非常规油气藏水平井注采一体化技术探讨--以四川盆地侏罗系油藏为例

四川盆地侏罗系非常规油藏具有近源充注、连续分布、大面积含油等特点,适合水平井大范围部署,但储层岩性复杂,单层较薄,水平井体积压裂较难,且致密储层喉道小,油气采出困难,而常规注水、注气等二次采油技术也无明显效果。为解决上述难题,提出了水平井注采一体化技术:①通过射孔、体积加砂压裂等,在井周储层中形成优势渗流通道;②关闭井筒,注入高压驱动流体,在油管、储层中形成环形通道;③焖井、置换油气,最后驱动储层中油气采出。通过在四川盆地中部丘陵和东部峡谷地带侏罗系油井的应用实施,结论认为:水平井注采一体化技术适用于页岩油藏、页岩夹砂岩(或石灰岩)油藏以及页岩、砂岩、石灰岩不等厚互层油藏等非常规复杂油藏,目前可实施可操作的水平井注采一体化方案为水平模型和水平井/直井组合模型。

同井注采技术与油藏工程一体化应用及效果评价

正当常规油气资源有限之时,同井注采技术却在各方面有所发光发热,它被越来越多的人所承认,是一种产生能效的技术方法。试想将注入和抽取过程交替进行,在同一的油井里,结果竟是低渗透存储层得到改善,油藏能量增加,可移动性提升。但需知道,实际应用的效能多取决于原油工程设计的科学与合理性。此文就阐述了同井注采技术与原油工程整合设计的理论依据,并侧重关于如何在实践应用中整合关键技术、分析生产数据和评估效果的方法,去充实同井注采技术在遇复杂原油缓存条件时的运用指南。

致密油水平井分段注采一体化管柱研究

水平井注水吞吐采油是三塘湖盆地致密油区块开发的重要方式。针对水平段合层笼统注水吞吐工艺出现层间吸水不均,低渗透储层储量无法有效动用,以及多轮次吞吐后开发效果变差的突出问题,设计了水平井分段注采一体化管柱,研制了机电一体化智能注采器、高压过电缆封隔器及安全辅助工具等,实现了水平井一趟完井管柱分段注水-分段采油的功能。现场试验结果表明:一趟完井管柱承压差50 MPa、耐温120℃,在内径121 mm套管内完成3段分注分采,水平段长达1000 m^(3)一体化完井管柱封隔器20 MPa一次性完成坐封,验封25 MPa合格,分段密封性良好;注采器注采嘴采用柱塞式设计,连续可调、开-关灵活可靠,控制精度2%,单层最大日注量20 m^(3)。该管柱的研制成功对于提高致密油非均质储层储量的有效动用有重要意义。

水平井注采同体技术在超稠油开发中的研究与应用

辽河油田曙一区杜84区块超稠油水平井规模实施深入后,区块局部井位部署区域油井储层物性差,压力高,在水平井蒸汽吞吐开采初期存在溢流问题,影响油井正常下泵转轴作业,错过最佳回采时机,使生产效果差,采用热污水反复循环压井处理,不但不能彻底解决溢流问题,还会对油层造成冷伤害和污染。通过研究应用水平井注采同体技术,在注蒸汽前将注蒸汽管柱、采油管柱和抽油泵同时下入井内,当完成注汽、焖井和放喷后,不需要进行转抽作业的工序而直接挂抽生产,能够安全有效地解决水平井生产中溢流所导致的一系列问题,取得了较好的应用效果。

超稠油水平井注采同体技术研究与应用

针对辽河油田曙一区杜84区块超稠油水平井局部井位部署区域因储层物性差、压力高,在蒸汽吞吐开采初期存在溢流,而延缓油井正常下泵转抽作业时间,降低油井生产时率,错过最佳回采时机,影响油井生产效果的问题,开展了水平井注采同体技术的研究。该技术可以在油井注入蒸汽前将注蒸汽管柱、采油管柱和抽油泵同时下入井内,经过注蒸汽、焖井和放喷后,无需进行转抽作业的工序,而直接挂抽生产。通过现场应用,取得了较好的回采效果,提高了油井生产时率和油汽比,有效地解决了水平井生产中因溢流而影响生产的难题。

水平井注水技术综述

通过调研综述了国内外水平井注水技术的应用和研究现状。水平井注水技术是一项崭新而有潜力的技术,与直井注水相比,水平井注水可形成线性驱动,推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果。在分析总结水平井注水的注采优势和适用储层条件的基础上,指出了储层物性均质、低渗透、薄储层、稀井网且油水流度比低的稀油油藏更适合水平井注水开发;最后对水平井注水存在的问题和今后的发展趋势进行了探讨。

