松南气田单井产能评价分析研究

阐述了松南气田储层特征,根据单井的测试数据并对该数据进行分析,对该井的无阻流量、合理配产、单井控制储量进行评价,指导单井合理正常生产。     

苏20区块气井生产动态预测方法研究

本文针对苏里格气田储集层具有低渗、强非均质性的地质特点和地层压力下降快，稳产期能力差的生产特点，确定了适于该地区的产能模型，并对压降公式进行修正，提出气井未投入开发或开发初期的稳产期和递减期指标预测方法，可以预测气井整个生产过程中不同时刻的地层压力、井底流压、产气量及该时间段的累计产气量。并编制了气井生产动态预测软件，用该软件对苏20块的19口井进行投产前的动态预测，通过已开采井的生产经验对预测效果进行了验证，说明预测方法是可行的。     

火山岩气藏开发规律研究

X气田火山岩气藏为底水构造气藏,开发中面临合理产量确定、气井产水等问题。采利用无阻流量比值法、临界携液法、生产压差法,结合气田实际情况综合确定气井合理产量。水侵特征分为线性型、平方型、多次方型,治水防水对策以预防为主。     

苏里格气田苏54区块气水分布特征分析

在地层水化学分析、气水层的识别的基础上,对苏里格气田苏54区块气水的分布特征及分布规律开展深入研究。区块东部基本不产水,其余区域均有地层水的存在,并且在一定程度上具有连片分布的特征。2012年在东部筛选不产水的区域集中,Ⅰ+Ⅱ类井比例达到72.0%,平均无阻流量10.6×104m3/d,2口水平井试气均达百万方,开发效果良好。     

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。     

浅层稠油井抽油杆配套技术研究及应用

浅层超稠油水平井生产初期抽油杆柱脱扣率较高,严重影响了高温期抽油生产,通过对水平井抽油杆柱受力状况、杆柱及附件结构等分析,确定脱扣主要原因为抽油杆及附件结构设计不完善,导致卸扣扭矩无法有效释放。通过确定合理的管杆结构,杆柱脱扣率大幅下降,有效延长了稠油水平井抽油期间的免修期。     

开发低渗油气藏的三大“撒手锏”

自2012年以来,华北分公司鄂尔多斯南部的红河油田不断有喜讯传出,在红河42井区、红河37井区施工的水平井,最高获得了日产100多吨的高产油流,多数稳产在10吨以上,部分井稳产近30吨。北部的大牛地气田,通过运用水平井,多口井在直井难以动用的盒1储层获得了高产气流,其中,DP27H井获得无阻流量17.88万立方米/天的高产气流。     

水平井缆控分采工艺质量控制方法研究

随着科学技术的发展,油井分采工艺由传统的封隔器+偏心配产器组成的机械式工艺管柱逐步向智能缆控工艺管柱发展,可实现电缆供电地面控制,实时测试井下各层段配产器流量及压力并作出调节。针对该工艺在水平井应用中存在的电缆外置于油管壁上通过造斜段时易损坏、管柱易砂卡等问题,采用由电缆预置装置形成的电缆内置工艺,提高对电缆的保护,同时采用水平井负压旋流冲砂工艺与防卡解卡工艺,确保管柱顺利起下,提高了水平井智能缆控管柱工艺可靠性,对推广水平井缆控分采工艺现场应用具有重要意义。     

东胜气田锦58井区稳产存在的问题及措施

东胜气田锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部，为低渗致密含水气藏，随着开发的深入，生产过程中涌现出不少问题，主要有三方面：一是受东胜气田提产保供影响，部分气井生产制度偏大，导致气井压力、产量递减迅速；二是当气井产气量递减至临界携液流量以下时，气井容易出现积液现象；三是当气井产气量递减至临界携泡流量以下时，气井频繁水淹，靠常规治理手段不能实现连续生产。针对上述问题及技术难点进行分析，分别提出了合理配产、优化泡排制度、引入排水采气新工艺等措施，现场实验后取得不错效果，为东胜气田的长期稳产提供了技术保障。     

