辽河油田水平井防砂工艺技术研究

截至2013年12月底,辽河油田水平井总数已超过1300口,其中大部分为部署在砂岩油藏的稠油热采水平井。由于稠油油藏胶结疏松,经过蒸汽的反复冲刷,加之稠油携砂能力较强,油井出砂问题十分普遍。对此,辽河油田钻采工艺研究院通过科研攻关,形成了针对不同区块、不同出砂情况的水平井系列防砂技术,主要包括:水平井筛管防砂技术、水平井反向砾石充填防砂技术、水平井化学固砂加固井壁防砂技术等,并成功应用于现场。实践表明,水平井割缝筛管技术适用于出砂粒径较粗(大于0.15mm)的出砂区块,水平井反向砾石充填工艺适用于细粉砂区块(小于0.07mm)的出砂治理,而水平井化学固砂加固井壁防砂技术适用于套变井的防砂治理。以上防砂技术的应用,有效解决了出砂造成的水平井套损、检泵频繁等问题,提高了水平井开发效果,逐渐成为油田开发的核心技术。

辽河油田应用连续油管压裂工艺研究

连续油管压裂技术由于其安全、经济、高效的特点,已经广泛应用到国外的油气田生产中。为了扩大连续油管的使用范围,辽河油田根据油气田开发生产过程中油井多层压裂的实际需要,形成了连续油管压裂工艺方案,采用水力喷射环空压裂施工工艺进行了连续油管增产作业的探索和研究,并首次现场施工应用成功。压裂结果表明,采用环空压裂可以大幅度地增加流动通道,减少对连续油管的摩阻,提高施工排量,所有层段能够一次改造完成,降低施工成本,提高压裂改造效果,为应用连续油管进行增产作业积攒了宝贵的经验。

降低辽河油田钻采工具应用成本研究分析

目前辽河油田年用封隔器成本约为3800万元,井下工具使用完后若不经修复,大量经修复还能够重新使用的零件将报废处置。因此合理考虑修复成本并研究分析工具再利用效益是降本增效的重要手段之一。如能提高井下常用封隔器修复设计能力,将使辽河油田井下工具的综合平均使用成本降低。

辽河油田小龙湾地区粗面岩油藏岩石力学特性研究

粗面岩油藏是一种特殊油气藏,已受到国内外油田的广泛关注,但目前国内对粗面岩力学特性的研究还很少。分析了粗面岩的岩性和裂缝发育情况,以岩石力学和弹性力学为理论基础,从岩石的应力-应变曲线和试验的基本原理出发,结合辽河油田小龙湾地区现场实际,通过粗面岩岩心单轴试验,得到了粗面岩的抗压强度、弹性模量、泊松比和抗拉强度等基本岩石力学参教。根据试验得到的应力-应变曲线,结合弹性力学相关理论,得出小龙湾地区粗面岩的力学特性为线弹性,并给出了其基本力学参数的取值范围。该结果对辽河油田小龙湾地区粗面岩油气藏的压裂设计和油气田开发具有重要的指导意义和参考价值。

辽河油田多介质组合重力泄油(SAGP)技术研究

辽河油田杜84块馆陶油层为一巨厚块状边顶底水超稠油油藏,在进入蒸汽吞吐开发的中后期,自2005年开始陆续开展了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验,取得了较好开发效果。但随着试验规模的不断扩大和深入,在SAGD中后期采取何种措施,来控制蒸汽腔纵向上扩展,抑制顶水下泄,进一步提高开发效果已迫在眉睫。多介质组合重力泄油(SAGP)是由SAGD演变而来的工艺,在注入蒸汽中加入少量的非凝析气体,以便调整蒸汽腔的扩展方向,降低蒸汽上升速度,从而抑制顶水下泄,有效延长SAGD生产时间。通过对SAGP生产机理的分析,结合杜84块超稠油地质研究和蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发效果评价,优选适合杜84块SAGP添加的非凝析气体的种类,研究设计并优化SAGP的有关注采工艺参数,给出了SAGP技术在试验区应用的开发指标预测结果。研究表明,SAGP是提高杜84块蒸汽辅助重力泄油开发效果行之有效的手段。

辽河油田洼82块特稠油降粘剂研究

以辽河油田洼82块3929井特稠油为研究对象,采用荧光法测定了该井特稠油乳化最佳HLB值,优选聚氧乙烯聚氧丙烯多元醇醚和混合型表面活性剂的最优复配比例,研制开发出适用于该油品特性的特稠油水基降粘剂优化配方。室内实验结果表明,该降粘剂对于洼82块特稠油不仅具有良好的降粘性能(降粘率99%以上),而且与联合站破乳剂相配伍,具有较好的推广应用价值。

辽河油田稠油集输工艺优化

针对辽河油田锦45块稠油集输工艺流程现状进行了分析,指出现行集输系统存在的问题,进行了工艺流程优化设计,分别对不同输送温度下管路水力热力计算及加热炉耗气进行核算,综合考虑井口回压和耗气量,确定了经济合理的集输参数及工艺流程。锦45块老区原油集输系统优化后,适应了原油产量变化的要求,简化了流程和生产管理,起到了节能降耗的作用,经济效益和社会效益显著。

