转向压裂工艺在长庆油田的适应性分析

长庆油田超低渗透油藏所占比例较高,常规压裂增产幅度有限,为探索提高单井产量的新途径,进行了裂缝转向研究及试验。通过综合分析及现场试验,分析了水力压裂裂缝转向的应力变化条件和诱导储层地应力发生变化的因素,认为诱导储层地应力发生变化的主要因素为采油井生产、注水井注水及水力造缝等。结合长庆油田老井重复压裂、新井储层压裂改造的实际需要,分析了转向压裂工艺对长庆油田老井、新井储层改造的适应性。结果表明:老井由于多年的注水井注水、采油井采油使得地应力发生了较大的变化,在一定条件下能够满足裂缝转向对储层地应力变化的要求;对于新井,储层地应力变化较小,裂缝转向难度大。

长庆油田低渗透油藏聚合物微球深部调驱工艺参数优化

为了提高聚合物微球深部调驱技术在长庆油田低渗透非均质性油藏的应用效果,在先导试验的基础上,在室内开展了不同粒径聚合物微球微观测试和模拟岩心流动试验,优选了低、中、高含水阶段的微球粒径,模拟优化了不同含水阶段聚合物微球深部调驱注入工艺参数及段塞组合。该技术在安塞、西峰、靖安、姬塬等油田43口井进行了现场应用,油井产量自然递减率平均降低3.0百分点以上,含水上升率平均降低2.2百分点,累计增油16 000t以上,累计降水21 400m^3。室内试验和现场应用结果表明,聚合物微球深部调驱技术对长庆油田低渗透油藏具有较好的适应性,解决了长庆油田低渗透油藏开发中存在的油井多向性见水、含水上升快和单井产能低等问题。

低渗透底水油藏剩余油分布规律及挖潜措施研究——以长庆油田Y19井区为例

长庆油田Y19井区是典型的低渗透底水油藏,目前该区块含水急剧上升,产量递减快,亟需增油提效。为此开展了该油藏剩余油分布规律和富集区挖潜措施研究。研究表明:Y19井区低渗透油藏剩余油富集原因是注采不平衡、井网不完善、储层非均质性和底水锥进,剩余油富集的主控因素是底水锥进和储层非均质性。对于由底水锥进导致剩余油富集的井,采取聚合物微球调驱及封堵底水的措施增产效果最好,可增加产量2.03倍。堵水的效果好于聚合物微球调驱的效果。对于由储层非均质性导致剩余油富集的井,在低含水阶段进行小规模压裂,可动用注采井之间低渗储层的原油;在中高含水阶段进行转向压裂,避免水线过快推进导致生产井过早见水;在高含水阶段采取侧钻,可动用注采井侧向的剩余油,最佳的裂缝转向角度为45~90°。

长庆油田带压作业分层注水工艺管柱

针对常规分层注水管柱带压作业下钻不能有效封堵油管,起钻前常规油管堵塞器因不能通过封隔器、配水器等小孔径工具封堵油管导致的投送不到位等问题,设计了带压作业分层注水工艺管柱,并研发出配套工具。该管柱既解决了带压下钻油管封堵问题,又能为再次带压作业封堵油管提供便利条件,解决了过封隔器、配水器等小孔径工具(准46 mm)封堵常规油管(准62 mm)的问题,实现了全程带压作业。现场应用表明,带压作业分层注水工艺管柱提高了施工效率,节约了施工费用,具有良好的推广前景。

长庆油田渗氮套管的耐腐蚀性能研究

针对长庆油田油井套管腐蚀问题 ,采用并评价了真空渗氮工艺。该工艺处理套管表面形成氮化层 ,在不降低原有机械性能的前提下提高了表面耐磨、抗蚀能力。经室内、现场试验发现 ,渗氮管在长庆油井腐蚀情况下的耐腐蚀性能优良。此外 ,还就渗氮层在不同弯曲、拉应力条件下的微观表面变化对使用性能的影响进行了研究 ,确定了渗氮套管下井条件。并于 2 0 0 3年首次在 2口井得以应用。

长庆油田宽带压裂储层产能模型及渗流规律研究

长庆油田超低渗透油藏具有储层致密、物性差和非均质性强等特征,采用宽带压裂技术提高了开发效果,实现了增油降水的目的,但目前仍缺乏理论产能模型,存在对水驱机理认识不清的问题。为了准确评价长庆油田宽带压裂改造的增产作用,进一步揭示油水渗流规律,基于油水两相流体的流动形态,将注水井的渗流物理场划分为主裂缝内线性流、宽带区椭圆流和基质区圆形径向流等3个区域;根据等值渗流阻力法,建立了菱形反九点井网宽带压裂非达西渗流的产能模型;以实际井组为例,采用数值计算方法,计算分析了宽带区的带宽及等效渗透率对井网产能的影响,探究了日产液量的变化规律。研究结果表明,宽带压裂技术可显著提高井网的日产油量、采出程度和日产液量,可扩大侧向波及体积,改善水驱的均匀性,提高井网的产能。该研究成果为油田现场优化宽带压裂技术应用提供了理论支持。

