胜利油田稠油油藏开发技术进展

针对胜利油田不同类型稠油油藏的地质特点及开发矛盾,形成了一套较为完善的稠油油藏开发技术系列,并取得了显著的开发效果。从各项技术的理论基础和矿场应用2个方面,总结了不同类型稠油油藏开发技术进展。对于高轮次吞吐后的稠油油藏,基于非达西渗流理论,形成了井网加密技术;对于敏感性稠油油藏,形成了近热远防理论,降低了水敏对开发的不利影响;对于特超稠油油藏,通过HDCS技术的协同降黏、膨胀增能作用,解决了“注不进、采不出”的开发难题;对于低效水驱稠油油藏,通过转蒸汽驱,达到加密角井流线、水井流线逆向的目的,从而提高该类油藏的采收率;对于深层稠油油藏,以气热协同保热强热、热剂协同接替助驱、气剂协同均衡热前缘的协同增效作用机理认识为基础,形成了多元热复合驱油理论,实现了深层稠油的有效动用;对于薄层稠油油藏,通过热+水平井复合开发模式,提高了油藏的吸汽能力和动用范围;对于浅薄层超稠油油藏,通过HDNS技术增能降黏扩波及,实现了该类油藏的高效开发。胜利油田稠油油藏开发技术系列的应用,为胜利油田稠油效益开发、绿色开发提供了技术支撑。

沁水盆地煤层气低效井成因及治理措施效果

沁水盆地是我国煤层气开发生产主战场,但整体开发效果不佳,存在较多的低效井。本文以沁水盆地典型区块为例,开展低产低效井分析,确定了低产低效井原因。并结合近几年陆续开展的增产措施试验,进行效果评价,得出了储层改造类措施针对地质条件无问题,受到后期钻压、排采影响的低效井效果较好,其他类增产措施效果都不佳。后期对煤层气低效井治理应转变思路,开展井区加密调整,提高储量动用率,整体盘活低效井区。

大牛地气田井口增压排采工艺技术研究

大牛地气田自实施井口增压排采工艺以来,共应用单井井口增压10口井。实施过程中存在对增压气井生产规律认识不足,对增压后气井生产动态、指标变化缺乏深入研究,对增压排采效果缺乏系统评价,低效井原因、治理措施不明确等问题,需要进一步深入系统的研究。通过总结优化设备选型、制定合理配产制度,系统分析增压气井生产特征,对比10口井增压前后的生产时率、压力、产量、井筒梯度、弹性产率、动态储量等指标,综合评价增压排采效果。单井井口增压后气井生产可分为定产降压、定压降产、低压低产三个阶段。10口井增压后日增产2.5×10^(4)m^(3)/d,年累计增产348×10^(4)m^(3),生产时率提高25.9个百分点,生产情况明显好转。单井井口增压的10口井中,有7口井增压效果达到预期,针对3口未达预期的低效井,分析明确低效原因并有针对性地制定复产措施。

SJ油田低产低效油井间开生产模型优化研究

SJ油田属于典型的低渗、特低渗油藏,该油田低产低效井(液量≤3 m^(3)/d,泵效≤30%)占开井数32.1%。低产低效井在连续抽吸过程中,由于地层供液不足,会造成油井处于干抽状态,抽油泵故障率增加等问题。建立了考虑油相渗透率、原油黏度随地层压力变化、同时考虑地层启动压力梯度的油井流入量计算模型。在此基础上,结合井筒的流出动态,建立了低渗透油藏低液量井生产模型。利用Visual Studio语言编写了低产低效油井间开制度优化系统软件,实现了低产低效油井间开工作时间的计算。实例验证表明,油井按照“该模型所确定的间歇开采时间”进行生产,产量均能达到原先连续生产时产量的95%以上,由此节约的电能所产生的经济效益巨大。

胜利油区低效井对策研究

从油田开发的基本规律和目前开发经济效益状况出发 ,运用油藏工程和经济学基本原理 ,建立了新井经济极限初产油量、老井经济极限含水率和经济极限产油量的计算模型。在此基础上 ,分析胜利油区低效井的现状 ,研究不同类型油藏低效井存在的原因及其潜力 ;提出了不同类型低效井的预防和治理措施及对策。

油田低产低效井综合治理技术研究

油房庄油区经历30年的勘探开发,受资源条件限制,开发难度越来越大。随着开发时间的延续,低效生产井越来越多,从开井生产的470口井统计,低效井比例达到28.9%。研究从低效井的分类入手,重点剖析造成油井低效的原因,探讨提高低效井开发效果的技术对策,对进一步提高低效井开发效果,具有一定的指导作用。

西江油田低效井储层伤害机理及酸化可行性研究

为研究西江油田低效井钻完井过程中储层污染因素,以典型区块为研究对象,开展了储层岩心物性、敏感性及储层伤害实验。结果表明,储层水敏、酸敏、速敏较弱;注入流体与储层流体配伍性良好;泥浆滤饼、高粘流体吸附与絮凝是造成近井地带伤害的主要因素。室内实验表明,对近井带储层伤害,可采用氢氟酸酸液体系进行酸化解堵;对于储层深部可采用复合酸体系,解堵率84%左右。

