中高温清洁压裂液在卫11-53井应用研究

对适用井温80~120℃的中高温清洁压裂液体系进行了室内实验研究和现场施工技术研究,并成功地进行了现场施工。该体系在80~120℃温度区间具有较高的黏度,其流变性仅受温度的影响,对剪切历程不敏感。与水或油接触可自动破胶,不需要额外的破胶剂。该体系在卫11-53井应用获得成功,是国内第1口中高温清洁压裂液现场施工井。卫11-53井成功施工说明中高温清洁压裂液已达现场应用的水平。对实验井采用合压的施工方式,用120m3清洁压裂液加0.09~0.25mm陶粒3m3、0.45~0.90mm陶粒9.4m3,平均砂比21%。在排量为4.71m3/min时,施工摩阻仅3.6MPa/km。压裂施工顺利,压后效果较好,说明该体系摩阻低,携砂能力强,对地层伤害小。

应用毛细管压力曲线研究储层孔隙结构——以卫城油田Es_4储层为例

应用压汞毛细管压力曲线可定性研究储层孔隙结构类型 ,定量研究储层孔隙结构特征参数。以卫城油田 Es4 储层为例 ,研究结果表明 ,该储层岩石颗粒分选性差、孔隙喉道为细孔喉、储层渗透性差 ,为该储层的进一步合理开发提供了可靠的地质依据。

末端扇—滨浅湖滩坝组合沉积机制与演化分布:以东濮凹陷卫城油田沙河街组四段为例

复杂沉积环境下沉积相及其演化的准确描述可以有效地指导油气田的勘探和开发过程。结合东濮凹陷卫城油田的区域沉积背景,利用岩心描述、录测井和分析测试等资料对东濮凹陷卫城油田卫81区块沙河街组四段的沉积特征与沉积相模式进行了全面分析。结果显示:该区块地层发育末端扇—滨浅湖滩坝相过渡型沉积,沙四下段河流末端能量损失、流量波动,发育末端扇沉积,分流河道顺物源方向向河道漫溢和泥滩演化,形成扇状堆积体;随湖平面频繁大面积扩张收缩等沉积环境变化,沙四上段演化为滨浅湖滩坝沉积,滩坝砂体整体呈复合砂体连片平行于主控断层走向分布。

卫城油田卫11块影响剩余油分布的主要因素

针对卫城油田卫11块地质特点,从影响剩余油分布的因素分析入手,研究原始地质因素,包括构造、储层沉积的非均质性、流体性质等对剩余油分布的影响;研究人为因素,包括对构造的认识程度、开发过程中开发井网系统部署的合理性、注采平衡情况、压力平衡情况、后期调整井部署情况、采用的采油工艺技术适应性等对剩余油分布的影响。揭示了不同类型剩余油形成的原因,指出了剩余油空间展布规律,为调整挖潜剩余油提供了依据。

W22区块油井管杆腐蚀偏磨治理技术

针对中原油田Ｗ２２ 区块油井管杆腐蚀偏磨，停产待检修井增多等问题，经过检修井起出的管杆检查和油井产出水水质监测分析，认识到油井管杆被腐蚀偏磨，一是产出水有盐酸溶液的强腐蚀性；二是井身倾斜，形成偏磨；三是缝隙腐蚀和冲蚀综合作用等。提出：①在油井注入缓蚀剂；②在抽油杆表面涂防腐涂料和使用高强度抽油杆；③安装稳定器和使用旋转井口装置；④变换抽油杆节箍位置。通过应用以上综合技术，使Ｗ２２ 区块油井检泵周期延长２２０ 天，投入与产出比１∶４－８８，创经济效益１４６－９ 万元。

卫城油田卫22块剩余油分布研究

本文对卫城油田卫22块的微构造、砂体分布、渗透率等问题进行了精细研究。在此基础上分析小层水淹状况和剩余油分布，摸清油井水淹的基本规律，并将研究结果应用于油藏挖潜，部署高效调整井，有针对性地实施油井补孔、压裂、回采、提液等措施，取得了很好的增产效果，注采井网得到进一步完善，控制了自然递减，地层能量基本保持稳定，采收率进一步提高，经济效益显著。

卫2块气顶底水油藏描述

针对卫城油田卫 2块油藏的特点 ,以建立三维精细地质模型为基础 ,应用 Landmark公司的 VIP4 .0油藏数值模拟软件包 ,对油藏中油气水三相的非混相流动状态进行了数值模拟。模拟结果表明 ,剩余油主要分布在 :1注采系统局部不完善区 ;2未注水的弹性开采区 ;3未受油水井控制的储量损失区。

碱酸复合解堵技术的研究与应用

针对卫城油田浅层区块低温、低压、低含水率、高黏度井采用常规土酸酸化效果不佳的情况,提出了碱酸复合解堵技术。该技术借鉴综合了三元复合驱和CO2驱的优点,采用前置驱油体系和后置酸液体系,前置驱油体系主要组分为瓜胶、交联剂、烷基苯磺酸钠、Na2CO3和NaHCO3,利用三元复合驱驱油原理,剥离驱替黏附于岩石孔隙表面的原油,避免生成酸渣;后置酸液体系为常规土酸酸液,主要作用是除污扩孔,以及与前置驱油体系反应放出热量、CO2气体降黏、促排。室内实验和现场应用结果表明,碱酸复合解堵技术前置驱油体系能为后置酸液体系解除地层污染创造良好条件,酸碱反应生成大量的CO2气体及放出的热量与酸液有效结合能很好解决低温、低能和低含水井的有机污染和无机污染问题。

