松滋油田复Ⅰ断块水平井开发方案优化

根据江汉盆地松滋油田油藏地质特征,以单井为模型,应用现代油藏工程和数值模拟技术对比分析了该油藏应用水平井、斜井和直井的开采效果,论证了应用水平井开发的可行性。同时根据油田地质特征对水平井方位、水平段长度、避水高度等参数进行优化。生产结果表明,水平井的优化是正确的,从而为油田以后的全面开发提供可靠的参考依据。

压裂缝清洗酸体系在松滋油田的应用

针对松滋油田鄂深 10井压裂施工大量前置液滞留地层 ,造成裂缝伤害的具体情况 ,设计了一套清洗酸液体系。在室内设计出模拟鄂深 10井裂缝伤害过程的环流实验流程和实验方法 ,这套方法能模拟压裂液由地面进入地层的动态过程 ,能模拟压裂液不彻底破胶或压裂液残渣残留对裂缝造成的伤害。通过环流实验 ,证实所设计的清洗酸液体系能有效分解瓜胶残渣 ,解除裂缝堵塞。根据鄂深 10井地层伤害特点 ,在施工工艺设计上采用大剂量、大排量的裂缝清洗剂 ,跟进较高浓度盐酸 ,达到清洗裂缝和改善近缝地层的渗透性的目的。施工结果表明 ,通过裂缝清洗和酸化改造 。

松滋油田注水配伍性及注水水质标准研究

松滋油田储层为特低渗透油藏。通过对松滋油田各类注入水水源进行的充分调查,并研究各水源自身的变化趋势及其与地层水配伍性的预测,分类制定了相应的符合油层物性条件的水质标准,提出了保证油藏注好水、注足水的措施和建议。

松滋油田红花套组油藏水平井完井方式优选

根据红花套组油藏水平井不同井段长度、不同钻井污染表皮系数与产能关系研究,推荐红花套组油藏水平井段长度为300m～500m,并建议控制钻井液密度在1.00g/cm3～1.02g/cm3以内。利用出砂指数法、'C'公式法、声波时差法等产层出砂判断方法对红花套组油藏Ⅰ号层、Ⅱ号层、Ⅲ号层进行出砂判定。根据储层出砂判断结果,优选红花套组油藏Ⅰ号层、Ⅱ号层、Ⅲ号层水平井的完井方式,按开井产量优选和按投资效益优选的完井方式均为割缝衬管完井;同时对比分析了水平井割缝衬管完井、射孔完井的优缺点,并结合水平井完井优选结果,最后推荐红花套油层水平井采用割缝衬管完井。

松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏开发技术政策研究

松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏具有砂体厚度大、低孔、特低渗且具有一定底水能量的特点,针对该油藏的特殊性,以精细三维油藏模型为基础,利用油藏数值模拟技术,通过建立概念模型以及典型实体模型对该油藏的开发技术政策进行优化,最终优选方案设计总井数24口,其中新井13口,包括2口直井、5口水平井共7口油井,预计前3年平均年产油4.63×104t。

松滋油田复Ⅰ断块红花套组储层微观特征及伤害影响因素研究

松滋油田复Ⅰ断块红花套组储层主要为细粒长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩。利用岩石薄片、铸体薄片、X-衍射、扫描电镜、物性和压汞等资料对储层的岩矿特征、成岩作用类型、储集性特征和敏感性特征进行了分析,综合研究松滋油田复I断块红花套组储层微观特征及储层伤害因素,认识到伤害储层的主要影响因素为敏感性矿物的含量及产状等。

松滋油田复Ⅰ断块红花套组储层成岩作用研究

利用岩石铸体薄片、扫描电镜和X射线衍射分析等资料,对松滋油田红花套组储层的成岩作用及成岩阶段进行系统研究,结果表明对储层起破坏作用的成岩作用主要有压实、胶结和交代作用,起建设性成岩作用的主要有溶蚀作用。认为其成岩演化经历了早成岩阶段、中成岩阶段A亚期和B亚期,为进一步的储层评价提供了依据。

松滋油田白垩系低孔低渗储层酸化技术与应用研究

松滋油田白垩系储层属低孔低渗,储集类型以孔隙—裂隙型为主,油田开发初期注采不平衡导致地层亏空,钻井泥浆污染较严重,需要采用酸化解堵工艺。通过大量的室内试验与矿场实施,研究应用低摩阻、深穿透的活性酸与W/O乳化土酸相结合的深部酸化液体系,能够解除近井地带的泥浆污染,同时,一定深度的深部酸化达到了沟通天然裂缝的作用,较好地改善油藏的渗流条件,有明显的增产效果。

松滋油田红花套组低阻原因分析

在研究了松滋油田红花套组储层特征的基础上,从6个方面对可能产生低阻油层的原因作了分析。认为:松滋油田红花套组低阻油层主要是由于束缚水含量较高引起和高矿化度地层水、岩石亲水性、岩性细等因素所致。

松滋油田储层测井解释及万城断裂带勘探认识

结合松滋油田地质特征、测试结论及取心分析等资料,开展了储层测井解释模型、储层参数、油水干识别等研究工作,提供了一套适合该地区的完善的测井解释方法,同时加强了对万城断裂带勘探认识,为万城断裂带勘探、开发提供依据。

铝胺钻井液在松滋油田的应用

铝胺水基钻井液体系具有稳定井壁能力强、抗高温、抑制能力强、润滑性好、保护储层等多项优点。基于对铝胺水基钻井液的理论分析和实验室的试验,江汉钻井一公司在松滋油田区块的SH11-X13井进行了现场实践。与邻井相比,SH11-X13井的机械钻速明显提高,钻井周期缩短,钻井成本下降。这些事实说明,铝胺水基钻井液体系是一种适合松滋油田区块的钻井液体系。

