海上新型复合完井控水技术及应用

“高含水”是制约渤海油田增储上产的主要因素之一。为实现控水目标,在深入了解油藏特点和出水机理的基础上,创新性地融合了多种控水工艺,形成一套全新的复合型完井控水技术。在单井的整个生产周期内,可以有效降低含水率,实现了控水工艺质的突破和全寿命控水的理念。在设计阶段,因地制宜选取适应于变密度筛管+封隔器+中心管控水或ICD筛管+封隔器+中心管控水两种方案,并采取低压差投产控制技术生产。现场实践证明,新型复合型完井控水技术起到了延缓水锥突进的目标并取得了良好的控水效果。

富水敏感区既有地铁站盾构接收控水技术研究

以济南轨道交通1号线既有济南西站盾构接收为工程背景,针对富水敏感区盾构接收产生的突涌水工程难题,结合工程地质及建设历史,科学分析涌水水源并确定控水机理。在洞外采取盾构接收端旋喷桩加固辅以降水井措施,洞内采取施作止浆墙予以注浆止水措施,形成竖向及横向止水帷幕相结合的方式实现控水,保障了盾构安全接收,为类似富水敏感区既有地铁站的盾构接收提供一定借鉴。

变密度筛管控水技术在渤海C油田的应用

渤海C油田油气资源丰富,该油田储层原油粘度高且为边水油藏,前期开发井生产过程表现出边水锥进严重,见水快及含水高的特点。针对该油田储层特性,为调整储层段生产剖面、延长见水时间并增长油井寿命,结合储层物性及井眼轨迹,优化设计了变密度筛管和基管过流孔控水结构,搭配遇油膨胀封隔器工具形成一套变密度筛管控水技术。该技术在渤海C油田A20H井试验应用,投产后该井初期见油快,含水低,起到良好的稳油控水的效果。

海上油田提高采收率的控水技术

根据海上油田采油特点,分析了海上油田控水的迫切性。海上油田产出水主要来源于注入水、边水和底水。为了提高采收率,任何形式的产出水都要控制。海上油田控水技术由注水井调剖技术和油井堵水技术组成,这两项技术都由措施必要性判断、堵剂选择、堵剂用量计算和堵剂放置工艺等技术组成。海上油田调剖堵水成功的矿场试验说明,海上油田控水技术具有可行性和广阔的应用前景。

热敏暂堵剂笼统控水技术

针对常规笼统控水技术会对油层造成二次伤害的缺点,采用水溶液聚合的方法合成了控水用热敏暂堵剂,提出二次暂堵工艺,并进行了矿场应用。通过室内实验对热敏暂堵剂进行了配方优选和性能评价,优化后的配方为:(6%~8%)丙烯酰胺+(0.08%~0.12%)过硫酸铵+(1.5%~2.0%)海泡石+(0.5%~0.8%)聚乙二醇二丙烯酸酯。该材料适用地层温度为70~90℃,暂堵强度高(5~40 kPa),降解时间可控(1~15 d),降解后流体黏度小于100 m Pa·s且模拟岩心渗透率恢复值大于95%。基于研究成果,采用二次暂堵工艺对冀东油田1口水平井开展了热敏暂堵笼统控水技术的矿场应用,该井经处理后含水率降低至27%,目前含水率67%,日增油4.8 t,累计增油量达750 t,控水增油效果较好。

特低渗均质型油藏高含水期稳油控水技术研究

以五里湾为代表的特低渗均质型油藏进入中高含水期后,平面水驱均匀推进,水驱波及半径增大,剩余油零散分布,剖面上主力小层动用程度高,剩余油呈米~厘米级规模相间分布,常规的注采调控技术动用难度大。此类油藏进入高含水期如何稳产,如何提高最终采收率是油藏面临的核心技术难点。本文在深入剖析开发矛盾基础上,立足一次井网水驱,寻找挖潜的技术潜力,通过理论研究结合矿场实践,形成了以精细单砂体动用技术、不稳定注水技术和空气泡沫驱为核心的稳油控水技术系列,实现了剩余油的精准动用且提高采收率发展趋势良好,同时形成的各项技术对同类油藏高含水期稳油控水具有较强的技术借鉴指导意义。

