张天渠油田油井结垢机理及防垢方案

分析了张天渠油田油井结垢的特点和垢的组分及垢的成因,进行了化学防垢剂的筛选和加量试验,并提出了化学防垢方案和工艺方法。试验结果表明,CY-31、DFG-1防垢剂的加量最少,而且效果最好。

鄂尔多斯盆地韩渠—张天渠地区长2油层沉积相及储层特征

利用区域地质、测井、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析等多种方法对鄂尔多斯盆地韩渠—张天渠地区长2油层沉积相和储层特征进行了综合分析研究。结果表明:该区长2时期发育三角洲平原沉积体系,广泛发育的分流河道砂体储集层为油气的聚集提供了有利场所,分流河道储层空间以原生粒间孔为主,孔隙度一般为15%左右,渗透率一般为5×10-3μm2左右,属低孔低渗型储层。本区构造运动微弱,长2为构造-岩性油藏,分流河道砂体与长1沉积的泥岩盖层配置以及上倾方向分流间洼地的岩性遮挡是油气在长2砂体中富集的主要控制因素。

张天渠油田长2油藏注水开发特征分析

张天渠油田长2油藏属于低渗低压油藏,无自然产能,油水井均要采用压裂投产或投注方式进行,压裂措施有效改善了储层的渗流能力。但是压裂后油田的开发特征发生了根本性的变化,产量和注水时机密切相关,采出程度和含水不遵循童宪章的"S"型变化,而是呈反"L"型变化,渗流过程不遵循平面径向流达西定律。通过研究分析,首次提出了"二段式单向连续渗流"理论模型,利用这一模型可以合理的解释油田开发中的诸多问题,同时可方便地评价油田开发效果。

微构造对油田开发的影响——以张天渠油田长21油层为例

本文对微构造的定义、成因及分类进行了概述。并以张天渠油田长2油层为例,分析了不同类型的微构造对油田开发的影响。得出结论:位于正向微构造区的油井生产状况较好,位于负向微构造区的油井生产状况不理想。在确定加密井井别时,应尽可能地把生产井钻在正向微构造区,把注水井钻在负向微构造区,为油田下一步调整挖潜、完善注采井网服务。

张天渠油田注水开发特征研究

我国约有 90 %的油田属注水开发 ,而其中的低渗透低饱和油藏也越来越多。文章以鄂尔多斯盆地张天渠油田为例 ,总结出低渗透低饱和油藏注水开发的特点 ,为开发同类油藏提供宝贵经验 。

张天渠油田开发区块目标管理体系的研究与实践

开发区块目标管理已经成为有效开发油气田的重要手段。张天渠油田为20世纪90年代勘探并投入开发的区块,目前面临着"高采出程度、高含水和高投入"的开发难题。为经济有效地提高油田采收率,结合油田开发实际,张天渠油田开展了开发区块目标管理体系的研究与实践。该体系以"重新构建地下储层认知体系、重新查明剩余油分布规律、配套井筒治理措施"为主线,力图为油田的稳产上产提供管理保障。实践结果证实,开发区块目标管理能够明显改善油田开发效果,提高油藏采收率。

张天渠油藏经营管理模式探讨

摘要从油藏经营管理的特点和油藏经营团组的职能对张天渠油藏经营管理模式进行探讨。以早期注水开发和数值模拟技术为核心,应用现代油藏经营管理模式,为张天渠油藏充分利用人力和技术资源,实现高产稳产,提高经济效益提供技术指导。

张天渠油田射孔对套管强度的影响分析

射孔完井是油气田勘探开发中不可缺少的环节,目前油田中多采用螺旋射孔完井方式完井。射孔后,套管管体出现孔眼,破坏了其柱面的一致性,使管体强度受到影响。采用有限元模型,分析了不同射孔参数下的套管等效应力对套管强度造成的影响。研究发现,随着射孔深度增加,套管等效应力变大;随着射孔孔径的变大,套管等效应力先变小后变大,且在射孔孔径为12mm时最小;在射孔孔径小于12mm时,孔眼密度为16孔/m时的套管等效应力要大于孔眼密度为12孔/m时的套管等效应力;射孔孔径等于12mm时,两者相等;在射孔孔径大于12mm时,孔眼密度为16孔/m时的套管等效应力要小于孔眼密度为12孔/m时的套管等效应力。研究结果表明,采用有限元分析方法研究射孔对套管强度的影响规律是可行的。从而为张天渠油田射孔完井优选设计提供合理的依据。

CaCO_3结垢趋势预测在张天渠油田中的应用

张天渠油田是套损的多发地区,盐池采油厂82%的套损井都在该地区。以张天渠油田为研究对象,对其腐蚀环境进行了分析,研究了影响油田水中CaCO3垢的结垢因素,并应用饱和度指数预测方法对张天渠延2油田的7口井的结垢趋势进行了计算。计算结果表明,由饱和度指数预测方法计算结垢指数得出的结构结论与实际情况之间的误差很小,满足了工程的需要,说明该方法适合于该地区的CaCO3结垢趋势的预测。

