铁边城—吴岔南井区注水开发技术研究

吴岔南井区是铁边城油区重要产油区之一，自上而下钻遇了延安组、延长组等多层系含油复合区，主力生产层系为长4+5。截至2022年5月底，区块总井数180口，其中采油井135口，注水井45口。文章中的研究通过地质和试油试采数据，以完善注采井网及注采对应为目标，实施科学配注，实现该区高效注水开发。     

突破技术瓶颈 实现全面升级——大港油田第五采油厂创建老油田简化、优化的“港西模式”调查(中)

据大港油田第五采油厂李志刚厂长介绍,港西油田是一个集采、注、输为一体的综合性油气生产单位,简化前共有计量站50座、接转站7座、集中处理站2座、注水站3座、配水间51座。担负着508口采油井(开井402口)和234口注水井(开井190口)的日常生产、油气集输和注水任务。日产液21568m3,日注水19000m3。简化前的油气集输系统主要采用双管集输三级布站的集油工艺流程。与全国其他老油气田一样,随着进入中后期开发阶段,港西油田采油地面工艺系统规模庞大、腐蚀严重、油水井调整大、负荷不均衡等问题日渐凸现,原有工艺与实际生产现状的不适应性越来越…     

采油厂注水井防腐防垢技术研究

延长油田蟠龙采油厂的注水井基本上都是通过油井转注而实现的注水开发.注水区块为下坪区、贯屯区、王庄区、沙则沟区,注水层位为长2、长4+5、长6,水驱控制面积32.52km2,水驱控制储量1425.06×104t,注水区控制面积占开发动用面积的51.6％,水驱控制储量占动用储量61.66％.蟠龙采油厂注水井腐蚀结垢严重,管道、井筒频繁出现腐蚀穿孔,井筒多处漏失,管柱结垢导致注水流量不足,严重时注水压力上升,甚至造成水井封堵现象,注不进水.     

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。     

安塞油田数字化计量技术的应用评价及趋势探讨

安塞油田是陕西省境内最大的原油生产基地,分布于志丹、安塞、子长、宝塔区境内,是一个大型的特低渗整装大油田。现有油水井4000余口,年生产能力200多万吨。管理范围达3600余平方公里。经过20多年的探索与实践,形成了具有安塞油田特色的开发理论和技术系列,走出了一条效益开发三低油田的路子,形成了享誉石油界的“安塞模式”根据安塞油田集输工艺流程现状,原油计量系统分为4级计量:对外原油交接计量——采油作业区净化油交接计量——井区原油计量——井站点原油计量。每一口采油井抽出的原油沿着地面铺设的管道流向计量站;计量站将各井产出…     

同位素示踪剂井间监测技术在七个泉油田的应用

为了搞清七个泉油田一区块七4—7注水井组油水井连通情况，找出井间存在的大孔道或高渗层，弄清油藏平面与纵向上的非均质性及剩余油分布情况，2003年9月在该井组进行同位素示踪剂井间监测。监测的方法是在水井中注入一种水溶性示踪剂，在周围监测井中取水样，分析水样中示踪刑的浓度，应用示踪剂软件解释技术进行分析。监测结果表明：注入水的方向性较明显，主要驱向七5—8等5口井，水推速度整体较均衡，注水控制效果较好，七4—7水井与七4—6、七5-6井井间储层物性较差，监测井之间的层内非均质程度较大。     