河口灰岩油藏“调、堵、疏”控水技术研究

针对胜利油田河口油区裂缝性灰岩油藏开发中逐渐显现的边水侵入、高含水问题进行控水技术研究。以河口L34-7块中高渗灰岩裂缝油藏为例,在系统分析含水上升规律、剩余油分布特征及堵水工艺适应性的基础上,提出“调、堵、疏”的控水思路与对策,设计相渗调节、高强度封堵及近井疏通体系。在L34-7块矿场进行了“调、堵、疏”控水工艺试验,单井增油4.8 t,含水率下降12.4%。

流体流动自动控制阀智能控水技术在油田开发中的研究与应用

为了适应油田低成本开发的需要,采用有限元分析和室内试验相结合的方法,研究了流体流动自动控制阀智能控水技术的控水机理,绘制了油、气、水的压差-流量曲线。室内研究表明,流体流动自动控制阀智能控水技术可有效降低油田开发成本,但也有一定的局限性。该技术在中原、新疆等油田进行了现场应用,根据应用前后的数据分析发现,该工艺不但具有降水、增油的效果,还可以增加周围井组的产油量。流体流动自动控制阀智能控水技术的成功应用,为油田经济有效开发提供了一种新的技术手段。

国内外水平井控水技术研究现状

分析了国内外水平井控水技术研究现状,介绍了水平井中常用的控水技术,总结了针对不同完井方式水平井的控水方法。控水方法大体上可分为两类,即机械方法和化学方法,两类方法可单独使用或组合使用。机械方法通常用于井筒或近井堵水,化学方法可用于封堵基质孔隙或裂缝。在设计堵水方案时应考虑井筒的完井方式,机械方法和化学方法均可用于裸眼完井及套管射孔完井的水平井;割缝衬管完井及防砂筛管完井只能选择化学方法进行堵水,机械方法只能提供临时的区域分隔。机械方法成本略高于化学方法,且堵水过程中的深度校正也是一个操作难点。当出水点在水平井趾端时,机械或化学方法均可单独使用;当出水点靠近跟端或在水平井段时,则需使用封隔工具进行层位封隔及目标层封堵。

基于多段井模型的海上油田新型控水技术可行性研究

新型控装置(AICD)具有对水相的智能识别和抑制功能。通过建立海上某高渗底水砂岩油田多段井模型,对AICD技术进行了数值模拟研究。研究表明,采用AICD技术能抑制底水锥进速度、扩大底水波及面积、降低油井含水率和提高油井产量;在油田综合含水达到80%前实施AICD技术增油效果最好,而在目标油田综合含水92%的情况下进行AICD完井仍能有效增加油井产量。AICD技术为海上油田控水技术的发展提供了新的思路。

学庄油区底水油藏水淹速度主控因素及控水技术研究

针对延长油田学庄油区延安组边底水丰富,油井见水早、含水高等一系列问题,在分析延安组水淹规律、水淹速度主控因素的基础上,根据SWOT矩阵提出延安组延缓水淹速度的控水技术。学庄油区延安组水淹规律呈现水淹分布方向具有渗流速度快且多向性,含水上升过快,平面上存在暴性水淹状况等特点。延安组水淹速度内部主控因素是隔夹层发育情况,外部主控因素是开发技术水平。天然隔板和人工隔板可有效控制水淹速度,延长油井开采年限。同时,调整生产参数、控制采液强度、管柱组合调整、防卡泵及防偏磨治理等也可有效控制水淹速度。

柳林地区煤层气井控水技术研究

煤层气开采主要是通过排水降压,气体解析,从而达到产气的目的。现阶段煤层气井排采到稳产阶段主要是达到液面平稳,即地下水的补给速度和煤层气井抽采泵的抽采速度相同,使水位达到平衡状态。在此过程中排水特别是确定套管里水的来源最为关键。通过现场试验的方法分析查找水源,采取封隔和封堵产水层,比对采用不同方法后实验井的液面降幅效果,得出封堵水源的最佳方法。