海上油气田低效井侧钻技术

考虑到渤海油田开发生产不断推进,低产、停产以及报废井越来越多,迫切需要通过钻调整井或治理低效井来挖潜老油田剩余油,提高油田采收率。分析渤海油田不同类型的剩余油分布,研究对应的侧钻方式,根据陆地油田老井侧钻技术调研情况,结合渤海油田自身特点,提出用修井机进行低效井侧钻中短半径井眼的技术思路,配套钻完井工程方案及作业成本初步估算,认为技术方案可行。

大孔道识别技术及其在低效或无效循环治理中的应用

从试井资料入手,结合动静态资料、注产剖面资料及脉冲试井手段识别和验证大孔道井、层的方法,并用此方法对X4-5面积聚驱区块进行大孔道井、层进普查,通过调剖手段对低效、无效循环井进行治理,取得了较好的开发效果。

非均质低渗凝析气藏压裂后低效原因分析及改进措施研究

针对多数非均质低渗凝析气藏压裂后增产不明显甚至压裂后无效的问题,以某典型非均质低渗凝析气藏为例,对该凝析气藏的压裂设计、施工过程以及压裂后返排情况进行研究及总结,提出非均质凝析气藏压裂前应加强凝析气藏相变特征及储层非均质特征研究、科学选井选层、优化压裂规模、建立反凝析产能伤害评价模型并进行返排速度优选、合理控制生产压差等系列改进措施,以期为提高非均质低渗凝析气藏压裂增产效果提供借鉴。

严重漏失井井筒清砂工艺的研究与应用

由于地层漏失严重,作业冲砂施工过程中工作液无法将井筒内的砂柱携出地面。针对清砂作业成功利率低的行业性工程技术难题,通过开展油管输送式捞砂、钢丝绳输送式捞砂工艺研究,研发了工艺配套工具及专用捞砂作业机,逐步形成了完善的机械捞砂工艺系列技术,达到完全清出井内砂柱以及提高修井施工效益的目的。文中主要阐述了机械捞砂工艺的结构装置、工作原理、技术特点及现场应用。通过现场试验,该工艺技术实现了油井清砂的目的,避免了油层污染并延长了油井免修期。

沁南某区煤层气低效井增产技术研究

本文采用层次分析法确定单井低产主控因素,并明确了关键地质参数的临界值,为增产有利区的优选提供依据。同时,认识到现有压裂工艺对构造煤、高应力等特殊储层条件适应性较差,以及压后未及时返排、生产时率低和排采管控差严重影响了煤层气井产量的提升。在此基础上,优选出适合增产改造的煤层气开发甜点区,有针对性的进行了井组耦合、二次压裂和水力震荡解堵等增产技术试验,措施有效率达到80%,平均单井增产60%以上,取得了较好的试验效果。

聚驱不同阶段低效井的确定及治理方法探讨

以杏北开发区投产较早的杏四～六面积南、北两个聚驱区块为基础,在确定聚驱不同开发阶段,即初期、中期、后期三个阶段低效井的基础上,根据聚区井的受效时间和受效特点,将低效井分为见效慢型、见效时间短型、见效差型及未见效型四种,并对其形成原因进行分析,提出治理对策:注聚初期阶段,主要通过钻补充井、水驱井利用、转注、对水驱井的聚驱目的层补孔等完善注采关系,并通过调整部分注入井的注入量、调剖、分层注聚等措施缓解平面及层内、层间矛盾;注聚中期阶段,主要通过提高注入井的注入浓度、扩大聚合物溶液的波及体积、实施压裂等改善油层条件;注聚后期阶段,主要通过改变液流方向、井组注采调整相结合、周期注聚等方式治理低效井。同时,举例说明在聚驱不同开发阶段治理低效井的成功做法,这些方法适合聚驱不同开发阶段的开发特点,具有较强的针对性,对提高聚驱开发效果具有指导作用。

南中块西部聚驱后注入方式优化研究

南中块西部于2004年7月份开始注聚,到2009年底该区块聚合物驱开发结束时,聚驱阶段提高采收率11.6%,采出程度只有50.34%,地下仍有近一半的储量没有开采出来。从喇嘛甸油田一类油层直接转入后续水驱区块效果看,无效循环严重,采收率提高幅度只有3.61%。为最大限度地改善区块开发效果,在砂体精细解剖基础上,结合注聚后期剩余油分布特点,开展聚驱后注入方式研究。

稠油热采低效水平井治理对策

在对热采低效井数据统计的基础上,对油井低效原因进行系统分析,配套系列技术,做到套管损坏井治理与防治相结合。通过研究,形成了地面—井筒—油藏一体化的多元复合化学泡沫调剖技术和HDCS、压裂防砂地层改造强化采油配套工艺,针对性解决了高含水井、低产井热采开发效果差的问题。现场应用表明,该系列技术的应用有效提高了水平井的开发效果,取得了良好的经济效益。

