海上高温高盐油藏层内沉淀深部调驱体系研究与应用

针对常规调驱体系因注入困难、耐温抗盐性差及价格昂贵,难以满足海上高温高盐油藏深部调驱需求的问题,研发出一种以Na_(2)SiO_(3)为主剂的层内沉淀深部调驱体系。通过化学分析、仪器检测和物理模拟等多种方法对体系进行了配方优化和性能评价。实验研究结果表明:调驱体系的最佳母液配方组成为7%硅酸钠+30%沉淀控制剂A+1.0%沉淀控制剂B,该配方可与现场注入水中的成垢离子反应生成粒径为67.0~123.1 nm的颗粒,在向地层深部运移过程中由小到大逐渐聚并成粒径为42.6~47.4μm的无机沉淀,封堵水窜通道最终实现深部液流转向。该调驱体系耐温150℃,在50~500 mD岩心均具有良好的注入性,沉淀后封堵率可达95.9%,对于渗透率级差为8~20的双岩心提高采收率幅度可达11.0%~16.4%。矿场试验表明,层内沉淀调驱体系注入性好、工艺简单,稳油控水效果显著,W油田A井组实施措施后日增油超25 m^(3),含水率平均下降13.3%,累计增油达到7675 m^(3)。技术对于海上高温高盐油田开发具有良好的示范作用。

韧性水泥浆体系为高温高压油气藏压裂开发提供关键助力

采用常规水泥固井的高温高压井压裂作业过程中套管与井壁之间的水泥环容易产生应力破坏,严重时会导致层间封隔失效、套管无规则爆裂,甚至引起油气窜层、井壁坍塌等复杂井下情况。针对高温高压井压裂措施过程中水泥石应力破坏难题,创新研发了韧性水泥浆体系,为高温高压油气藏压裂开发提供了有力保障。

钻屑热机械处理设备高效处置海上含油钻屑

随着中国海油“七年行动计划”的推进和增储上产力度的加大,近年来海上钻井作业量越来越大,需处理的含油岩屑越来越多。钻井作业中,高速旋转的钻头钻遇地层,产生碎屑,由油基泥浆冲刷、包裹、携带出井,再经振动筛分离出含油岩屑。

一体式注水泥塞工具工艺

我国海上油田,通常采用平衡法注水泥塞工艺封固、弃置井下裸眼段,下光钻杆至所注水泥塞底部,泵注一段水泥浆后上提钻杆柱,循环清洗混浆出井筒,经过较长时间候凝后,再次泵注上部一段水泥塞,多次循环该过程,直至完成长段裸眼水泥塞固井。常规方法泵注一段水泥塞时间平均为15小时,仍存在占用井口时间长、固井设备操作次数频繁、井下钻具安全难保障等方面不足。

海上油田多轮次自生CO_(2)泡沫调剖效果评价研究

目的自生CO_(2)泡沫体系在多轮次调剖中增油效果逐渐减弱,亟需分析该体系的效果递减规律。方法结合渤海油田的纵向非均质储层特征,利用大尺寸可视化平板物理模型和数值模拟模型,研究了多轮次自生CO_(2)泡沫调剖的规律,尝试了延长体系的反应时间以增加其作用距离。结果水驱仅能波及纵向非均质模型下部的高渗层,未启动上部的低渗层;自生CO_(2)泡沫调剖体系可进入高渗层形成封堵,启动低渗层,第一轮调剖提高采收率值超过10%,但是随着调剖轮次的增加,体系未能进入储层更深的位置,提高采收率值不断降低,至第4轮调剖时不足1%;高渗层的剩余油在两翼部位富集,低渗层的剩余油分布均匀。结论自生CO_(2)泡沫体系的作用距离有限,调剖轮次增加却未能作用于更深储层,延长反应时间以增加其作用距离,多轮次调剖的效果更好,采收率总提高值为3.66%。

尾管固井胶塞复合压力的技术研究

国内外尾管固井胶塞复合压力的理论研究相对较少。本文在真空段存在与否的前提下,通过对胶塞复合瞬时管柱内压力的分析,构建了胶塞复合压力观测模型。通过现场应用分析,验证了胶塞复合压力观测模型的准确性,从而得出胶塞剪钉剪切值大于作用力是监测到胶塞复合的前提条件。

高压窄密度窗口油基钻井液固井技术

随着对能源的需求不断提升,在石油开采的过程中,也在不断向更深地层中探索,随着开采深度的加深,其压力增大的同时伴随着其他问题。本文就高压窄密度窗口油基钻井液固井技术进行探究,简单阐述油基钻井液作用,并对高压窄密度窗口形成原因进行分析,给出在该类型窗口中钻井液固井技术应用,旨在为相关人员提供有益参考。