微波测水自动控水技术在水钢烧结系统的生产应用

微波测水与其他测水方式相比较具有抗干扰性强,控制滞后相对较小,测量准确,安全可靠的特点,经过近几年的生产实践及不断完善,技术趋于成熟,可作为红外线测水后的一项升级换代技术,是烧结混合料测水技术的一个发展方向。本文介绍了微波测水自动控制系统的功能、微波测水与红外线测水的对比、微波测量水分自动加水在实际生产过程中应用情况、主要技术经济指标情况以及存在的不足。

组合式控水工艺技术在边底水油藏开发中的实践探索——以曹妃甸油田为例

渤海油田存在较多的边底水油藏,此类油藏在开采中后期极易出现油藏水淹现象而阻碍油气开采。为提高采收率,渤海油田近些年也在不断探索各种控水技术,但控水效果和控水投入往往不尽如人意。以曹妃甸油田实践为例,探索降本增效形势下的有效控水技术,旨在节约成本,保证一定的稳油控水效果。

控水采煤技术及其在砂岩含水层下综放开采实践

控水采煤技术是利用煤层中各种矿物的矿化作用,使煤体内的含水层中的煤泥在水的作用下不断被水解,最终形成煤粉,然后进行开采的过程。目前,我国的控水采煤技术主要是通过煤的浸出、气化、矿渣的淋洗以及煤灰的分级分选等技术,实现煤料的高效开采。

小角度燕尾型同层侧钻水平井分段控水策略

渤海油田高含水低产低效的井逐渐增多,部分区块产量递减快。同层侧钻水平井技术搭配分段控水完井是治理高含水低产低效井的有效手段,但小角度燕尾型同层侧钻水平井应用分段控水完井后未见到控水效果。为此,通过建立理论模型分析发现此类井分段控水失效原理,确定了原井眼的“空腔”是分段控水技术在此类井上适应性差的主控因素。在考虑可行性及经济性等因素后,调整现阶段的钻完井思路,提出了水平段延伸与优化完井管柱配管的综合钻完井改进策略,并对该策略的有效性进行了矿场试验验证。试验井控水效果远超预期,投产164 d仍未见水,无水期累产油高达1.5×10^(4) m^(3)。该策略在目标井控水效果显著的同时,单井建井成本增幅仅为8.8%,为后续类似低产低效井治理提供思路及技术储备。

海上油田水平井稳油控水技术探究

经过近20年来的发展,油田已经形成了较为完善、完整的控堵水技术体系,其中一些重点技术类似于化学堵水、机械控水等都得到了广泛的应用和推广,但海上油田相比较于陆地油田,环境特征更为特殊,对环保的要求也更高,需要考虑成本控制的因素的同时实现采收率的提升。本文主要围绕海上油田水平井所采用的稳油控水技术进行分析。

海上油田水平井控水完井技术现状及发展趋势

水平井开发技术已在底水油藏、薄层油藏及低渗透油气藏的开发中得到了广泛的应用。但是,在油田实际生产过程中,水平井见水快、含水率高是一个普遍性的问题。介绍了海上油田出水现状、出水机理以及常用的中心管控水、ICD控水、AICD控水等几种控水技术。根据海上油田开发趋势,智能完井控水技术是未来主要的发展方向,具有很大的开发价值。

控水压裂技术在温米油田的研究与应用

吐哈温米油田属于低孔、低压、低渗油藏,经过多年高速开采,部分区块处于高含水开发阶段,层内、层间和井间矛盾突出,平面上油井距水驱前缘距离减少,纵向上水淹层与油层交错存在,裂缝前端容易沟通注水前缘,导致压后高含水增液不增油,另一方面缝高失控压窜上下水层或层内底水,导致压后高含水,严重影响了油田的开发效果。文章从控水压裂机理入手,开展了控水压裂工艺技术对策研究,形成了低排量、多段塞、相渗改变技术、低伤害压裂液体系等配套技术,在现场成功应用9井次,有效率88.9%,取得了较好的效果,为油田的高效开发提供了技术思路。

注水开发油田稳油控水技术研究

油田进入高含水期,液油比增长速度迅速加快,产水量大幅度增加。想要保持产油量不变产水量降低,就需要探索开发新的技术和方法来保持原油产量的稳定。本文总结了多个注水开发油田的稳油控水技术,可为以后类似油田的开发提供借鉴作用。