长庆油田多层分采工艺技术探讨

目前国内外油田多层系叠合油藏开发主要采用射开多层完井生产,由于层间压力、流体配伍性差异因素影响,笼统合采油井层间存在一定程度层间干扰矛盾,部分产层产能受到抑制,影响了多层系开发效果,为此国内外油田先后提出不同分层采油工艺技术,旨在有效克服层间干扰,但目前分采工艺主要是基于两层分采,无法满足叠合油藏多层分采技术要求,为此,创新提出"桥式分采器(或遥控分采控制器)+液压式封隔器"多层分采工艺技术,进一步完善了分层采油工艺技术系列,为叠合油藏高效多层开发提供了技术储备。

长庆油田CO_(2)驱注采工艺现状及技术攻关方向

CO_(2)驱因具有原油体积膨胀、降黏、降低界面张力以及萃取置换等作用及良好的油藏适用性,目前已成为国内外油田三次采油主要技术之一。从2017年长庆油田在姬塬黄3区块开展了CO_(2)驱先导试验,针对注采过程中混相、流度控制、井筒防腐等关键技术问题,开展了注采井管柱完整性、防腐防垢、气窜治理、高气液比举升等技术研究与关键材料设备研发应用,初步形成了适合长庆低渗透油藏CO_(2)驱注采工艺配套技术。文章全面总结了长庆CO_(2)驱注采工艺技术研究现状,分析了CO_(2)驱工业化应用面临的技术挑战,提出CO_(2)驱注采工艺技术下一步研究攻关方向。

长庆油田三层分采工艺技术探索与实践

为有效解决长庆油田多层系开发过程中笼统合采油井层间干扰矛盾,在油井两层分采技术原理基础上,提出了"产层单向过流(进入油管)、油管内层间产液桥式多级过流、封隔器层间封隔、普通抽油泵举升"三层分采技术思路,研发了桥式分采器关键装置,设计了"桥式分采器+Y211封隔器+Y111封隔器+普通管式抽油泵"三层分采工艺技术管柱结构。该三层分采技术在长庆油田成功开展了两口井三层分采试验,效果明显,为长庆油田多层分采提供了新的技术手段。

长庆油田采出水压裂液的研究与应用

长庆油田面临大量地层采出水处理压力和水力压裂施工用水紧张形成的巨大反差和矛盾。以利用长庆油田采出水配制压裂液为目标,在分析油田不同区块、不同层位采出水水质的基础上,通过分子设计合成了耐盐疏水缔合聚合物;通过优选表面活性剂,配套形成了采出水压裂液体系,并根据SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》对该体系进行评价。实验结果表明,该体系携砂能力较高,耐盐50 g/L,耐悬浮物40 mg/L,耐油100 mg/L,具有良好的耐温抗剪切性能,能够满足油田采出水的配液要求。现场试验表明,利用采出水配制的疏水缔合聚合物压裂液性能稳定,措施效果明显,为油田降本增效、绿色开发提供了可靠的技术保障。

聚合物微球调驱技术在长庆油田的应用

针对长庆低渗透油田水驱开发中平面和纵向矛盾大,水驱效率低的问题,对合成聚合物微球进行了室内性能评价及现场试验。实验表明,初始平均粒径为305.7 nm的微球,在矿化度10×104mg/L的模拟污水中恒温(55℃)放置5 d后,微球的粒径增至4μm左右;放置20 d后,微球的形貌为类球形,经组织粉碎机高速剪切后,仍为类球形。用平均渗透率为425×10-3μm2填砂管进行封堵实验,封堵效率为93.6%,残余阻力系数为15.5。分两个阶段进行了6个试验井组的现场注入试验。试验后注水井出现了一定的压力上升,高含水井的液量、含水下降,低产井的产液量、产油量上升。

长庆油田同心验封测调一体化分层注水技术

为了提高长庆油田定向井小水量分层注水的测试效率、降低作业强度及测试成本,研究了同心验封测调一体化分层注水技术及关键工具。该技术采用机电一体化控制方法,利用电缆控制井下测试仪器进行验封及测试调节工作;借鉴离合器的工作原理,将电动直读验封仪与同心电动测调仪集成为验封测调一体化仪器,不仅使其具有验封仪、测调仪的功能,而且还进一步提高了仪器的集成化、自动化程度。该技术在长庆油田430余口井进行了应用,一趟作业完成全井验封、测调等全部工序,测调成功率达到98.0%,单层测调误差小于10.0%,单井验封测试时间由6~8 h缩短至4 h以内,单井年作业费用降低0.96万元。同心验封测调一体化分层注水技术为低渗透油藏低成本开发提供了一种新的技术手段。

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%~10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m^(3)/min,注入量为300~600 m^(3),可在裂缝深部40~80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。

