地下成胶堵水体系在海上油田的适应性及先导性试验

为了控制海上油田油井过量产水,评价了地下成胶堵水体系(1%功能微球+3%功能单体+0.8%促胶剂)在海上油田的注入性、封堵性、选择性、耐水冲刷性等性能,并进行了堵水先导性试验。研究表明,地下成胶堵水体系从A级到I级强度的成胶时间长达134 h,能满足现场施工对成胶时间的要求;体系具有良好的注入性,在渗透率为1020×10^(-3)μm^(2)的填砂管中,注入压力仅为0.28 MPa,且随渗透率的增加而降低;体系具有良好的选择性、封堵性及耐水冲刷性,能优先进入高渗窜流区域,成胶后对高渗窜流区域的封堵率达90%以上,连续用水冲刷100PV,封堵率仅下降约5.0%;体系成胶后具有良好的耐候性,在65℃下浸泡60 d后强度损失率仅为4.1%。现场先导性试验结果表明,地下成胶堵水体系堵水效果明显,能有效控制目标井复杂来水,实现目标井的“降水增油”。

液流空化技术在渤海油田增产措施中的应用

采用液流空化技术可以解决地层深部连通性差的问题,提高储层的渗透率。目前该技术已在渤海油田一口供液不足的油井中获得成功应用;通过液流空化技术对储层深部进行改造后,该井日产液量达到87 m^3,截至目前已稳产超过150天,累计增油2100 m^3。

割捞一体化技术在大修再完井中的应用

割捞一体化技术就是将传统的切割和打捞两项作业合二为一,仅起下一趟管柱就能同时达到切割和打捞分别单独起下的相同效果;从而大大缩短了施工周期,减小了劳动强度,节约了生产成本,同时也减少了对气层的伤害[1-2]。目前渤海油田割捞一体技术主要有两类:机械割捞一体化技术和水力割捞一体化技术;两种新技术各有优点,在海上大修再完井作业中起着关键性的作用。

油管挂防磨导向装置及送入工具的研制

在某些特殊的修井作业中,需要从油管挂内腔下入小尺寸的管柱完成解堵、冲砂等施工,但是在立管内由于油管挂小脖子偏心造成下入的工具引入困难,普通油管挂上端面为平台阶、无引入装置,下入工具时会与油管节箍发生磕碰、油管在多次起下过程中往往会磨坏油管挂上端的内扣,从而造成后续措施作业无法顺利开展。为解决这些问题,根据油管挂的结构特点设计了防磨导向装置及送入工具,该装置在渤海油田X-1S井修井作业中获得成功应用,实现了降本增效。

疏松砂岩油藏长期水驱高渗透通道形成机理研究

A油田疏松砂岩油藏由于长期水驱而呈现出高渗透通道发育的特征,而孔喉的大小和结构影响着堵剂的选择,因此,了解这些通道发育的特征对油田控水稳油具有重要意义。本文利用A油田提供的天然砂岩岩心设计了长期水驱实验,研究了在流体剪切应力长期作用下储层物性和孔喉微观结构的变化。结果表明,在长期水驱过程中,黏土矿物很容易发生运移,使得较小的孔喉逐渐消失,较大的孔喉进一步扩大,孔喉体积比变小,储层润湿性更多转变为水湿,进而导致油藏微观非均质性增强,储层物性改变,最终,注入水低效循环日趋严重,形成了高渗透通道。

复合压井技术在渤海某油田修井检泵中的应用

在海上修井检泵作业中,洗压井的循环点都不在井底因此不能采用常规的方法进行压井。目前关于压井的理论和计算方法都非常的完善,但是如何将理论计算公式结合海上修井的现场实际情况使其更具有可行性,如何确保压井的实际效果;对于现场施工人员来说显得更加的重要。通过在渤海某油田多年的修井实践中,本文总结出了一套的适用于海上井口平台的洗压井技术,确保了压井的成功率从而提高了修井作业时效性和安全性。

渤海Q油田微球调驱井组优选及效果认识

渤海Q油田储层属于高孔高渗储层,具有非均质性强、油稠以及正韵律沉积的特点。经过多年开发,底部水淹严重,易形成底部大孔道渗流层。为了改善油田开发效果,控制含水增长,分析了Q油田高渗稠油油藏的动态特征及成因,采用敏感性分析方法量化注水压力指数(PI值)在该类油田调剖选井中关键参数适用性,并优选出C05井组进行调驱堵水作业。针对C05井组目前存在的状况,从油藏动态出发、对该井组采用3种不同类型的微球颗粒调驱,封堵大孔道。作业后注水井PI值与充满度指数(FD值)大幅提高,周边油井降水增油,取得良好调驱增油效果。