提高低效热采吞吐井开发效果的技术发展动向

目前我国稠油开发以蒸汽吞吐为主,但随着蒸汽吞吐轮次的增加,周期产油量、油气比下降,含水率高,开采效果变差,且蒸汽吞吐采收率较低,一般在20%左右。针对这一问题,采取各种措施提高蒸汽吞吐后期的开采效果,主要包括多井整体吞吐、一注多采、复合蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层等热采技术和化学吞吐、CO2吞吐等冷采技术以及各种改善蒸汽吞吐效果的工艺措施。综述各种改善蒸汽吞吐效果的工艺技术及其增产机理,分析各种稠油开采技术存在的问题和不足,指出稠油复合开采及水平井应用是稠油开采的发展方向。

沁水盆地柿庄南区块煤层气低效井二次改造研究

基于沁水盆地柿庄南区块低效井较多,制约该区块煤层气的产量,为了提高单井产量,需要对低效井进行二次改造,以TS-001井为例,通过建立储层压力、储层动态渗透率、裂缝动态渗透率、裂缝缝长的预测模型,研究了低效井的二次改造可行性,并利用数值模拟方法预测其改造后的效果。研究结果表明:低效井生产过程中储层渗透率先下降后上升,后期恢复至开采初期水平;初始压裂效果好,但后期受到有效应力效应使裂缝部分失效,裂缝渗透率降低,导致产气量下降;低效井经过二次压裂后日产气量逐渐上升,但由于长期低产导致储层水分布均匀,短期内并未达到高产,因此需要一定时间重新排水降压,才能提高稳定产气量。

基于LPWAN 偏远低效气井数据传输方案设计

在国际低油价的背景下,经济高效地实现油气生产数字化转型和智能化发展,提高生产效率是油气企业持续发展的重要战略。天然气井生产数据的采集传输是实现生产预警、动态分析及降低人员劳动强度的有效手段,传统天然气井数据采集传输方案存在成本高、建设周期长及设备功耗高等问题,不适宜在偏远低效天然气井部署。通过对低功耗广域网(LPWAN)技术进行研究,总结技术优势,并结合偏远低效天然气井生产特点、环境配套及信息化需求,形成了具有针对性、经济可靠的、基于LoRa和NB IoT异构组网的数据传输方案。方案采用传感器采集气井生产数据并通过LoRa技术传输至采集传输模块,经过解析后通过NB IoT技术传输至云服务器,调控中心通过访问云服务器方式实现远程监控。根据本文方案对气井进行测试分析,结果表明,该方案设计高效率、低成本、低功耗地实现偏远低效天然气井数据采集传输,对传统信息化建设方案提供了有效补充。

低渗透油田低效井技术经济评价标准的建立

由于低渗透油田地质条件和开发效果等因素的影响,在开发过程中会产生一部分低产低效井,目前矿场没有统一的界定低产低效井的标准,常常以主观判断为主。根据经济评价的盈亏平衡原理,深入分析单井成本、税金的构成,建立了抽油和提捞两种不同开采方式低效井的技术经济界限模型,从而更准确地判断各油田低效井的界限标准,提出的低效井技术经济评价标准不但可以用于低渗透油田,也可推广到其他类型的油田,具有较高的借鉴价值和良好的应用前景。

郑庄区块高阶煤层气低效产能区耦合盘活技术

高阶煤层气井低产低效区的普遍存在,已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一。沁水盆地郑庄区块有2/3的矿井属于低效井,区块整体经济效益差,以郑庄区块为例,剖析造成高阶煤煤层气低效开发问题的影响因素,提出了低效区盘活技术策略和模型。建立了井网部署方式、储层改造适应性技术、高效排采管控方式3个方面的优化技术,形成了适用于高阶煤储层煤层气井增产的技术系列:一是基于开发动态分析和数值模拟的开发井型井网优化技术和水平井耦合降压盘活直井技术;二是基于煤储层特征及煤层气开发机理分析的高阶煤储层疏导式储层改造技术;三是基于煤储层气-水赋存机理和微裂隙气-水流动机理的高效排采管控技术。在此基础上,提出了郑庄区块低效产能带耦合盘活的工艺技术思路:以资源有效动用为核心,通过调整井网井型,采取疏导式储层改造技术和高效排采管控模式,实现低效区带整体协同降压,新井高效开发,老井稳定增产,达到区块整体盘活的效果。建立了低效区整体盘活工艺技术模型,并在郑庄区块进行了现场试验。为期3 a的现场试验取得了显著的开发效果:44口直井平均单井日产气量2 400 m 3 ,是周围老井峰值产气量的3.6倍;22口水平井盘活试验井产量是调整前水平井的4.2倍,耦合降压使得周围低产直井平均单井日产气量提高了435 m 3 ,试验区采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%,提高了区域煤层气储量动用程度和采气速度,使区块开发经济效益转亏为盈。该项技术的研发成功,为国内类似地质条件煤层气低效区盘活提供了示范和借鉴。