冀东油田首次实施浅层小砂体增能吞吐

截至2024年2月5日,冀东油田南堡11-北3-斜308井采用增能吞吐措施后,已运行1个多月,阶段增油达到251吨。目前,这口井生产稳定,标志着冀东油田首次实施浅层增能吞吐取得较好增产效果。南堡11-北3-斜308井位于构造高部位,属于稠油油藏,采出程度低,地层能量低,导致供液不足。

冀东油田中浅煤层气井场首用多元微电网智能集控

2月20日,由冀东油田机械公司自主研发的多元微电网智能集控系统在中石油煤层气有限责任公司韩城分公司薛-P02平台投产成功。这是该系统首次应用于中浅煤层气井场,也是冀东油田机械公司以EPC方式为用户打造绿色智能井场的新突破。

基于地层测试的冀东油田钻井液体系合理性评价

对于污染率较高的冀东油田来说,确定储层污染的影响因子及条件对后续选择钻井液及钻井方式具有重要作用。通过表皮系数分解方法,将总表皮系数分为部分打开地层表皮系数、射孔密度表皮系数、高速湍流表皮系数及泥浆污染表皮系数四个组成部分,根据各部分分值大小判断导致冀东油田污染的主要原因为钻井液泥浆污染。经过归纳总结,分析泥浆污染表皮系数与钻井液密度、地层压力、泥浆浸泡时间等因素的关系,得到冀东油田五大钻井液体系污染储层的关系图版,可提前判断储层污染程度。经冀东油田2口井应用抗高温钻井液体系图版,判断NP203X33井储层属于无污染范畴,NP207X3井储层属于污染范畴,与实际双对数-导数诊断曲线验证结果一致。该方法为油田开发中钻井液体系是否合理提供了新的思路和方法,具有一定指导和借鉴意义。

冀东油田水平井钻井液技术

针对水平井钻井要求和冀东油田的地层特点,采用强包被、强抑制、强封堵的技术措施,定向井段和水平井段采用聚磺硅氟乳化原油钻井液。该钻井液中PMHA与JGYJ配合使用进一步提高抑制泥页岩水化分散的能力;GT98、KJ1与NPAN复配使用可以降低高温高压滤失量,改善泥饼质量;QSAMK、YL1与JGWJ复配使用可以提高钻井液的封堵能力;MMH可改善悬浮携带能力,添加了不同粒径的超细碳酸钙和软化点与油层温度相匹配的沥青类材料,对油层孔隙进行快速封堵,避免液相和固相对油层的损害。现场应用表明,该钻井液具有较强的防塌能力、清洁井眼能力和润滑防卡能力,解决了上部地层和水平井段砂岩储层的井塌以及大斜度井段、水平井段的携砂、润滑问题和疏松砂层油层保护问题,完全满足了冀东地区垂深小于3000m水平井的钻井需要。

冀东油田复杂断块油藏水平井开发技术与实践

冀东油田属渤海湾断陷盆地典型的复杂小断块油田,近两年,在大力加强油藏精细描述的基础上,积极推广应用水平井开发新技术,使水平井技术在冀东复杂断块油田开发中的应用规模迅速扩大并取得良好的效果。在水平井开发技术应用过程中,通过不断探索和总结完善,逐步形成了一套适合冀东油田复杂断块油藏特点的水平井应用技术方法,主要包括水平井适应性评价、方案部署、设计、钻井、测井和录井、采油以及生产管理等6个方面14个环节,该技术方法的配套应用既有效地保证了冀东复杂小断块油藏水平井开发技术的应用效果,又为进一步推动水平井技术进步奠定了良好的基础。高尚堡油田浅层南区高63断块多油层小断块层状边底水驱油藏、高尚堡油田浅层北区油藏Ng8小层难采储量的高效开发以及利用小井眼侧钻水平井高效挖潜技术改善老区开发效果的实践验证了该方法的有效性。

冀东油田水平井分段控水配套技术

水平井是提高油井产量、提高油田开发效益的一项重要开发技术,冀东油田根据油田开发的需要在疏松砂岩油藏完钻了272口水平井,对油田的快速上产和提高开发效果起到了积极的作用。随着油田的开发,水平井含水率上升较快,目前达到95.7%。为了降低或控制水平井含水率上升,延长水平井生产寿命,近年来研究了相应的配套技术:水平井分段调流控水完井技术,主要用于新井完井或管内二次完井,控制各段均匀产液,避免某段突进,延长水平井的生产寿命;水平井分段遥控分采技术,主要应用于射孔井,通过地面施加不同压力和稳压时间信号控制每个分采开关器的开/关状态,进行逐段试采,然后根据试采情况开采低含水段,封堵高含水段,起到了降水增油的目的;水平井管外分段管内分采技术,主要用于筛管完井水平井,通过分段挤注ACP将筛管外分隔为若干段,在筛管内开关阀分段试采,然后根据试采情况开采低含水段,封堵高含水段。因此,水平井分段控水技术经过2 a多的研究、试验、改进和完善,在现场应用中均达到了初步的控水稳油效果。文中主要介绍这几种配套技术管柱的结构、工作原理及现场试验情况。

