过套管测井技术在南海西部油田油气藏综合评价中的应用

过套管测井是指在探井或开发井已经下入套管固井后的井段进行套管内测井作业,并在此基础上进行油气层识别、储层物性评价、水淹层评价等研究。早期,过套管测井主要应用在开发测井中进行油藏动态监测、剩余油分布监测、井区水驱效果、水淹层分析等方面,其方便实用的特点使其在油田生产中得到广泛应用。近些年,由于大斜度井、水平井、高温高压等高风险复杂结构井逐渐增多,裸眼测井面临无法录取资料的风险。为了降低测井作业事故发生概率,取全测井资料,缩短作业周期,可以利用过套管测井代替原有的裸眼测井。但对于过套管测井,由于套管的隔离作用以及井眼和地层等影响因素,相较于裸眼测井其探测范围更小,油气藏评价结果存在疑问。通过对过套管电阻率、中子、密度测井原理进行分析,厘清过套管测井响应的影响因素并进行相应的校正处理,结合同井眼裸眼随钻测井以及邻井同层位测井资料对比,验证了过套管测井资料的可靠性。在此基础上再进行油气藏综合解释,有效解决了过套管测井评价技术的难点。     

基于驱替压力梯度的稠油油藏水平井与定向井联合开发策略研究及应用

根据稠油驱替特征采取相应的注采井网对提高开发效果具有重要意义。首先,利用岩心驱替实验与密闭取芯相结合,研究不同原油黏度下驱油效率与驱替压力梯度的关系,建立驱油效率和流度与驱替压力梯度的关系式;根据势的叠加原理,建立以驱替压力梯度和驱油效率为目标、融合井型、井距与井网的注采井网计算模型。结果表明,增大驱替压力梯度有利于提高稠油驱油效率,当原油黏度由60 mPa·s增加到120 mPa·s、180 mPa·s,有效驱替压力梯度由0.002 MPa/m增大至0.005 MPa/m、0.008 MPa/m。在相同井距条件下,水平井网较定向井网提高驱替压力梯度0.8～1.1倍、提高驱油效率8.0%～16.1%,从而大幅度提高水驱采收率6.4%～12.8%。上述认识应用于渤海秦皇岛油田多层砂岩稠油油田高含水后期开发,采取大规模利用水平井联合定向井深度开发策略,由初期定向井反九点井网调整为水平井联合定向井五点井网,采油速度由0.8%提高至1.5%～2.1%,含水上升率控制在0.6%左右,水驱采收率由24.5%提高至39.3%,极大改善开发效果,为类似油田提供经验。     

海上热采锅炉给水处理工艺研究与实践

稠油热采注汽锅炉水质要求高,常规锅炉供给水处理系统流程长、占地大、操作维护复杂,难以应用于海上平台热采生产。调研海水淡化流程,基于海上油田生产和环境特点研究适用于海上平台稠油热采的海水淡化方案,通过对比海水预处理方案、脱氧方案并分析不同干度的脱盐方案,提出不同蒸汽干度指标的锅炉给水处理系统流程。研究成果已应用于渤海某油田稠油热采开发的设计和工程实施中,为稠油规模化热采锅炉给水处理系统的设计提供参考和建议。     

火山岩气藏面临的出水问题及治理对策

随着气田开发进入稳产阶段末期,气井出水带来的开发矛盾日益突出。为此,在认识火山岩储层4种出水类型规律的基础上,开展典型气井生产动态特征分析,明确不同出水类型气井面临的治水难题。通过现场试验,探索出经济可行的治理对策,包括裂缝纵向强水窜型气井连续循环气举、裂缝纵向弱水窜气井智能化泡沫排水采气,以及孔隙纵向水锥和高含水饱和度气层出水气井储层深部解水锁3种治理措施,为火山岩气藏的持续高效开发提供技术支撑。     

关于深井套管修理工艺技术的探讨

随着油田开发时间的延长,特别是各油田到了开发的中后期,油田油、气、水井在生产、注水、酸化、压裂、作业等施工中,很容易使套管损坏,因为套管长时间变腐蚀,高压疏松砂岩大量出砂,作业过程磨损,化学腐蚀、挤压等多种原因,造成部分套管被挤毁,严重变形、断裂、破裂、渗漏、弯曲。个别高产井生产1—2年就存在套管损坏,甚至报废,从而造成了大量投入少量产出,至使油田成本高,影响了油田的经济效益。因此对此类井进行套管修理已成为各油田的当务之急。     

