吴定区块多层系开发采出液集输系统的堵塞机理

针对吴定区块多层系开发油井集输管线中堵塞严重的问题,对不同层系的采出水化学组成进行分析,按照均匀设计原理对各层系采出水不同配比进行结垢类型与趋势预测,结合不同位置堵塞物的化学容量分析、X-荧光光谱半定量分析和采出水腐蚀性评价结果对集输管线中的堵塞物形成机理进行了分析研究。结果表明:吴7增侏罗系采出水高含碳酸盐,结垢类型以CaCO 3垢为主,含有一定量的硫酸锶钡垢,延4+5与延10两个层系的采出水水质不配伍,应将其分开输送;吴8增三叠系硫酸盐含量较高,结垢类型主要为硫酸锶钡垢型,长2、长4+5和长6三层系集输的最佳比例为2∶ 47.5∶ 14;吴7增侏罗系和吴8增三叠系堵塞物分析结果与结垢趋势预测基本一致,同时堵塞物中Fe离子含量较高主要是由腐蚀严重引起的。吴定区块多层系开发油井集输管线堵塞主要是由结垢和腐蚀的相互作用引起的无机物堵塞。

姬塬油田多层系开发地面工艺技术研究与应用

姬塬油田是长庆油田多油层复合滚动开发的主要油区,针对地层水不配伍、两种不同层系的油品混合后使输油管道结垢严重的情况,在大型联合站内采用分层集输、分层处理、采出水分层回注的工艺;对多层系开发、结垢量较小的分散区块,采用合层集输防垢防堵工艺。总结了防止多层系原油混合后结垢所采用的工艺流程、技术和设备,优化了地面集输工艺流程,降低了地面建设投资和生产运行费用,提高了油田地面建设水平。

长庆姬塬油田多层系开发地面工艺关键问题的研究

对长庆油田多层系开发地面工艺进行介绍,主要针对姬塬油田多层系开发面临的地面工艺关键问题进行了研究,针对地层水不配伍的情况,总结了防止多层系原油混合后结垢所采用的工艺流程、工艺技术和工艺设备,并优化了地面原油生产流程。通过实践证明,达到了优化地面流程,降低地面建设投资和生产运行费用的目的,提高了油田地面建设水平,为今后长庆油田多层系开发提供了理论依据和实践经验。

苏里格气田苏54区块多层系水平井开发技术研究

苏里格气田苏54区块主力储层为盒8段、山1段、山2段,为河流-三角洲沉积相环境。用统计学方法综合分析钻井资料、录井资料、测井资料,结果显示盒8下2、山13、山21砂体垂向厚度大、横向延伸距离远、平面上复合连片,储层物性好,含气性高,适合多层系水平井开发。针对区块储层特点,结合区块内完钻水平井在实施过程中的钻井、录井参数,系统研究了水平井在"入靶"过程中遇到的靶点提前、滞后及水平段实施过程中钻遇泥岩如何调整等问题,总结出了适合苏54区块水平井6种入靶导向方法、3种水平段导向方法,实施效果良好。

薄—超薄煤层特征及天然气合层开发突破——以沁水盆地潘河区块为例

沁水盆地已在下二叠统山西组3号和上石炭统太原组15号煤层相继实现煤层气商业开发,且证实整套地层具有良好的煤层气勘探开发潜力,而介于两套煤层中间的5~9号和11~13号煤层单层厚度薄(小于2 m),通常被视为无效资源。为了最大限度动用地下天然气资源,通过系统取心测试分析,明确了沁水盆地南部潘河区块5~9号和11~13号煤层的天然气资源和储层条件,并结合压裂技术,实现了薄—超薄煤层天然气高效开发。研究结果表明:①研究区8层煤层埋深介于300~600 m,累计厚度约4.75 m,除9号煤层厚度约1.25 m外,其余7层煤层超薄,单层厚度小于0.8 m,相邻煤层间距总体介于5~15 m;②煤层均属镜质体反射率介于3.4%~4.0%的无烟煤,以原生—碎裂结构煤为主,含气量介于13~19 m3/t,渗透率主体低于1 mD,均呈欠饱和状态;③各薄煤层纵向紧邻,压力系统一致,采用直井多层压裂克服了薄煤层厚度有限和展布不均影响,并以“厚层兼顾薄层,多层优于少层”为原则,划分出5+6号、7+8+9+11号和12+13号三套煤层压裂组合,建立了不同组合压裂技术优化准则,多层系立体开发动用,多口井稳产在1×104 m3/d以上;④该区薄—超薄煤层天然气有效开发,将产气层进行了纵向拓展,不仅实现了老气田的稳产,而且还进一步实现了持续增产。结论认为,薄—超薄煤层天然气开发突破了煤层开发厚度下限,开辟了中高煤阶薄—超薄煤层天然气开发新领域,发展了成熟探区天然气增储上产新动能,并可为类似煤层天然气勘探突破提供借鉴。