长庆油田CO2驱储层溶蚀与地层水结垢规律

针对长庆油田CO2先导试验驱地层水矿化度高,Ca^2+、Mg^2+、Ba^2+、Sr^2+含量高,储层岩石易溶蚀的特点,开展了CO2-地层水与CO2-岩石-地层水相互作用的研究以及CO2驱对储层岩石的影响模拟实验。结果表明,在地层水注入CO2的过程中,pH值、压力和温度的改变对地层水中阳离子浓度的影响很小,不会导致无机垢的生成。在注气井近井地带,随着注入压力不断升高,溶解在地层水中的CO2增加,溶液pH值下降,储层岩石发生溶蚀。岩心片与CO2作用后,岩心片更加亲水,这有利于改善储层物性,提高原油采收率。在采出井近井地带,由于压力的降低,使原本溶解于地层水中的CO2大量逸出,地层水中的碳酸氢盐矿物分解成不溶性的碳酸盐沉淀,导致储层渗透率降低,孔隙度减小,对储层造成伤害,不利于长8储层低渗油藏采油。

长庆白豹油田固体防蜡技术研究

长庆白豹油田在油田的开发过程中存在着比较严重的结蜡问题，影响原油的正常生产。本文分析了白豹油田结蜡井的原油和蜡样：结蜡井原油中蜡含量高，在15％一20％，胶质和沥青质含量相对较小；蜡样碳数分布主要集中在C26～C39，以微晶蜡为主。应用原油动态结蜡率测试仪和流变仪两种方法测试了MH化学固体防蜡器的性能，它能降低高含蜡原油粘度〉80％，降低原油凝点达11℃，防蜡率可达到75％以上。MH化学固体防蜡器在白豹油田现场试验15口油井。现场试验表明，化学固体防蜡器应用后，抽油机载荷明显低于加药前，且能有效地减少常规的清防蜡作业。延长检泵周期。

长庆油田机械抽油系统机、杆、泵使用现状及存在问题和对策

长庆油田属于典型的低渗、低产油田,其开发基本采用定向井、丛式井组方式,油井全部采用机械采油方式生产,因此长庆油田在抽油机、抽油杆、抽油泵的使用方面存在一些特殊性。文章结合现场生产数据、根据经验及相关理论,从机、杆、泵的型号、技术参数、尺寸、性能等方面,阐述了长庆油田使用这些采油机具进行采油的现状、存在的问题和对策,对特种泵的需求也进行了论述。

氮气泡沫酸酸化技术在长庆低渗低产油田的研究与试验

长庆低产低渗油田油井酸化中存在较为普遍的酸液沿高渗带的突进和返排不彻底的问题。为此,开展了氯气泡沫酸化体系的研究与优化,在物性差、地层压力低、措施效果差的三叠系长6虎狼峁油田进行了6口油井的试验,取得了显著的效果。突出的表现是措施增后产量高、有效期长、控制含水作用明显。当年投入产出比1:2.8,6口井目前继续有效。

油气井可视化检测技术研究进展及应用展望

油气井可视化测井技术具有直观高效的特点,广泛应用于井眼检测、套管检查、打捞作业、射孔产出及生产监测等场景。介绍了油气井可视化检测技术和装备的发展历程,对比了EVCAM、DHVI、ZERLUX和西安正源井像等国内外公司的可视化测井仪产品的性能特点,举例说明了可视化测井技术在油气开发中的应用效果。最后对可视化测井技术的发展方向和应用前景进行了展望。

低渗透油田分注井井下无线通讯技术研究与试验

为了掌握低渗透油藏精细注水开发油藏动态,解决注水井井下动态数据需人工下入仪器进行井下监测,存在测试成本高、无法实时监测及长期录取难题,研发智能井下配水器及井下无线通讯仪,创新设计缠绕式天线及瞬时大功率通讯工艺,开展室内试验及模拟评价,实现了油管内狭窄空间、高矿化度水环境可靠通讯。开展现场试验5口井,实现了井下分层压力、温度和流量等生产动态信息的实时监测以及井下和地面数据和指令的无线双向通讯等功能,通讯成功率85%,平均单井无线传输数据量3.5万组,分层注水合格率达95%以上,探索形成了井下无线通讯新方法,为油藏注水开发动态调整提供技术支撑。

长庆油田生产测井组合找漏技术在长停套损井中的应用

套管破损或漏失等问题直接影响油气水井正常生产。针对长停高含水井找漏问题,通过油井临时改注,利用生产测井组合技术,结合单井生产开发状况研究,对长停套损井套管出水点位置进行精准判识。实际应用表明,单一的找漏技术难以确定套管漏失位置,工程测井能检测出套管损伤位置,但不能保证损伤位置是出水位置;在水质较差的情况下,流量测井流量计探头易受污影响导致效果较差;温度测井能判断漏失段而无法确定漏失点深度;噪声测井对井筒环境要求相对较高。因此,不同井况需采用相适应性的组合测井技术,以长庆油田长停套损出水井为例,通过生产测井组合找漏技术进行长停套损井综合治理,应用效果显著。