吴起油田长7页岩油层钻井液优化研究

吴起油田长7页岩油层在钻井过程中易发生大规模井壁掉块,这是影响吴起区块长7页岩油水平井钻井提效和综合录井效果的主要原因。为解决页岩失稳问题,利用岩心观察、扫描电镜和X射线衍射分析等实验设备,分析了长7页岩的微观特征和理化特性。研究表明:通过扫描电镜观察,长7页岩微裂缝发育,黏土矿物比例较高,高岭石相对占比为37.56%,遇水易泥化破碎;伊利石和伊/蒙混层接近50%,岩层膨胀压力大,井壁不稳定,在钻井过程中需要注重油层保护;针对吴起地区长7页岩提出了强封堵强抑制的聚合物钻井液的技术对策。钻井液配方为4%膨润土+适量烧碱+适量纯碱+0.3%(HVCMC)+2%(NH4HPAN)+2%(WNP2)+5%PTGE+1%超细碳酸钙+3%纳米碳酸钙+荞麦皮+重晶石。评价表明,该体系老化后黏度和切力小,塑性黏度为16 mPa·s,动塑比为0.44;滤失量和润滑性满足现场要求,API失水3.8 mL,摩擦系数为0.614;岩屑回收率高,达到98.3%,渗透恢复率高,配液污染前后性能稳定。该研究成果对吴起区块水平井的实施具有一定的参考价值。

吴起油田楼坊坪油区深层含油层系开发井网密度研究

为了合理高效地开发未动用的长8和长9油层,需要确定1套合理的井网系统,以便积累经验,指导吴起油田其他深层含油区域进行高效合理开发。根据不同流度下井网密度与采收率的相关性,研究区长8和长9油层的井网密度为6.8口井/km^(2);实际上,延长油田西部三叠系已开发油田的井网密度为9.2~18.0口井/km^(2)。考虑到新老井网的衔接,确定长8和长9油层开发井网密度宜在10~15口井/km^(2),以300 m井距部署井网密度较为适合;在分析研究区最大主应力与裂缝走向的基础上,尽可能在原有300 m×300 m正方形井网的基础上进行井网布置,以继承原有井网;采用300×300正方形反九点布井,采用反九点法注水。以上成果对整个吴起油田深层油藏开发具有一定的指导价值。

吴起油田长官庙油区长9探井油水层预测

延长组地层发育时间长,为油气资源提供了良好的生油、聚集及储存场所,但该区块储集层有很强的非均质性,物性差,地层结构复杂。长9作为含油层之一,为了更准确地探明落实该区长9含油层位和储层特点,设计最大井深2400 m的探井,依据该区一些井位的录井和测井资料,进行地层标志层对比和油水层划分,预测吴起油田长官庙油区长9油层探井,储层岩性主要是暗色泥岩、页岩夹灰色粉–细砂岩,总厚度为80~130 m;长91、长92、长93深度为2220.9~2262.2 m、2262.2~2299.9 m、2299.9~2337.8 m;出油水井段为2235~2240 m和2230~2235 m。

吴起油田楼坊坪油区储层特征研究及评价

为进一步了解吴起油田楼坊坪油区的储层特征,挖掘开发潜力,针对研究区长8和长9储层特征研究中存在的薄弱问题,利用岩心薄片、压汞、测井及岩心等分析资料,从岩石学特征、物性、孔隙结构以及非均质性等方面对研究区进行储层表征研究,并对储层进行了分类评价。结果表明:1)研究区油层主要成分为长石砂岩,其余依次为岩屑、云母和填隙物;2)研究区储层孔隙度主要为6%~12%,渗透率主要为(0.3~1.0)×10^(-3)μm^(2),整体上属于低-特低孔隙度及超低渗透率储层,物性较差;3)该区油组砂岩储层的非均质程度层内为不均质地层,层间为“极不均质”;4)储层类型以Ⅳ_(a)和Ⅳ_(b)为主,是超低渗储层。以上成果认识,对研究区持续开发提供一定理论依据。

吴起油田H井区多层系综合调整治理

从完善注采井网、提高各层系动用程度、提高注采对应率、细分注水调整技术和高含水井治理5个方面,结合区块开发矛盾,进行了多层系综合调整治理,改善了注水开发效果,对全油田多层系油藏开发具有一定的指导与借鉴意义。

鄂尔多斯盆地吴起油田长6段地层古压力及其对油气聚集作用的分析

为了揭示鄂尔多斯盆地吴起油田长6段油气运移及聚集成藏的规律,利用测井声波时差资料计算了延长组过剩压力值和长7段成藏期地层过剩压力,分析了延长组泥岩压实特征与地层过剩压力的分布特征,并以长6油藏为例,分析了长6油层组与长7油层组之间的油气运移聚集规律。结果表明:吴起地区长7油层组拥有远超于长6油层组的过剩压力分布,两者之间的平均过剩压力差约为5 MPa,长7油层组过剩压力偏高,约为20 MPa,最高可达34 MPa;长6油层组过剩压力偏低,约为15 MPa。过剩压力差为长7油气向长6油层组储层运移提供了主要动力。