冀东油田大斜度大位移井井眼清洁技术

随着冀东油田勘探开发的持续深入,大斜度大位移井比例逐年增加,钻井过程中井眼清洁问题凸现。针对大斜度大位移井的特点,通过室内模拟实验及岩屑颗粒的受力特征探讨了岩屑床成因及岩屑运移规律。并基于水力学计算模型优化设计水力参数,应用CFD仿真模拟岩屑床清除钻杆周围流体的流动特性,评价优选钻井液材料维护钻井液性能,同时采取井眼清洁实时监测、高效携岩剂等工艺,从设计到施工全面提高井眼净化水平,形成了一套改善大斜度大位移井井眼流动条件的配套技术措施,为大位移井的安全施工提供了技术支持。现场应用结果表明,后续施工的大斜度大位移井极少发生井眼清洁不好导致的憋钻卡钻等复杂情况。

冀东油田大斜度井及水平井岩屑床厚度分析

针对冀东油田在大斜度井及水平井钻井过程中岩屑颗粒易在井壁低边堆积形成岩屑床、造成井下复杂情况并影响后续作业这一问题,对井下环空岩屑床形成与否及厚度大小、影响钻井液携岩效果的主要因素如井斜角、钻井液环空返速及性能、钻杆偏心及旋转等问题进行了研究,建立了环空岩屑床厚度计算模式,并用该模式对冀东油田高104-5平56井进行了具体分析。分析表明:该井二开钻进时预测最小排量与实际排量接近,钻进过程比较安全;三开钻进时上部二开井段实际排量远低于预测最小排量,致使该段岩屑床厚度达到危险情况。建立的岩屑床厚度计算模式的计算结果与实际情况比较吻合,该模式的应用可为现场施工人员了解井下岩屑床厚度提供参考。

冀东油田水平井固井技术

提高水平井固井质量以适应油田进一步勘探开发的要求是钻井工程研究的一项重要课题,分析了水平井固井存在的套管安全下入、替净、自由水、泥浆混油、套管居中、井眼条件等技术难点,对水泥浆和前置液体系、套管的安全下入、套管居中等技术进行了研究,通过优选水泥浆和前置液体系解决了替净、自由水、泥浆混油问题;对套管下入的理论校核和现场模拟解决了套管的安全下入问题;对扶正器的合理选型和科学加入解决了套管居中问题,通过采用合理的技术措施提高了冀东油田水平井的固井质量,在现场实践中取得了显著效果,形成了系统、成熟的水平井固井技术,对冀东油田水平井固井质量的提高具有重要的指导作用。

生物技术处理冀东油田含油土壤

实验采用生物技术处理冀东油田含油土壤。采用加菌、加水、增加土壤孔隙度等措施 ,处理从 1 998年 5月 4日到 1 1月 3日 ,历程 1 83d。土壤原油浓度从 85g/kg下降到 1 6g/kg ,降解率为 81 6% ,7块试验田原油日平均降解速率为 0 1 5～ 0 4 9g/ (kg·d) ,加降解菌、加水、增加土壤孔隙度等措施均采取的降解效果最好。土壤的油降解率与土壤细菌的呼吸强度有一定正相关 ,淋滤的部分相对较少。

冀东油田套管损坏现状及综合治理措施

冀东油田是典型复杂断块油田 ,油水井套管损坏严重 ,到 2 0 0 1年底 ,全油田 2 2 .4 %的油水井发现套管损坏。通过对套损井的基本现状进行综合研究分析 ,确定了套损机理研究的主攻方向 ,并对已发现的套损井采用取套换套、超细水泥封堵、套管补贴、磨铣变形套管后下防砂管挤压防砂、下小直径工具进行分注卡水等大修工艺 ,使部分套损井可进行正常的分层注水和采油 。

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层ϕ139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的ϕ79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了ϕ95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。

FLO-PRO无固相钻井液在冀东油田水平井中的应用

冀东油田勘探开发的主要手段是水平井钻井,为满足水平井钻井、保护油层和保护环境的三重需要,在储层钻进中应用了FLO-PRO无固相钻井液。该体系是一种弱凝胶钻井液,专为水平井的储层保护而设计。介绍了该钻井液的技术特点和现场应用情况,并对其性能进行了评价。在冀东油田陆上油田4个区块的应用表明:FLO-PRO无固相钻井液性能稳定,油层保护效果好,流变性独特,携岩能力强,是适用于水平段钻进的优良钻井液,并且对环境影响小,满足冀东油田环境保护的要求。

凝胶堵漏技术在冀东油田唐29X1(侧)井的应用

针对唐29X1(侧)井潜山寒武系地层多裂缝、孔洞发育的特点,在多次常规堵漏方法无效的情况下采用了APGEL-1凝胶堵漏技术。介绍了该凝胶堵漏技术的室内评价和现场应用情况。结果表明,该技术在APGEL-1凝胶浓度为3%时,满足该地区潜山堵漏要求,成功封堵了漏失层位,具有工艺技术操作简单、堵漏剂使用量小、堵漏效果明显等特点,有利于保护油气层,具有很好的推广应用前景。