辽河油田稠油油藏水平井找堵水配套工艺技术

针对辽河油田稠油水平井采用原产液剖面测试仪存在堵水分段精度低、以及堵水成功率不高等技术难题,开展稠油水平井找堵水配套工艺技术研究,研发了水平井产液剖面测试仪,耐温达到178℃,测试深度达到3 300 m;并研制出水平井堵水配套工具,实现了水平井精确分段,分段精度达到1 m;优化了化学堵剂配方体系,封堵后突破压力达到11 MPa/m。现场试验表明,该技术解决了辽河油田稠油水平井存在的技术难题,改善了稠油油藏水平井开发效果。

深层中厚互层稠油油藏蒸汽吞吐开采技术在辽河油田应用研究

辽河油区欢喜岭稠油区的齐40块是深层中厚互层稠油油藏的典型代表。它没有气顶或边、底水层,油层厚度适中,属普通调油,油层物性较好,油层纯总厚度比较大,深度不大,是最适宜于注蒸汽开采的油藏。该油藏在1987年进行试采,常规采油单井日产水平仅4.1t。于1987年6月17日第1口油井齐40井进行蒸汽吞吐获得成功,1988年1月正式投入蒸汽吞吐开采,截止到目前共投产油井202口,开井164口,日产油1977t。累积蒸汽吞吐825井次,累积注汽量248.58×104t,累积产油283.9×104t,累积油汽比1.14t/t,采出程度7.65%,综合含水48.6%,平均每口井已吞吐4次。

辽河油田热采化学封窜研究及应用

辽河油田的稠油和超稠油开发一般采用蒸汽吞吐方式;油井在经过多轮次注汽生产后;由于固井水泥环受到高温湿热蒸汽的反复侵蚀;以及水泥与岩石和套管的膨胀系数的差异;导致套管外水泥环局部易发生损坏或脱落;在水泥环与管壁之间产生缝隙;造成地层之间的非正常连通;生产层位不清晰;水体易侵入油层;生产井效率低下;且不能采取有效的措施。目前治理底水上窜、顶水下窜的方法主要包括机械堵水、大修套管补贴、挤灰堵水。其中机械堵水、套管补贴主要是针对管外窜槽未使油层与水层连通的出水油井;受井况条件制约以及分析认识所限;适用油井不多。对于管外窜槽无法采用机械方式封堵;只有通过化学的封堵工艺才能从根本上加以解决。

大斜度井投球分注技术在辽河油田的研究与应用

辽河油田海南3断块井斜角大于50°的部分注水井,分层后井段长,层内高渗吸水层无法得到有效控制,层内矛盾无法有效调节;另外一些套变井,井斜过大或出砂井,由于常规分注工艺效果不理想,导致层间矛盾日益突出。以上两方面问题得不到有效解决,很大程度上影响了注水开发效果。针对上述问题,提出了免作业投球分注调整注水剖面的技术思路,通过研制高精密度的调堵球与投球配套工具,实现了免作业投球分注调剖工艺,2014年于海南三区块进行现场试验3井次,取得了预期效果,为受井身务件限制无法实现分注类水井调整吸水剖面提供了一种全新途径。

水平井水力喷射压裂工具研究及其在辽河油田的应用

辽河油田部署在低渗区块的水平井需要压裂改造才能取得较好产能，这些水平井大多采用筛管方式完井，改造方式上采用施工难度与风险较小的水力喷射压裂技术。通过几年的攻关研究，根据水力喷射压裂技术的特点，以理论与试验为基础．开展了喷嘴结构设计及优化、喷嘴几何参数优化、喷嘴材质优化和喷枪结构设计等工作，选择了喷嘴流量系数高、加工简单的圆锥收敛型喷嘴，其收敛角确定为13°，圆柱段长度与喷嘴直径比在4左右，喷嘴的主要材料为复合陶瓷1，喷嘴的布置采用对称布孔方式，以相互抵消喷射力的差异，喷枪截面采用能有效增加枪体与套管环空间隙流动面积的六菱形截面，据此完成了整个水力喷射压裂井下工具的研制，形成了水平井水力喷射压裂技术。该技术2011～2014年底在辽河油田现场累计应用14井次，累计增油3．52×105，水力喷射压裂井下工具效果和寿命满足现场施工要求，为低渗区块储量的有效动用提供了技术支持。

致密油压裂水平井产能影响因素研究——以辽河油田大民屯致密油水平井为例

致密油自然产能较低,一般采用体积压裂的改造方法,通过形成的天然裂缝与人工裂缝相互交错的复杂缝网系统,来提高初始产量和最终采收率。为了明确地质因素和压裂参数对致密油压裂水平井产能的影响,建立压裂水平井单井模型,采用数值模拟的方法研究致密油产能变化和不同影响因素对产能的影响规律;并定义影响因子,量化各参数在不同生产阶段对单井产能的影响情况。结果表明:致密油储层的渗流特征决定其生产可分为初期高产阶段、快速递减阶段和缓慢递减阶段;致密油压裂水平井产能影响第一关键因素为主裂缝导流能力,第二关键因素为段距和簇间距,第三关键因素为缝网半长。