松滋油田厚层底水低渗透油藏开发物理模型实验研究

在松滋油田红花套组油藏底水油藏的开发过程中,其底水的锥进形态及上升速度对油井的生产动态有着很重要的影响。开展低渗透底水油藏物理模拟开发实验,研究厚层底水低渗透油藏在不同井型、不同避水高度、不同底水能量及不同隔层位置条件下的底水上升规律。结果表明,随着避水高度增加,后期原油采出程度的增幅减缓,且有下降趋势;增加底水能量虽加速了底水的上升,无水采油期短,但原油最终采出程度高;隔夹层离射孔段越近,对底水的阻隔作用越好。

松滋油田注气物理模拟实验研究

松滋油田属特低渗透油藏,由于注水困难,地层能量得不到有效补充,存在"注不进、采不出"的现象。在室内,应用闪蒸法测试在地层条件下二氧化碳和氮气在原油中的溶解度,弄清楚原油在饱和二氧化碳、氮气后粘度的下降幅度。以此为基础,开展氮气驱、水驱、氮气吞吐和二氧化碳吞吐等不同方式的开发效果研究,发现注水驱替的采出程度要好于注气驱替效果,注水驱替的注入压力要远大于注气驱替时的压力,注二氧化碳吞吐的效果要好于注氮气吞吐。

松滋油田复Ⅰ断块红花套组储层参数测井解释模型研究

为获得准确的储量计算参数,针对松滋油田复I断块红花套组储层进行测井评价研究,充分利用取心、录井和各类化验分析资料,结合开发动态资料,采用"岩心刻度测井"原理,通过对储层四性关系的细致研究,建立了适合该区的有效孔隙度、渗透率及含油饱和度的储层参数测井解释模型,并确保了解释精度,为该区块探明储量核算以及进一步开发对策实施奠定了基础。

用正电胶钻井液和屏蔽封堵技术解决未胶结砾石层的钻井问题

针对松滋油田表层第四系厚砾石层成岩性差的特点,经过系统分析和室内实验研究,提出了用屏蔽封堵技术解决砾石层的井壁稳定问题,用正电胶钻井液解决携岩和静止时钻井液的悬浮稳定性问题。在鄂深11井的现场应用表明,该方法有效地解决了未胶结砾石层的钻井问题,取得了非常好的技术经济效益。

鄂深6-侧钻井硅酸盐防塌钻井液技术

鄂深6-侧钻井是在原鄂深6井的基础上侧钻的一口定向评价井。设计井深3650m,完钻井深3718m。为了更好地满足钻井工程的需要,对该井的钻井液技术难点进行了详细分析,并提出相应的技术对策,室内研制的硅酸盐防塌钻井液体系较好地解决了该井在低密度（1.15g/cm3）条件下的防塌、防卡、防漏及井漏处理、抗高温等技术难题。该井平均井径扩大率13.87%,远低于设计的20%。平均机械钻速3.01m/h,高于鄂深6井的2.47m/h,钻井周期39d19h,发现了＂3414m^3416m＂、＂3556m^3558m＂、＂3626m^3628m＂三段油层,取得了较好的勘探开发综合效益。实践表明硅酸盐防塌钻井液体系具有防塌效果突出、携砂能力强、流变性好、抗高温、耐盐膏污染等特点。该体系值得在该地区进一步推广应用。

低渗透油藏压裂液体系研究

压裂是低渗透油藏开发的重要手段，压裂液性能直接决定了压裂效果，准确评价压裂液对特低渗透储层的潜在损害原因及程度，对于压裂液的优选和提高压裂增产效果具有重要意义。以松滋油田为主要研究目标区块，选用目前常用的两种压裂液体系，借助恒速压汞等先进实验技术手段，结合常规流动样比对实验，从滤饼伤害、残渣伤害、水锁伤害等几个方面，对特低渗透储层岩心压裂液伤害机理进行了定量分析评价实验，并对不同压裂液体系不同渗透率岩心进行了对比分析。最后依据实验结果对适用于松滋油田的压裂液体系进行了总体筛选，给出了压裂液、支撑剂的优化组合，为低渗透油藏压裂液配方优选与改进提供了参考和指导。

复Ⅰ断块沙市组改善开发效果方法研究

针对松滋油田复Ⅰ断块沙市组物性差,埋藏深,注采井网不完善,储层水敏性强,采用天然能量开发产量递减快,采出程度低等问题,开展了水、N2、CO_2等不同驱替介质的开发可行性评价,结果表明注CO_2效果最好。以油藏数值模拟为技术手段,优化和确定了CO_2吞吐和CO_2非混相驱的最佳条件和最佳注入参数,优选CO_2吞吐与CO_2间歇气驱两种方案,供生产单位根据实际情况选用。

江汉盆地西南缘储层损害机理分析与保护技术

通过对松滋油田储层的基本特性分析和敏感性实验分析，系统分析了储层本身潜在的损害因素和损害机理，认为水敏和盐敏是引起储层损害的主要因素。对储层保护技术提出了措施和建议。

研究院一股份公司开发先导项目顺利通过验收

近日，研究院承担的股份公司开发先导项目“松滋油田低渗透油藏注CO2气开发技术研究与应用”顺利通过油田部验收，验收组专家认为，项目完成了合同规定的计划内容，各项资料齐全完整，主要技术指标达到合同设计要求，一致同意通过验收。