油井自身热洗清蜡降本增效的研究

采油作业三区中心一站目前共管理油井87口、长停井47口、注水井4口,油井开井27口(其中：高一区开井3口,捞油井14口,曙615区块开井2口,曙光低潜山开井3口,欧601区块开井5口,欧58区块1口井)。欧力坨区块位于鞍山市台安县境内,原油物性差,平均原油粘度125（mPa.s）,凝固点,32℃,含蜡量12.8%,胶质+沥青质12.05%。该区块井场内有5口生产井,油井集中,其中欧15-15、欧气3井产能稳定,但是开采已经进入了中后期,原油含蜡质成分较多,给热洗带来一定困难。其次由于洗井的运距较远,车辆紧张不能按时洗井造成洗井周期的延误,严重影响了油井的正常生产,再次经常洗井导致入井流体对地层有一定的伤害。随着油井产量的自然递减,吨油成本逐步上升,近2年来洗井成本支出大,因此降低成本势在必行。为了解决这一困难,2012年9月决定对站内流程进行改造,自身洗井流程初步形成,并于10月份对欧15-15进行站内自身洗井试验,经过现场试验、洗井参数、洗井效果分析,发现存在一些不合理的问题,最终决定对欧力平台自身洗井流程进行升级改造。     

低渗透油藏增产增注工艺技术研究

低渗透油藏由于其储层的特性在生产的不同时期需要采取相应的增产增注措施以提高单井产量及注水井的注水量。陇东油区为“低渗、低压、低产”的三低油田,相对高渗油田来说更容易堵塞。本文对长庆油田陇东油区的地质特征,堵塞物的形成及特性进行了研究,并且对增产增注的新技术—硝酸粉末混合酸解堵技术的应用进行了研究,以决陇东油区“三低”和层状油田开发中后期的不同井况油水井增产增注难题。     

冲击波解堵增注技术在子长油田的研究与应用

子长油田余家坪油区属于典型的低渗透油藏,开发层位长2。在注水开发过程中存在因井底压力高,注不进的现象,对油田增产稳产带来一定的影响。由于该区属油煤重叠区,加上油井生产时间长,水泥环胶结老化严重,一般的常规(酸化)解堵易造成安全环保污染。因此,在该区试验了冲击波解堵增注技术,通过在目的层段;连续释放冲击波,以破裂、撕裂、剪切等方式解除近井地带堵塞,实现致缝、延伸裂缝的目的。现场共应用了3口注水井,平均油压由9.3MPa下降到4.6MPa,注水压力下降了4.7MPa,平均日注水量由0m~3上升到4.4m~3,配注合格率100%,解堵增注效果明显。     

安塞油田塞160油藏长关井治理方法研究

随着塞160油藏开发时间的延长,油井关停数量逐年增加,井筒管杆、套管老化严重,实际生产中关停的油水井如不能得到有效的管理、治理,会造成油田资产浪费,并产生一定的安全环保风险;同时,采油井的关停造成塞160油藏储量动用变差。长关井潜力挖潜在可增产的同时能提高油藏储量动用程度,改善油田开发效果,是老油田稳产的重要手段。本文通过对塞160油藏油井长关现状分类调查,根据油井长关原因,通过油井侧钻、注采调整、注水井调剖、补孔复产等技术手段,使长关井复产增油,提高油井利用率及油藏储量动用程度。     

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。     

立足联责和创新 降低井下作业成本

孤东采油厂勘探开发二十多年来．油水井数不断增加．截止2008年底．计有油井2385口、开井203513,水井1092口、开井734口．由于杆断、杆脱、管损和措施增产需要,作业工作量一直居高不下．连续五年都在2500口以上,受作业定额变化、管杆价格上涨及井况恶化影响,作业成本压减难度大。     

自动化监控系统创建油田生产管理新模式

华北油田第五采油厂位于河北省辛集市,管辖的12个油田（30个油藏）地跨三个地区八县市。目前有油水井690口,其中采油井490口,注水井200口。“十五”期间是该厂大发展的时期,原油产量由2000年的43万吨上升到目前的56万吨。     

探究油田地层水的影响因素及对策分析

A区块于1999年投入开发,2000年投入注水开发,注水方式为反九点法面积注水,目前共有油水井81口,其中采油井63口,注水井18口;区块内断层及裂缝分布复杂,边部地层水活跃,受边水影响,以及开发时间延长,导致油田地层水增加,许多油井见地层水后高含水,控水难度大,造成产量不足、区块地层水推进速度快,油水关系复杂等一系列的问题。文章重点讨论油田地层水在油田开发过程中所产生的影响,并根据具体影响给出相应的建议。     

