致密油底水油藏水平井开发及管理实践

本文以安塞油田沿19井区自2012年以长81致密油底水油藏勘探开发及管理实践为例,阐述了该井区地质特征、勘探开发历程、遇到的实际问题及开发瓶颈;通过近几年“安塞下面找安塞”,对安塞油田三叠系延长组油层的重新认识,致密油是油田勘探增储的重点及难点,开展了不同类型油藏水平井体积压裂攻关试验;沿19井区是底水较发育的致密油藏,既具有致密油藏特征,又具有底水油藏特征,在开发实践中两者均须兼顾,找到两者的结合点才是开发此类油藏最佳途径,因此围绕体积改造原则,在井区地质差异性研究的基础上,开展裂缝间距、导流能力、裂缝形态等压裂关键参数的优化,并结合改造需求,针对性设计压裂施工参数;通过实施差异化改造思路、精细化单井设计、精准化技术指导、严密组织实施,2019-2021年在该井区实施4口预探水平井,初期平均单井日产油3.94 t,取得了较好的开发效果,为今后同类型油藏的有效开发提供借鉴和思路。

“一拖多”变频系统在WGC作业区应用效果分析

油田注水开发过程中,由于考虑后期的部署和较长时间内的使用,注水泵的选型一般都较大。在实际使用过程中,如果注水泵按额定排量运行,随着配注调整,常出现实际注水量与泵注量不匹配的现象,站内会出现回流量较大的情况,造成能耗损失严重。同时,注水过程中受地层吸水变化、注水量调整等因素影响,注水存在压力波动,数据显示,注水站波动在±2MPa左右。在国家“双碳”背景下,油田实施节能降碳工作是重中之重。因此有必要开展相应的技术研究,实现一台变频同时控制多台注水泵,并实现无级调速、恒压注水,最大程度实现配注量与注水量相匹配,从而解决过压、回流大、能耗高等问题。

井场合理投球数的计算及现场应用

在管道输送原油的过程中,不可避免的会出现管壁结蜡现象,蜡层会使原油输送面积减小,进而影响管道输送的经济效益,且蜡层未及时处理,严重可造成凝管事故。目前大多采油作业区使用投清蜡球来解决管道积蜡问题,并用收球率来衡量管线输送畅通情况,W区针对收球率较低问题提出"一线双球"的投球模式,且全区投收球率由78%上升至90%。为了更进一步探究"一线多球"投球模式,本文立足于目前工艺现状,通过研究管道沉积机理及结蜡速度,优选实验对象,预测合理的井场投球数,为今后的管道集输运行提供数据支撑。