开发为最终目标,开展了特低渗油藏水平井体积压裂研究与实践。通过地质评价认识、室内研究、数值模拟与现场实践相结合,形成了"高密度布井+密切割"的压裂模式,配套以速钻桥塞分段分簇射孔为主要压裂工艺和以低成本压裂液体系为支撑的技术思路。在牛圈湖区块进行了27井次体积压裂现场应用,单井日增油效果明显,新建产能11.8×104t,实现了该区块效益建产。该技术组合对特低渗油藏低成本高效开发具有一定的借鉴意义。     

吉木萨尔J28块页岩油水平井体积压裂改造参数优化

吉木萨尔J28块芦草沟组页岩油采用水平井体积压裂改造方式实现了区块的有效动用，但存在着投产成本过高、压裂参数不合理、改造效果达不到预期等问题。为提高压裂增产效果，建立数值模拟模型开展压裂关键参数优化研究，并采用正交试验方法和随机森林算法研究影响压后产能的主控因素，研究表明，水平段长度、段间距和用液强度是提高单井产量最主要的3个因素。矿场试验表明：“长水平段+细分切割分段分簇+大规模体积改造”的压裂设计方式取得了较好的增产效果，初期日产液量93.0 m³，日产油量19.3 m³。研究成果对页岩油藏水平井体积压裂设计优化具有指导意义。     

小直径大砂量多层压裂技术在低渗透油田的应用

针对低渗透油田压裂选井、选层困难，压裂效果变差的问题，以提高剩余油措施挖潜为目标，对套损修复井、小井眼井等小直径井压裂技术进行了研究。研究得出：小直径封隔器、喷砂器与压裂管柱的配置适用套管内径大于Φ102 mm、井温小于120℃的套管修复井及小井眼井的压裂，可一趟管柱坐压4层，并根据套损点位置限制设计了4种管柱结构，实现小直径大砂量多层压裂；套损修复井压裂后，初期平均单井日增液2.6 t，日增油2.2 t，增油强度1.3 t/（d·m），含水下降26.0%；小井眼井压裂后，初期平均单井日增液1.8 t，日增油1.6 t，增油强度1.1 t/（d·m），含水下降29.9%；套损修复井与小井眼井所在区域的剩余油分布较重复压裂、转向压裂井所在区域的剩余油更加丰富，措施潜力更为突出。小直径大砂量多层压裂工艺技术拓宽了压裂选井、选层的空间，为大庆长垣外围油田剩余油挖潜提供了有效的技术支撑。