龙凤山气田气藏解剖及开发优化研究

龙凤山气田位于松辽盆地长岭断陷南部的龙凤山次凹,2010年、2012年部署探井北1、北2井获得油气显示后,2013年实施评价井北201井,营城组见良好油气显示,其中营城组Ⅳ砂组段测试日产气量5.7×104～6.1×104m~3。营Ⅳ砂组气层为龙凤山气田主力气层,平均孔隙度为8.7%,平均渗透率0.56×10-3μm~2,属于特低孔、特低渗储层。营Ⅳ砂组整体为构造背景下岩性气藏,以凝析气藏为主。气田开发至今,已出现反凝析现象,导致气井产能、渗流能力降低,气井动态储量减小,采收率降低,同时储层的压力敏感性导致气井无阻流量下降。针对这些问题,本次研究提出了一系列解决方法,包括临界携液流量配产、数值模拟技术优化采气速度、小油管排液采气、建设低压生产流程等,目前已有部分方案取得初步成效。     

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.     

洼38-DH302井管理方法探索与实践

洼38-DH302井是借鉴洼38块东三段油层边部水平井实施经验,而在洼79井区部署的一口水平井,主要含油层位为d3油层。油井投产初期在生产上表现为注汽压力高、供液能力强、油质稠的特点,开采效果差。通过不断摸索和实践,总结出了东H302井的开发以及管理法,加强水平井的细节管理,提高管理水平,加快了见效速度,确保了水平井见到良好的增油效果,探索出有效的洼38块难采储量区域水平井的管理方法。     

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.     

水平井技术:上游快速发展的推进器

水平井产能一般是同区块直井产能的2～6倍,建井投资一般是直井的1.5～3倍,具有较好的性价比。水平井技术已成为中国石化上游发展的重要支撑。自2011年底以来,中国石化五大会战如火如荼,捷报频传,有力带动了油田板块全面加快发展。截至5月底,油田板块共生产原油1786.2万吨,同比增加22.39万吨;生产天然气68.45亿立方米,同比增加8.37亿立方米。会战取得如此成绩,水平井技术的应用功不可没。今年5月,集团公司召开了水平井应用交流会,这次会议是中国石化第三次专门针对水平井而召开的     

以降本增效为导向的效益配产案例实践

近年来,国际油价走势震荡,尤其是在低油价时期,石油公司保增长保效益压力巨大,产量需求和成本效益决策之间的矛盾愈发凸显,长期的低利润甚至亏损更会影响石油公司的长期发展。文章以效益配产为抓手,摸索以价值产量来结构性拓宽公司盈利空间,推进公司实现增储上产、降本增效双目标的优化配产思路。并以A石油公司“五步法”优化配产提效降本案例实践为例,介绍以油气桶油EBIT作为价值产量的衡量指标,综合公司油气生产形势,各生产单元盈利情况分析,搭建油气EBIT平衡价的预测模型。并基于不同油价区间确定价值产量范围,制定配产策略和详细实施措施,实现既定的产量效益双达标,为低油价下石油公司稳产提效,打赢低油价攻坚战抛砖引玉,提供思路。     

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。     

苏东南气田水平井改造方式及应用效果浅析

水平井具有单井控制储量大、产量高、递减速度慢、同样产能下所要求的现场工作人员较少等优点,但是投资明显较高,是直井的3-5倍。所以在气田开发前期水平井部署较少,随着对同一区域地质认识的不断加深,投资风险随之降低,水平井数量逐渐增加,成为气田开发后期上产的主力。为了更高的经济效益开发,水平井改造方式的选用至关重要,这需要结合钻井完井情况、地质资料、区域外协、环境等多方面考虑,努力得到最大化的投资回报率。     

火山岩气藏地层压力计算新方法

气藏地层压力测量需要大量是的时间进行测试,影响气井的生产工作,而且测试次数有限,不能随时掌握其变化,为了快速有效地评价气藏压力,研究不同的方法,通常计算气藏地层压力采用的方法主要有试井、拟压力分布积分、物质平衡、加权平均法等来计算气藏平均地层压力,拟稳态数学模型法是评价地层压力的有效方法之一,以气藏的拟稳态下流为基础,建立一种利用累积产气量计算火山岩气藏地层压力的方法。     

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。