卫城低渗、复杂断块油田稳产技术

针对卫城油田低渗复杂断块油田存在的层间吸水不均,层间矛盾突出,井况事故严重,注采完善程度低,油井严重供液不足,稳产基础差等问题,通过加强地质基础研究、深化储层、构造认识等一系列的做法,落实了剩余油的地区分布量,介绍了挖潜改造措施,使开发效果得到显著改善,水驱控制程度变好,区块连续三年实现产量上升,采油速度上升,投入产出比为1∶1.67。从技术和经济两方面提出了注水开发老油田的分析指标,为老油田的稳产积累了认识资料。

三维地震技术在卫城油田开发中的应用前景

本文对三维地震技术在卫城油田应用四年来的效果进行了详细分析，在此基础上指出三维地震技术在卫城油田的应用前景，对指导卫城油田开发具有重要意义。

卫城油田特低渗油藏吸水渗透率下限图版的制作

目的：研究该油藏笼统注水井中吸水小层的渗透率下限。方法：以典型注水井的吸水剖面为标准，结合单井射开小层的渗透率值，在直角坐标上制作出小层吸水状况与其渗透率的关系图版。结果：得到注水井吸水小层的最大渗透率与其渗透率下限的直线方程。结论：笼统注水井中渗透率对小层吸水的影响很大，当小层渗透率低于该井最大射开渗透率的1／3时，说明该小层基本不吸水。

卫81块特低渗油藏提高采收率技术及应用

介绍了卫城油田卫81块特低渗油藏提高采收率的主要做法及效果,并进行了总体开发效果评价,实施处理后,使水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加,使老井产量递减得到有效控制。指出实施油藏整体压裂改造,及时进行压裂引效量是开发低渗透油藏的首要措施。

低孔低渗储层产能评价方法——以东濮凹陷卫城油田为例

卫城油田是一个被断层复杂化的长轴背斜构造控制的低孔低渗油藏。挑选了该区不同孔隙结构的岩心,通过孔渗试验、不同方式的岩电试验和相渗试验等试验研究发现,利用"岩心刻度测井"技术确定孔隙度模型以三孔隙度交会法为佳。计算饱和度的阿尔奇模型参数选用了高温高压测量或半渗透隔板测量的岩电试验结果。以渗流力学理论和低渗透砂岩储层测井解释理论为基础,根据油井实际生产的工作制度理论计算油层产能指数,采用计算得出的的油层产能指数与相对渗透率试验求取的油层有效渗透率建立储层产能模型。实际处理结果符合构造油藏的一般规律,解释符合率达87%以上。

卫城油田卫22块储层非均质性评价

通过对卫城油田卫22块铸体薄片、扫描电镜以及孔隙度渗透率资料的分析,对研究区储层微观非均质性,储层层内、层间、平面非均质性做了详细的研究。认为研究区储层砂岩以细砂岩粉砂岩为主,孔喉结构为中孔细喉;储层非均质性主要受控于沉积作用和成岩作用,层内渗透率大部分为反韵律序列,各小层内部渗透率的差异性很大,表现为严重非均质型;纵向上各小层砂岩密度相差很大,但各井垂向上渗透率差异不大,以非均质型居多;平面上储层非均质性主要受沉积相带平面分布的影响,水下分流河道和河口砂坝沉积非均质性较弱,前缘沙席表现为较强的平面非均质性。

低渗油藏高含水期水淹层测井解释方法

通过对岩石导电机理的研究,即岩电参数实验和水驱岩电实验,描述了水淹前后储层的岩性、物性及电性变化特征,提出电阻率相对值法识别水淹层方法。通过现场应用,解释符合率提高了5.5个百分点。

卫城油田地层结垢机理研究及防治技术

针对中原油田卫城油矿地层结垢特征以及对油田生产的危害,分析了地层防垢机理,并开展了地层清防垢复合技术研究。其中清垢剂技术采用物相转化两步法对难溶的Ca SO_4·2H2O盐垢采取实现先转化后溶解的方法,使其溶解率达到了90%以上,溶解度达到了18 g/100 m L以上;防垢剂通过吸附、分散、晶格畸变等作用,对Ca SO_4·2H_2O、Ca CO_3盐垢的防垢率可达到95%以上,并在砂岩储层多孔介质中具有吸附率高,延缓释放性能好,有效期长等特点。现场应用地层清防垢复合技术3井次,取得了累计增油657 t的良好效果。

卫城油田卫81块沙四段3-5砂组末端扇沉积特征研究

末端扇是在干旱—半干旱环境下,河流末端因为蒸发流量减少,碎屑物质大量沉积形成的砂质扇状堆积体。本文以钻井岩心、测井资料、录井资料等为基础,结合区域地质背景,对卫城油田卫81块沙四段3-5砂组的沉积微相类型及其时空展布特征做了系统的研究,结果表明研究区沙四段3-5砂组发育末端扇沉积体系,主要包括中部亚相与远端亚相,中部亚相是研究区内的主要沉积单元,可进一步划分出分流河道、近河道漫溢、远河道漫溢和泥滩等微相。