示踪剂验证井间储层非均质性的现场应用

在古城油田B125区V2-5层系进行表面活性剂驱先导试验,注入示踪剂的目的是为了进一步了解注采井间的连通状况、平面水流方向和速度、以及油层非均质性状况。讨论了硫氰酸钠、溴化钠、磷酸二氢钠3种示踪剂在B125区的现场应用情况。在3口注水井中分别注入不同的示踪剂,在对应油井中进行示踪剂检测,根据示踪剂的检出浓度对油藏分层特性进行分析,为调剖和下一阶段注表面活性剂段塞提供了依据。     

A区块复合离子调剖剂调驱方案优化及其应用

针对A区块注聚期内聚合物过早突破地层、油水井间形成低效或无效循环问题,为了提高A区块整体开发效果,对复合离子调剖剂调剖机理进行了研究,并对调剖半径、调剖段塞、调剖剂注入方式和调剖时机进行了优化。结果表明,调剖半径为45～56 m,采用调剖段塞与聚合物驱油段塞交替注入、分层调剖、早调剖可获得较好的调驱效果。研究结果应用于7口实验井,调剖措施后A区块48口油井获得了较好的增油降水效果,平均单井增油2.9 t,累积增油6 640 t,投入产出比1:3.71。     

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。     

技术开路 制度保障大港油田采油三厂实现注水井调剖调驱降本增效

【本刊讯】注水井调剖调驱是改善水驱效果、加强油藏层间治理的重要举措,5年来,大港油田采油三厂累计实施注水井调剖调驱330多井次,纯增油达15万吨以上。采油三厂以中孔、中渗油藏为主,储层非均质性强,经过30多年的开发,注采矛盾日益突出;受油藏埋深、套变和水性等客观条件的影响,分层注水工艺受到限制,调剖调驱工艺逐渐成为了油藏治理的重要手段。     

关于建立油气水井大修专项资金的探讨

目前我国东部老油田都已经进入开采中后期,前期破坏性开采和后期注采井网不完善,加之油田投入资金不足等原因,造成大量老井长期停井或废弃,严重削弱了老油田的稳产基础.截至2011年底,地质因素、工程因素、腐蚀因素造成的中原油田待大修的长停工程事故井共有1696口,占总井数的23.55％,且事故井井数呈逐年增多的趋势.在老油田生产成本整体紧张的前提下,现有的运行模式直接导致油水井大修资金不足.对此,建议在建立、完善相关管理与监督制度及运行方式的基础上,将油水井大修成本单独列支、专项管理.在油田开发早中期,从原油销售收入中按一定比例预提大修井修复专项资金是一项解决油田开发后期成本紧张问题的新思路.此外,在国家层面的相关法规的立法过程中,可以考虑建立油气勘探和开发的专项基金,从制度上保障必要的资金投入.     

姬塬油田高强度压裂改造工艺技术研究

随着油田开发时间的延长,油井产量下降,低产成为制约姬塬油田提高整体产量的最主要因素。目前在三叠系主力油藏中,C2层和C4+5层重复措施井逐年增多,措施效果变差,C6层和C8层油藏埋藏深、物性差,有效驱替系统难以建立,低产低效井多,常规措施效果不明显。通过对姬塬油田储层物性、地层能量、油水井间连通性及历年措施改造效果进行研究,充分利用部分油藏天然微裂缝发育的特性,采用"大砂量+大排量+高砂比"的压裂改造思路,最终形成了以增大裂缝穿透比、扩大油层泄油面积、改善油藏开发效果为目的的高强度压裂改造技术。2016年该技术现场应用65口井,取得了较好的增产效果。