吴起油田楼坊坪油区深层含油层系开发井网密度研究

为了合理、高效地开发未动用的长8、长9油层,需要确定一套合理的井网系统,以便积累经验,指导吴起油田其他深层含油区域进行高效、合理开发;将研究区长8、长9油藏水驱采收率20%以及相关参数,依据不同流度下井网密度与采收率的关系,得出研究区井网密度分别为6.8口/km2;结合延长油田西部三叠系已开发油田的实际井网密度9.2~18口/km2,综合考虑新、老井网衔接,确定出长8、长9油藏开发井网密度宜在10~15口/km2、300 m井距部署的井网密度基本适合;在对研究区最大主应力与裂缝方位分析的基础上,井网方案部署在原部署的300 m~300 m近正方形井网的基础上尽量继承原井网形式,采用300 × 300正方形反九点布井,注水采用反九点法投注;该项研究结果对把本区乃至整个吴起油田深层油藏开发具有一定的指导价值。

吴起油田定向井井轨迹设计与提速探析

定向井钻井工艺能够最大限度地节省土地资源,合理规避环境风险和各类障碍,增加泄油面积,提升钻井的效率和质量,进而提高企业的经济效益。基于此,对定向井井眼轨迹的设计原则和类型选取进行了介绍,以吴起油田为例,对其施工过程中轨迹偏离的原因进行了分析,并提出了改进措施和钻井提速办法,以确保定向井施工质量的安全,促进我国石油行业的快速发展。

鄂尔多斯盆地吴起油田长7页岩油钻井开发技术研究

我国陆相页岩油资源基础丰厚、潜力巨大,加快推动页岩油勘探开发对保障国家能源安全和石油工业长远发展具有重要战略意义。最近几年来,我国在页岩油勘探开发研究取得了一系列重要进展,鄂尔多斯、准噶尔等盆地页岩油开发相继取得重大突破,页岩油成为推动国内原油增产稳产的重要接替领域。吴起油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部,含有丰富的页岩油储量,页岩油勘探开发仍处于起步阶段,挖潜潜力巨大,如何高质量勘探、规模效益开发是当面面对的主要难题。面临技术、管理等诸多挑战,需要持续加强页岩油理论技术研究,协同攻关,才能获得突破,实现经济效益。

吴起油田长6油层组储层成岩作用及其对物性的影响

通过对大量取心井砂岩样品的铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、镜质体反射率分析,研究了吴起油田长6油层组储层的成岩作用类型及其对储层物性的影响,认为导致该区储层物性差的主要成岩作用类型是机械压实作用和碳酸盐胶结作用,溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性,但溶蚀程度较低,使该区长6油层组储层物性较相邻地区同一层位要差.

吴起油田长6油层组沉积及储层特征

为了搞清吴起油田曾岔区长6油层组沉积特征及储层物性的影响因素,结合前人研究成果,综合分析油气显示、岩心、毛管压力及测井等资料,对研究区沉积特征和储层特征进行了研究。研究区为三角洲前缘亚相沉积,主要储集体为水下分流河道砂体,砂体主要呈北东—南西方向展布。储层孔喉半径较小,孔隙连通性差,属于特低孔—特低渗储层。影响研究区储层物性的主要因素为沉积作用和成岩作用:沉积相对储层物性具有控制作用,水下分流河道砂体的储层物性最好,其次为河口坝、席状砂;成岩作用中压实作用和胶结作用使储层物性变差,而交代作用、溶蚀作用使储层物性得到了一定的改善。河道微相为下一步油气勘探开发目标区。

老油田剩余油分布及技术对策研究--以吴起油田为例

剩余油分布规律研究是老油田的重要研究课题,对老油田调整挖潜措施并实现稳产、增产至关重要.本文采用油藏开发地质学方法,对吴起油田油水运移及剩余油分布规律进行研究,找出该油田剩余油潜力部位,并针对不同潜力部位提出相应的调整挖潜对策,为进一步提高老油田开发水平提供了有益的挖潜经验,也为同类油藏后期开发提供了借鉴.