基于机理研究的稠油蒸汽吞吐可行性评价——以旅大27-2油田为例

旅大27-2油田为普通稠油油藏,冷采开发见水早,含水上升快.为了评价蒸汽吞吐可行性,优化注气方案,对储层非均质性、稠油高温降黏特性、蒸馏特性、天然气溶解降黏、周期吞吐效果等进行了实验研究.结果表明:旅大27-2油田储层非均质较强,冷采过程油水黏度比大是造成含水上升快的重要原因;热采过程,当温度大于100℃,温度对原油黏度降低不明显;该区块原油初馏点高,200℃以下,原油蒸馏效应基本不存在;注气实验表明,当原油中含有一定天然气,不仅具有明显降黏效果,而且可增加地层弹性能;蒸汽吞吐实验表明,蒸汽吞吐早期,吸气能力不高,随着蒸汽吞吐周期增加,吸气能力逐渐增加,实验周期产油量在第3周期达到最大值.研究结果可为热采注气方式实施和优化提供理论依据.     

油田开发动态评价与预警方法研究

在油田开发过程中,原油的产量受多种因素的影响和制约。通过结合油田实际情况,以油田生产数据及开发指标为基础,建立油田开发预警指标体系,借助因子分析法和控制图法,综合分析影响产量变动的主要因素,绘制出油田开发动态预警控制图,从而指导油田在开发过程中及时调整方案,为油田的稳定运行提供理论依据和决策支持。     

浅谈油田采油井油杆老化损坏的原因及防治

采油井油杆的老化损坏断脱是影响油田正常生产的主要因素之一。结合抽油杆老化损坏资料,对引起抽油杆老化损坏断脱的主要原因进行了全面剖析,认为疲劳破坏、机械磨损、腐蚀损坏是导致抽油杆损坏断脱的三大主要因素,提出了治理抽油杆断脱的措施。     

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。     

试论如何降低水平井投资规模

水平井已成为长庆油田转变油气开发方式的重要抓手,也是应对超低渗透劣质地质资源的战略性技术。推进水平井规模应用是长庆油田近年来的重要举措之一。近几年,XX油田抓住这一有利契机,通过水平井的实施,保持了油区产能建设规模的稳步提高。然而,水平井开发投资高、风险陛大的实际特点,是摆在我们面前,迫在眉睫解决的问题。本文就XX油田水平井与定向井投资做一对比分析,通过水平井与直井投资对比,发现水平井投资较大的施工工序,找出影响投资重要的环节,对症下药,寻找降低投资的突破口。探讨工艺技术进步,整体挖潜,降低投资。真正实现“用好每一分投资,用好每一米进尺”确保投资效益最大化。     

乳化水含量快速观察法及原理分析

油库原油在销售前须进行乳化水含量测定,达标后才可销售。当油田产液量升高且现场采出原油含水过高时,三相分离器的处理效果会变差,影响销售和工作效率。为提高油库运行质量和工作效率,提出一种乳化水含量的快速观察法,根据原油在缸底倾斜面上的流动特征,可快速估算出油样的乳化水含量范围。实验选择刚放满原油待沉淀的储罐,从大罐放油口附近开始,自下而上依次取6个100mL油样,对比快速观察法和化验的结果。最后对快速观察法的原理进行分析。结果表明,快速观察法可以快速和较为准确地反映真实的乳化水含量,快速观察法依据的原理主要有破乳剂的作用、环境温度压力的变化、油水表面张力的差异和乳状液体系中的分子间作用力。快速观察法的提出有效提高了油库运行和工作效率。     

致密油藏长水平井衰竭式开发产量影响因素及效果评价方法——以玛18/玛131区块为例

针对致密油藏开发特点,选取地质和工程共7个要素,采用相关性分析和灰色关联方法,明确了水平井稳定生产3个月和2年后的产量影响程度.引入有效长度比、单位压降累积采油量、年产量综合递减率等指标,确定了能表征水平井天然能量开发效果的7个评价指标.采用层次分析和现代模糊综合评判法,初步明确开发分类评判标准,确定评价指标之间的权重关系,据此构建水平井衰竭式开发综合评价体系.矿场实践结果表明新评价体系结果合理.     