春风油田浅层超稠油注采一体化技术应用研究

针对春风油田沙湾组储层埋藏浅、出砂严重、原油黏度高的特点,集成应用了绕丝充填、水平井、氮气、降黏剂、蒸汽、注采一体化技术,注采一体化技术就是稠油热采井蒸汽吞吐转周时不动管柱,上提光杆注汽,下放光杆采油。配套研发了双级热采光杆、大斜度抽油泵、抽油泵纠偏装置、热采井口保护装置。以往稠油转周注汽时需要上作业重新防砂、检换泵。春风油田防砂质量较高,转周时一般不需要重复防砂。另一方面,通过以井筒隔热、均匀注汽管柱、大斜度注采一体化泵为特色的注采一体化技术,提高了热效率,有效避免了转周作业时的冷伤害,充分利用热能,最大程度避免热损失,同时减少作业800井次,降低作业成本。

超稠油水平井注采同体技术与应用分析

超稠油水平井注采同体技术的应用具有重要的作用,为了满足实际的开采要求,应对溢流造成的问题进行分析,明确产生的原因,通过对技术进行改善来解决该问题,保证回采的正常进行。在应用水平井注采同体技术的时候,应考虑到开采的需求,对工艺进行合理的设计,使技术得到优化,能够在实际应用中发挥出良好的作用。

双水平井蒸汽辅助重力泄油汽腔上升阶段的注采调控

风城油田是"十二五"期间新疆稠油上产的重点地区,该油田自双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)投产以来,在生产中遇到汽窜严重、含水率高、产油量低、油汽比低、水平段连通长度小、生产波动大等问题。以研究生产动态规律为基础,分析总结SAGD汽腔上升阶段生产规律,并结合现场实际情况,通过优化注汽点、建立合理汽液界面、优化注采参数等调控手段,有效避免了汽窜的产生,较大幅度提高了注采井间水平段连通长度,进而持续开展增汽提液,加快了汽腔上升速度,使试验区生产效果大幅提高,日产油量达320 t,单井日产油由17 t上升至28 t,平均油汽比由0.19上升至0.31,达到了方案设计指标,为SAGD汽腔上升阶段有效的注采调控,为SAGD工业化推广,储备了技术力量。

水平井注水技术新发展

针对油田注水开发技术，作者提出两种水平井注采模式：“水平段（TOE-TO-HEEL）注水开发新技术“（TTHW）、水平井注-水平井采（两种驱油结构），并通过室内研究和现场试验证明了这两种注采模式的优势。

胜利首次成功实施大斜度稠油注采一体化技术

近日，胜利油田采油院在草20平90井上实施了大斜度稠油注采一体化技术，并获得成功。草20平90井是现河采油厂的一口稠油水平井，常规生产到后期开始转注蒸汽生产。如果是常规注汽转抽，需起下注汽、生产4趟管柱才能实现，施工工序繁琐，作业时间长，仅转抽就需4～5d，并且斜井泵虽然能下到大斜度井段，但是不能实现注采一体化；

水力喷射泵注采一体化工艺技术的研制

胜利油田某区块地处保护区,转周次数多,占井周期长,严重制约了区块的开发。技术人员借鉴有杆泵注采一体化工艺技术,通过注汽前悬挂内管于井口、注汽后内管再插入泵筒的方式,解决了注汽时两套管柱受热伸长量不同的补偿问题,成功研制出水力喷射泵注采一体化工艺技术,为大斜度稠油井开发探索出一条新思路。实践情况表明,工艺现场操作简单,油井生产效果良好,工艺技术为国内首创。

新型水平井举升工艺技术研究与应用

为了提高生产井的生产时率,利用理论与实际相结合的方式,对超稠油水平井举升工艺的研究不断改进完善,研制出了大泵径抽油泵、防砂泵3、同注同采等举升方面技术,最终形成了适合超稠油水平井的举升工艺技术。该项技术为持续推进水平井规模实施,提高经济效益提供了有力的技术支持。

双6储气库大尺寸注采井钻井技术

为解决现有双6储气库注采井网无法满足高月调峰需求的问题,优化部署首批3口大尺寸注采井。针对大尺寸井高强度注采交变载荷影响、大井眼钻井液携岩屑能力弱、固井顶替效率低等技术难题,优化设计盖层井身结构,技术套管封隔盖层顶部,生产套管封隔盖层中部,Ø177.8 mm油层尾管半程固井封固盖层底部,提高了井筒完整性;采用连续岩屑称重技术实时监测岩屑返出量,降低井下事故风险;优选固井工具和施工参数,同时改善套管居中度提高固井质量,取得了良好的实践效果。超声波成像测井结果显示,已完钻的双6-H431井Ø339.7 mm技术套管的固井质量合格率为93.1%;Ø244.5 mm生产套管的固井质量合格率达到99.9%,盖层连续优质井段长达221 m,远高于储气库钻井行业标准。研究成果可为辽河储气库及国内其他储气库后续的大尺寸井钻井工程提供实践经验。