冀东油田高13断块注烃气驱提高采收率优化研究

冀东油田高13断块油藏渗透率低,水驱开发效果差。但油藏温度和压力较高,原油粘度小,适宜注烃气驱提高原油采收率。针对高13断块油藏,在流体相态拟合的基础上,应用油藏数值模拟技术进行了注烃气驱提高采收率方案优化研究。研究结果表明,气水交替驱是最佳的注入方式。优化后的气水交替驱注采参数为:最佳的注气段塞大小为0.3HCPV,气水比为1∶1～1∶2,注入速度为0.03～0.04HCPV/a,注采比为1.0～1.1,优化方案与水驱方案相比提高采收率9.7%。

断陷湖盆基底非线性沉降与Ⅱ型层序的形成——以冀东油田南堡凹陷为例

断陷湖盆基底幕式沉降过程中的加速和减速 (非线性构造沉降 )对层序形成有明显的控制作用 ,可以增强或减弱层序边界的信息。导致体系域的提前或滞后。Ⅱ 型层序界面是在基底非线性加速沉降 ,并且构造沉降加速度大于或等于湖平面下降加速度的背景下形成的。基底的非线性沉降和湖平面升降的藕合关系对河流的作用方式以及河流沉积的展布特征有很强的控制作用。运用这一特点 ,可应用砂体等厚图来验证层序划分的正确性。这一特点还可作为 Ⅱ

水平井产能预测模型在冀东油田的应用与评价

水平井产能预测模型在实际应用中经常会出现较大的误差,这给现场应用带来了困难。通过对不同产能预测模型的分析,总结了这些产能模型的共性和各自的特点,指出了产能预测结果不准确的原因。分析结果表明,对于冀东油田不同油藏区块有不同的预测模型与之相适应,高尚堡区块Borisov模型吻合程度最好,而柳南区块Joshi模型吻合情况最好,Joshi模型误差分布最有规律。结合预测过程中出现的误差规律,利用最小二乘法原理,引入修正系数对产能预测模型进行修正,给出了油田现场进行水平井产能预测的原则和方法,提高了预测精度。冀东油田的预测结果表明,修正的产能预测模型能够准确进行水平井产能预测。

冀东油田高温低渗井酸化增注技术研究应用

冀东油田高尚堡深层区块酸化增注存在储层埋藏深、温度高、层间层内非均质性严重、酸化反应矿物含量高等问题。在室内试验研究的基础上，现场采用了酸前儿井，注入有机解堵剂解除有机堵塞、前置液溶解碳酸盐胶结物，主体酸采用耐高温低伤害缓速酸液体系，不返排残酸并及时注水等工艺措施对２口井进行了酸化处理，使用砂岩酸化实时监测系统实时监测施工质量。形成了酸前地层评估、耐高温低伤害缓速酸液体系、酸化工艺参数优化设计、酸化现场实时监测与评估、酸化施工及效果评估等酸化配套技术。不仅达到了注水井增注的目的，而且加深了对注水井目的层的物性、连通性、分层吸水能力、储层污染程度等的认识，取得了显著的效果。

冀东油田深层油藏注氮气井管柱及井口装置设计

冀东油田高5区块具有油藏压力高、注气井斜度大、管柱下入深等特点。根据该区块目前的注气井井身结构、地面设施状况和注气增效要求,设计了笼统注气的管柱结构方案。利用冲蚀模型优选油管尺寸,并按照不同工况条件开展高温高压动态腐蚀模拟实验,探究注氮气井的井筒腐蚀机理,确定各因素对腐蚀速率的影响。最后对管柱的剩余强度和服役寿命进行评价。结果表明,选用Φ73 mm、13Cr油管作为笼统注气管柱能够应对注氮气产生的冲蚀、氧腐蚀等影响,并有着良好的服役寿命。配备地面安全阀等安全装置,可以大大降低高压注气井存在的安全风险。该设计方案能够满足冀东油田深层氮气驱的生产需要,具有广泛的应用前景。

射流泵排液技术在冀东油田试油中的应用

射流泵排液在冀东油田试油工艺中被广泛采用。从其结构原理、工艺特点入手,论述了其与射孔-地层测试相结合的三联作工艺技术。该项技术工艺简单、操作性强;既能实现负压射孔、测试求取地层参数,又能在测试时实现连续大量排液。近年来,在冀东油田取得了较好的应用效果。射流泵排液在冀东油田试油工艺中被广泛采用。从其结构原理、工艺特点入手,论述了其与射孔-地层测试相结合的三联作工艺技术。该项技术工艺简单、操作性强;既能实现负压射孔、测试求取地层参数,又能在测试时实现连续大量排液。近年来,在冀东油田取得了较好的应用效果。