张天渠油田储层测井响应特征及解释模型的改进

张天渠油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部中段,该油田含油层系复杂,在岩性地质特征分析时,本着“能确定岩性,划分储层,提供泥质含量、孔隙度、含油饱和度等地质参数,区分油层、水层,以及经济适用”的原则,选用经济适用的声感组合测井系列,通过综合分析砂岩储层的测井响应特征,对传统单孔隙度解释方法进行改进,增加识别多种岩性成份(除砂岩、泥岩外,局部含有煤岩、放射性砂岩、碳酸盐岩等复杂岩性)的功能,建立了适合该油田的测井解释模型,提高了利用常规测井资料识别复杂岩性的能力和测井参数的解释精度,为油田勘探开发提供依据。

张天渠油田套漏井治理可行性分析

为有效治理张天渠油田的套漏井,解决套漏引起的单井产量下降、含水率上升甚至停产等问题,对张天渠油田套漏原因进行了分析。分析认为,套漏主要是套管外电化学腐蚀所致。针对套漏井套漏位置及套漏程度的差异,提出了3种治理方案,分别对3种方案的优缺点、可行性进行了详尽分析。分析认为,挤水泥堵漏工艺可快捷有效地治理漏点少且漏点在水泥返高以上的井;对于破漏点多且难于实施挤水泥堵漏工艺的井,可采取下101.6 mm套管二次固井或侧钻工艺方案进行有效修复。

张天渠油田注水开发指标评价

张天渠油田为鄂尔多斯盆地典型的低渗透油田,平均渗透率8.6×10-3μm2。对于这类低渗透油田开发效果评价,需要有一套规范的评价指标体系,以利于总结这类油田的研究成果,指导油田下一步调整挖潜。本文以张天渠油田为例,通过开发指标并结合油田开发动态分析,对油田的开发效果进行综合评价,为低渗透油田进一步实施挖潜措施提供参考依据。

张天渠特低渗油藏表面活性剂驱油先导实验研究

张天渠油田属于特低渗油藏,其主力开发层位长2,经过近20年的注水开发,目前综合含水84%,已进入高含水开发阶段,且采出程度达到20.5%,水驱采收率标定25.0%,已达到水驱开发比较理想的效果。为进一步提高油藏的采收率,开展表面活性剂驱油技术研究,通过表面活性剂单剂优选、复配筛选、临界胶束浓度测定,优选出4种表面活性较优的驱油体系,并进行性能评价及岩心驱替实验。室内实验结果表明,表面活性剂驱油技术可使张天渠油田长2储层驱油效率提高17.7%。

陕北张天渠油田延长组储层划分与注水开发研究

文章通过油藏精细描述和储层连通性的研究,对注采井网优化部署并适时合理调整,单井产量及采收率明显提高,驱油速度均匀平稳,避免采油井暴性水淹,油田开发效益明显,具有对类似油田开发工作借鉴参考意义。

张天渠油田压裂效果评价

张天渠油田属低压、低渗、低含油饱和度的边际油田 ,未采取压裂措施前 ,基本不具备开发价值。采取压裂措施后 ,单井初产 2 0t/d以上 ,但产量递减较快 ;在对压裂裂缝方向进行研究的基础上 ,部署注采井网 ,并在注水见效后 ,优选油井实施重复压裂措施 ,取得明显效果。

张天渠油田注水作业中的油气田保护技术

张天渠油田属低渗透低饱和油藏,由于天然能量不足,以及后期的开发作用,导致地层能量下降,油田产量大幅度下降,针对此种情况对油田进行注水作业,以增加地层能量,提高原油产能,但由于注水作业可引起相关的物理、化学反应从而导致储层渗透率下降,造成储层伤害,针对张天渠油田的注水作业产生的储层伤害,采取了相对应的油田保护技术,以降低储层伤害。

可采储量标定方法在张天渠油田的应用

在可采储量标定中,因油藏类型及开发阶段不同,很难用一种方法合理标定所有单元的可采储量,通过对单元开发指标与剩余可采储量及储采比匹配关系的研究,提出不同类型油藏的可采储量标定方法。以低孔低渗中后期注水开发的张天渠油田为研究对象,比较了经验公式法、递减曲线法及水驱曲线法在油田中的应用状况,从而筛选出了适用于张天渠油田可采储量标定的递减曲线法,标定出该油田合理的石油可采储量是55.97×104t,为油田的下步合理开发提供了科学依据。

张天渠油田套损机理分析及治理技术

张天渠油田已经进入开发中后期,油井含水不断上升,井筒状况日趋恶化,受地面下沉及油层压实等地质因素和油田注水、酸化、压裂、固井等工程因素以及油田生物、化学腐蚀的影响,形成了套损井大量出现的局面,给油田的持续稳产造成了极大的负面影响。本文主要对张天渠油田套损井特点、套损机理、套损井现场治理措施进行深入分析,并提出了套损井治理管理的技术措施。

张天渠油田杆管偏磨综合治理对策及应用

分析张天渠油田抽油机井油管和抽油杆偏磨状况,认为造成油管和抽油杆偏磨的主要因素为井眼轨迹、管柱失稳、油井工作参数等。据此制定"地面调参、井下优化设计、井身安装防偏磨工具、加强现场监督"四位一体防偏磨技术对策,在地面采用长冲程、低冲次的抽油机工作制度,优化设计加重杆参数,采用防磨油杆和接箍扶正器及加强现场监督。

“污水处理回收”在张天渠油田油井注水中的应用

介绍了“污水处理回收”在张天渠油田油井注水中的应用,阐述了其流程方案、流程特点和效果以及取得的效益。