大埋深高流变巷道锚注一体化维修技术研究

本文介绍了大埋深高流变巷道锚注一体化维修技术在矿井采区、采面巷道支护的应用,从支护机理、支护设计、锚注一体化施工以及支护效果等方面对大埋深高流变巷道锚注一体化维修技术进行了细致总结。

水平井挖掘正韵律厚油层潜力影响因素分析

用整装油藏资料建立了正韵律厚油层的概念模型,对水平井挖掘厚油层潜力的影响因素和技术参数界限进行了分析。研究结果表明,为提高油藏采收率,水平井注采井组中注水直井在上部注水效果较好;地层垂向渗透率应保持一个最佳值;无因次隔层面积最好大于6.9。采用水平井挖潜,无因次水平段长度应大于0.25;剩余油富集地层厚度应大于4.3m;厚油层整体含水率应低于95%;生产压差和产液速度应保持合理水平。

封堵一体化封孔技术在屯兰矿的应用

封孔是瓦斯抽采与利用的关键技术环节,针对屯兰矿瓦斯抽采存在漏气严重的问题,建立数学模型,模拟分析了瓦斯抽采漏气情况,模拟结果显示,瓦斯抽采钻孔的漏气量随着封孔材料的支护阻力增大而降低;同一支护阻力下,漏气量随时间推移而升高。提出“封堵一体化”封孔技术,在12507轨道巷的试验结果表明,使用“封堵一体化”封孔技术密封的钻孔预抽期内的平均浓度可达40.4%,相比于“两堵一注”法密封的钻孔实现抽采浓度的翻倍。

稠油油藏井筒保温工艺技术应用研究

现河稠油主要分布在乐安油田及王家岗油田,稠油油藏含有大量的胶质和沥青质,因此其粘度很高,流动性极差,使得开采变得非常困难。针对稠油油藏储层埋藏深、原油粘度大、温敏性强,应用常规举升管柱井筒热损失大,原油举升的困难。通过研究,创新设计了井筒保温工艺管柱,该管柱实现注汽、转抽一体化,可减少井筒热损失,提高油井的采出液温度,同时可防止入井液造成的冷伤害,通过在深层稠油油藏配套推广该技术,保证了原油顺利的从井筒举升到地面,取得了较好的效果,该技术是稠油油藏举升工艺的一大进步,为同类型油藏的开发工艺配套有一定的借鉴意义。

国外热力采油技术进展及新方法

我国稠油资源探明和控制储量已达16×108t,是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。我国热力采油年产量在1500×104t以上,但热力采油常用的蒸汽吞吐技术目前大部分进入高轮次、高含水阶段,亟需合适的吞吐后接替技术,且深层和超稠油油藏开发技术未取得突破性进展,使相当一部分超稠油资源未能有效动用。对国外稠油热采技术发展现状、研发趋势进行探讨。世界范围内,随着稠油在油气资源中所占比例的不断增大,热采技术的研发热度与应用规模也不断增强,热采技术与其他科学技术的结合更为紧密,技术集成化的趋势非常突出。同时,对国外针对不同油藏类型,研究、优化的多种热采新技术进行了论述,例如水平井交替蒸汽驱技术,顶部注汽、底部采油技术,强底水稠油油藏单井油水同采技术,单燃料热裂解技术等。

吉林油区未动用难采储量的特点及开发技术对策

吉林油区“八五”以来未动用难采储量增长速度较快，数量规模巨大，已成为油气勘探中不可忽视的问题。未动用难采储量的形成过程可分为波动增长、持续快速增长和平稳增长三个阶段；预测今后新增探明储量中未动用难采储量所占比例将在30％～60％之间波动。未动用难采储量主要分布在大中型整装的特低渗透油田中，具有“低丰度、低渗透、低产能、埋藏深、开发投资高、注水难和稳产难”的特点。研究和试验表明，对于未动用难采储量，目前技术水平还很难适应，开发经济效益很差。因此，当前未动用难采储量的开发技术对策是：采取逐步开发战略，采用综合配套技术，大力开展超前注水试验，探索注气开发的可行性，深入开展水平井技术研究与试验，采用增量投资效益评价方法进行项目经济评价，并进行管理模式的创新。