JH区块沙溪庙组致密砂岩气藏压裂缝高影响规律研究

致密砂岩油气作为非常规油气资源之一,已成为油气增储上产的“重点领域”与“亮点类型”。其中四川盆地JH区块沙溪庙组致密气资源丰富,河道砂体广泛发育,开发潜力巨大。致密砂岩气藏低孔低渗的特性决定了只有采用水平井分段压裂才能实现其规模效益开发,而在水力压裂过程中,裂缝高度控制是一件很棘手的问题。基于此,以JH区块为研究背景,建立三维层状介质压裂数值模拟模型,以现场压裂施工数据和井温测井缝高数据为基础,优选P3D裂缝扩展模型,进而分析工程、地质因素对裂缝垂向扩展行为的影响和控制作用。研究结果表明,不可控地质因素中储隔层应力差是影响裂缝高度的最关键因素,当储隔层最小水平主应力差达4～6 MPa后,裂缝几乎不会发生穿层;杨氏模量影响较小,泊松比几乎没影响;可控工程因素中施工排量和压裂液黏度对缝高影响较大,低排量和低黏度有助于控制缝高。     

考虑多因素的致密砂岩气藏不同井型气水产能预测新模型

针对致密砂岩气藏不同类型压裂井,根据稳定渗流理论,利用保角变换、水电相似原理,综合考虑启动压力梯度、应力敏感、气井产水等多个因素的影响,分别建立适用于致密砂岩气藏压裂直井、压裂水平井及压裂斜井的气水两相产能预测模型。实例计算及敏感性分析表明,利用本文模型预测的各类气井无阻流量与测试无阻流量值相近,证实了本文模型产能预测的有效性;压裂气井产能随着启动压力梯度、应力敏感及生产水气比的增加而降低,其中气水两相启动压力梯度对产能影响较小,实际应用时可简化处理。该方法为致密砂岩气藏的合理开发提供了一定的参考价值。     

油田集输管道缓蚀剂效率主控因素研究

集输管道的输送工况通常为高温、高压、高矿化度，并且管内含水、CO2、H2S、O2等腐蚀性介质，常常造成严重的腐蚀。缓蚀剂具有成本低、操作简单、见效快的优点，被油田集输系统广泛采用。影响缓蚀效率的因素众多，明确集输管道缓蚀效率的主控因素十分重要。统计油气田生产数据，利用灰色关联法确定影响缓蚀效率的主控因素。结果表明，影响混输管道缓蚀效率的因素关联度排序为H2S分压>O2分压>CO2分压>Cl-含量>pH，温度>含水率>液体流速>气体流速>压力。采用Apriori算法挖掘缓蚀效率预测关联规则，在确定缓蚀效率影响主控因素的基础上，得到10条关联规则。     

基于多模型融合Stacking集成学习的油田产量预测

基于机器学习前沿理论，提出一种基于多模型融合Stacking集成学习方式的组合预测方法，以国内某特高含水油田区块中多口水驱产油井历年生产历史数据为试验样本，预测其动态产油量。依据不同算法的训练原理，选取极限梯度提升树算法、长短记忆网络（LSTM）、时域卷积网络（TCN）等作为模型的基学习器，采用多元线性回归作为模型的元学习器。结果表明：融合后的Stacking模型充分发挥了各基学习器的优势，相比单一模型，融合后的Stacking模型预测平均误差较小，预测鲁棒性较好。该模型的提出对融合模型在特高含水油藏开发方面具有重要的应用意义。     

复杂地层井眼轨迹控制方法研究

川西凹陷中江回龙构造地区地层压力系统复杂,气层多且薄,同时存在岩石可钻性差、砂泥岩互层频繁以及地层倾角大等因素,在直井段井斜和方位控制难度大,钻进效率低,斜井段着陆难度大,需要多次进行轨迹调整,使得该地区水平施工和井眼轨迹控制困难。根据该地区地质构造特征,结合井眼轨迹的影响因素,深入分析钻井施工和轨迹控制的问题和难点,从井下钻具组合优选、剖面优化设计、造斜段控制等方面进行井眼轨迹控制方法研究。通过在该区块施工的钻井,总结出具有可行性的井眼轨迹控制方法,为该区块水平评价井优、快钻进提供技术参考。     

海相砂岩油藏定量描述技术及开发策略——以文昌Z油田为例

文昌Z油田经过二十年的开发,层内层间物性差异大,大部分生产井采用多井合采方式导致剩余油分布较为复杂,定量描述剩余油难度大。以Z油田ZJ1-4U油组为例,利用地质精细描述、剩余油定量描述及时变数值模拟,对剩余油分布进行精细研究,形成一套海相砂岩油藏剩余油定量描述的研究技术。通过油藏剩余油定量描述研究技术,挖掘油田内部潜力,提出加密调整方案,投产后取得良好效果,表明海相砂岩油藏定量描述技术可实施性较高,为类似油藏下步挖潜提供新方法新思路。