姬源油田Y214区提高注水开发效果对策研究及应用

姬塬油田Y214区长4＋5、长6油藏为特低渗透岩性油藏，开发层系多，储层物性差，非均质强。注水开发中平面、层内、层间矛盾突出，水驱储量动用程度低，递减大。针对开发过程中所暴露的主要矛盾，以精细地质研究结合油藏动态细分注水单元，采用理论计算与矿场统计的方法确定分单元技术政策，实施精细注采调整；针对层内、层间矛盾突出井实施精细分层注水，有效缓解了开发矛盾，开发效果明显好转。

虎狼峁长6油藏精细分层注水提高开发效果分析

虎狼峁长6油藏属多层系开发油藏,主要动用小层为长612层、长621层、长622层和长63层,油藏采取分注合采的方式进行开发。本文从油藏研究、精细小层注水和精细注水井剖面治理等方面进行技术对策分析,最终达到提高开发效果的目的。

狼峁长6油藏精细分层注水-提高开发效果分析

虎狼峁长6油藏属多层系开发油藏,主要动用小层为长612层、长621层、长622层和长63层,油藏采取分注合采的方式进行开发。虎狼峁长6油藏平面和剖面非均质性强,注水受效不均,水驱动用程度低,加之分注合采,层间压力差异大导致层间矛盾突出,影响了油藏开发效果。本文从油藏研究、精细小层注水和精细注水井剖面治理等方面进行技术对策分析,最终达到提高开发效果的目的。

苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术

苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此,根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计,采用滑溜水+基液+交联液的注入模式,低黏液占比40%~75%,排量6~8m^3/min;研发了连续油管底封分层压裂工具串:导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管,满足了连续解封和坐封的需求;为确保安全施工,研发了连续油管井口保护器,结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程,形成了安全作业配套技术,并研发了压裂返排液处理装置,实现了压裂返排液再利用,最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井,压后单井产量较对比井提高15%,平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5d缩短至11.0d,提产提速效果显著。

分层集输与处理技术在学一联合站设计中的应用

多层系开发的油田,由于采出水水型不配伍,合层集输容易导致管道、设备结垢,针对长庆油田学一联合站多层系开发地面建设的需要,首次采用分层集输、分层处理的双流程工艺,有效地解决了地面集输问题。文章还介绍了学一联合站采用的三相分离脱水、自控等先进技术,这些技术的应用,进一步降低了地面建设的投资。

姬源油田元214长4+5油藏降递减对策分析

分析了元214长4+5油藏产量递减的影响因素,根据近年对该油藏减缓递减的技术措施,探讨油藏递减规律,提出了有效降低该类油藏递减的对策,为进一步缓解元214长4+5油藏开发矛盾,优化开发技术措施提供了依据。

原油采收率与井网密度,时间和工艺的关系研究

原油采收率与井网密度的关系的确定是油田开发的重要任务之一。处于开发后期的罗玛什金油田的２２个地区的实际资料表明，不同井网密度的原油采收率大致是一致的。另外，井网密度及其与原油采收率的关系取决于所开发油田的划分程度。但是，根据油田资料概括出的这种关系反映了时间和技术措施的影响。这样，在开发多层开发层系时，首先开发高产储层，该关系式不能反映后期开发过程的特点。

虎狼峁长6油藏分区域压裂措施选井技术研究

虎狼峁长6油藏属典型的低产、低压、低渗透多层系开发油藏,共发育6个小层,主要产油层为长612层、长621层、长622层,受储层物性和裂缝影响,全区低产低效井多,为提高单井产量,将虎狼峁长6油藏通过储层渗流条件,对应产量和物性特征对比,划分为5个区域,本文主要针对近三年不同区域的低产井治理思路,总结归纳取得的效果,在不断推广成熟工艺的同时,加大新工艺和新技术的实验力度,努力提高虎狼峁长6油藏单井产量和采收率。

苏77-召51区块水平井井身结构优化及应用

苏里格是典型的低渗、低压、低丰度的“三低”气田,此类气藏规模开发中水平井技术的应用极大限度地提高了气藏的暴露面积,可大幅度提高单井产量和开发效益。目前苏里格致密气开发以三开水平井为主,钻井过程中漏塌问题突出,综合成本较高,且不能满足后期多层系含气水平井立体开发井网的需要。因此提出了压裂地质工程一体化井身结构优化思路,从生产需求出发,通过复杂层位识别、工程难点分析,形成了满足压裂改造、排水采气、钻井提速降本的井身结构优化方案。完成了6口井现场应用,解决了二开水平井长裸眼段“漏塌同存”,三开水平井后期侧钻及压裂改造的难题。实践表明该方案满足苏77-召51区块低成本开发需求,可在区块内推广应用。