吴起油田楼坊坪南油藏富集研究与有利区预测

楼坊坪南位于吴起油田东南部,研究区多层系叠合,含油层系较多,油水关系较复杂,开发时间较长,生产井段长,生产措施多,导致剩余油分布、开发潜力、开发调整方向不明确,遂进行了油藏富集规律研究与有利区预测研究,通过研究各层系的展布范围来为该类油藏进一步开发提供理论依据。主要对研究区进行系统解剖,综合利用沉积相展布、储层及油藏富集规律的研究结果,分析了研究区各主力层系油藏类型,结合研究区油藏特征,确定了各层系油藏富集的主要控制条件和分布规律,明确了后期有利开发目标区,并针对研究区多层叠合的特点提出了该类油藏后期的开发建议。

关于吴起油田注水井压力测定标准的研究

为了有效解决油田注水过程中制约注水工作瓶颈,准确掌握各区域主力层位注水井最大承受压力,避免由于压力过高对地层造成人工裂缝,有效减少对油层的意外伤害,严防油井暴性水淹现象发生,提高注水井能力利用率,降低注水成本费用,全力保障油田经济高效注水。根据上级部门相关规定,结合我厂油田注水现状,特对吴起采油厂油田注水井标准展开了研究。

吴起油田长8沉积相特征及其控油规律

吴起油田长8油层组储层岩石以细粒长石砂岩沉积为主。根据对研究区岩性、沉积结构与构造、垂向序列、测井曲线特征及沉积环境的成因标志综合分析,认为吴起油田长8主要为深湖相的三角洲前缘亚相沉积,砂体以三角洲前缘水下分流河道沉积为主,主要有水下分流河道、分流间湾2种微相类型。该区沉积微相对油水分布具有明显的控制作用,但并非唯一的控制因素。

吴起油田防水窜固井技术研究与应用

吴起油田地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,主力油层是侏罗系延安组延8、9、10,属低压高渗复杂油气藏,地层渗透率达到100 m D^300 m D,油藏埋深1 500 m左右,井底温度低(45℃)。针对该油田一次上返固井防漏压稳难度大,油层封固差,固完井后井口冒油、气、水等技术难题,通过对防窜水泥浆体系及防窜固井工艺的研究,形成了一套适合吴起油田地层特性的防水窜固井配套技术,对其他油田防水窜固井具有借鉴意义。

吴起油田长8储层钻井液储层保护技术研究

本文以鄂尔多斯盆地吴起地区长8储层为研究对象,经过大量资料调研及室内实验,利用X-衍射、扫描电镜、敏感性分析、成像测井分析等技术,对吴起地区长8储层特征、潜在损害因素进行综合研究,找出研究区油气层的损害因素,并在此基础上通过分析钻井液的固、液相损害油气层机理研究,形成了一套能够保护吴起油田的储层保护措施,这对陕北地区储层保护具有重要意义,而且具有一定的推广应用价值。

吴起油田ZT油区延9_3小层沉积相与油藏分布研究

吴起油田ZT油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西侧中段,该区延9_3小层是吴起油田重要油层组之一。通过对ZT油区延9_3小层的研究分析可知认为吴起油田ZT油区延9_3小层沉积相为辫状河三角洲平原沉积,主要发育分流河道、天然堤、沼泽等沉积微相类型。通过对吴起油田ZT油区已开发区域的对比研究表明,延9_3油藏分布与沉积微相的关系较密切,油藏受构造和岩性双重控制,油藏类型为岩性-构造油藏。

超前注水在特低渗透油田中的应用——以吴起油田为例

为了有效解决特低渗透油藏天然能量低、油井自然产能低及渗流阻力和压力消耗特别大的问题,从而达到提高最终采收率的目的,本文以吴起油田为例,介绍超前注水技术在特低渗透油田中的应用。借鉴长庆油田超前注水的经验,通过对吴起油田进行超前注水方案设计,确定了最优井网井距和注水时机,选择了合理的注水工艺,详细计算了超前注水的各项参数。最终在吴起油田现场实施超前注水,并通过产量、压力及注水波及效果对比进行了详细的分析及总结。文章认为先注后采的开发方式可以有效提高驱替压力、驱油效率及波及系数,提高最终采收率。本文旨在为同类油田高效开发提供更佳的选择和理论指导。

吴起油田弱凝胶微粒复合调驱技术研究与应用

针对吴起油田油藏非均质性严重,注水区油井高含水及水淹现象日趋严重,常规的调剖、调驱技术治理效果欠佳的实际,开展了弱凝胶微粒复合调驱剂研究及现场试验。结果表明:(1)调驱设计配方为:高分子缔合聚合物浓度0.1%,黏土浓度2.0%,弱凝胶调驱剂浓度0.5%～1.0%,高分子缔合聚合物浓度0.1%;(2)试验达到了预期效果,10个井组6个月有效期内累计增油1 782t,含水下降24%,注水压力升高1.4MPa,平均吸水强度指数减小1.20m^3/(d·MPa),为油田的增储上产带来较好的经济效益,适用于吴起油田高含水井组治理。