辽河油田小井眼修井技术研究与应用

小井眼技术具有成本低、综合效益显著等特点,是目前世界石油开发技术研究的重点课题之一。针对辽河油田开发特点,开展了小井眼修井作业技术研究与工具配套,通过现场作业实践,取得了一定的经验和认识。

辽河油田热采封隔器修复再利用研究分析

辽河油田目前常用热采封隔器种类繁多,由于在不同开发手段不同区块的开发条件下,封隔器的应用要求存在差异,所以进入辽河油田统一采购网的封隔器种类型号多样、生产厂家多,价格差异较大,而且不同的厂家生产的工具参数也没有规范,在这一点上还没有一个标准化的指导依据。封隔器的种类繁多变相增加了工具修复的难度。因此规范实施工艺井的工艺管柱标准、建立完善产品修复流程是规范封隔器标准化以及井下封隔器修复的前提。

辽河油田稠油火驱新技术研究与应用

辽河油田稠油稠油产量的保持是至关重要的。目前全区稠油主力区块依靠蒸汽吞吐开采且进入开发后期,均处于快速递减阶段。吞吐采收率仅能达到28%,目前采出程度为23.3%,急需替代技术提高采收率,而重力火驱技术正是可选技术之一。该项技术在国内尚属空白,属于原始技术创新。重力火驱也比较适合于辽河油田稠油油藏,覆盖区块单元14个,覆盖储量2.5亿吨。可提高采收率25%,增加可采储量6328万吨。受加拿大直井水平井组合火烧成功的启发,辽河开展了针对蒸汽吞吐后稠油油藏特点的重力火烧技术的可行性研究,预期也可实现采收率70%左右的目标。

辽河油田钻井工程监督管理系统研究与开发

随着辽河油田钻井工程监督中心信息化建设的不断深入，信息管理经历了从无到有的过程，2003年辽河钻井监督信息网正式发布，开启了监督信息网络化的征程。给钻井监督工作带来了便利，但随着信息化进程的不断发展，钻井监督信息网的信息量和信息管理方式远远不能满足管理层和用户的需求，为了让钻井监督信息得以充分利用，使信息方便、快捷、全面的发布到网上，这就需要建立一个简单易用、功能强大的信息管理系统。2009年辽河油田钻井工程监督管理系统开始研发，历经3年多的研究与开发，经过不断的用户需求调研和调试，该系统已初具雏形，目前该系统已进入了试运行阶段，本系统将为监督工作带来许多便利，成为钻井现场施工的信息宝库.

辽河油田潜山地层气体钻井工艺

进入20世纪90年代以来,辽河油田已经将勘探开发的范围从横向转为纵向,把盆地内深层的潜山作为重点勘探目标。而深层钻井技术所面临的机械钻速低、钻头寿命短等问题引发的钻井成本高增加了投资的压力,在加上潜山低压低渗易污染等地质特点,常规的钻井技术不能满足钻井的要求,严重阻碍了勘探开发的进步,气体钻井的兴起正是适应了勘探开发形势的需要。

聚合醇钻井液在辽河油田的应用

针对辽河油田深井、大斜度井、浅海及滩海钻井的井壁稳定、润滑防卡、环境保护及低压低渗油层保护问题,研制了聚合醇/有机硅钻井液体系、聚合醇/钾钙钻井液体系及聚合醇/KCl聚合物钻井液体系及射孔液。聚合醇是低碳醇与环氧烷的低聚物,是一类非离子表面活性剂,常温下为粘稠状乳白色液体,溶于水。对聚合醇钻井液体系的防塌性、润滑性、配伍性、热稳定性及对环境的影响进行了评价,该体系经数十口各类井应用表明,聚合醇钻井液体系与各种钻井液体系有良好的配伍性,能改善钻井液性能,增强钻井液的热稳定性。具有优良的防塌抑制能力和优良的润滑性,对海洋及环境无影响,能减少对油层的伤害,适用于各种环境的钻井。是一种具有广泛应用前景的新型钻井液体系。

辽河油田高凝稠油伴热开采工艺技术

辽河油田高凝油资源丰富,自1986年投入开发高凝稠油以来,已经历经35年的开发历程,先后经历了3个阶段的工艺历程。通过长期的探索,先后研发了水利活塞泵采油工艺、闭式热水循环采油工艺、空心杆内热线、电热油管、空心杆热水循环等工艺技术,随着实践增加,许多伴热生产工艺已经陆续被替代,目前辽河油田高凝油开采采用的主体伴热举升技术为空心杆热线、电热油管、空心杆热水循环。本文介绍了辽河油田高凝稠油开采历程中各阶段的主体工艺技术。