稠油热采井13寸3套管受热分析及井口抬升控制措施

稠油热采井作为石油工业中的关键技术,在重质油资源开发中扮演着不可替代的角色。然而,在注热过程中,井口抬升问题一直未得到有效控制。基于此,通过有限元模拟方法,系统性地研究了不同工况下套管的温度分布和变化趋势,以深入理解注热过程中13寸3套管的温度变化情况。模拟结果表明,注热过程中,9寸5套管可快速达到热源温度,而13寸3套管与水泥环(外)的温度则较慢趋于平衡。水泥环具有一定的隔热效果,因此13寸3套管的温度约低30℃。垂直方向上,13寸3套管的温度差异较小,而水平方向上,受热影响范围约为1.2m。隔热油管的隔热效果越好,13寸3套管的温度下降越明显。隔热油管散热超过200℃,13寸3套管胶结完全失效。该研究结论对稠油热采过程中的井口抬升控制有指导性意义。

稠油油藏注蒸汽后储层渗透率变化规律研究

蒸汽吞吐稠油开采技术在多个油田已经进行了应用。在多轮次蒸汽吞吐过程,近井筒储层物性对开采产量有着较大的影响,因此,研究近井筒储层物性的变化规律尤为重要。基于某油田稠油开采实际工况进行了多轮次蒸汽吞吐对储层渗透率的实验研究。结果表明,在多轮次蒸汽吞吐的开发过程中,储层的渗透率发生不同程度的降低,储层渗透率降低幅度可达56.5%;该实验研究结果将为稠油油田的后期开发效果分析提供依据。

海上油田出砂半径计算方法研究

出砂问题在海上油田开采中普遍存在,不仅影响生产效率,还可能导致设备损坏和环境风险。因此,准确预测出砂半径对于优化油田管理和降低运营风险至关重要。在本研究中,我们基于井壁稳定理论建立了一个理论计算方法去准确预测出砂半径,该模型考虑了油田的地质结构、生产操作条件。基于现场井的基础参数,通过理论计算我们评估了不同条件下出砂半径的变化。结果表明,该理论模型能够有效地预测出砂半径,其预测结果具有较强的合理性,与以往研究也具有良好的一致性。此外,模型还揭示了某些关键参数对出砂半径预测的影响。本研究不仅为海上油田出砂半径的预测提供了一个新的理论工具,还为油田的安全运营和高效管理提供了科学依据。未来的工作将集中在进一步验证模型的准确性,并探索其在不同类型的油田中的适用性。

海上油田出砂量预测方法研究

疏松砂岩储层分布广泛,并且目前其储量和产量仍然占据主导地位。在这些砂岩储层中,海上油田出砂是一个特别突出的问题。基于此,建立了一种理论计算方法,用于预测不同生产条件下的出砂量。该方法考虑了油田的地质特性、井筒条件和生产参数,能够预测不同压力、流速条件下的出砂趋势。利用出砂井的历史数据对该方法进行了验证,该方法在预测海上油田出砂量时显示出了高度的准确性和可靠性。此次研究的成果不仅提高了对海上油田出砂问题的理解,也为出砂风险评估提供了一种有效的工具,提升海上油田的整体生产效率。

东濮凹陷北部流体作用与油气运聚

东濮凹陷北部断裂破碎,盐岩发育,油气运聚过程及油、气、水分布关系复杂。文中通过分析东濮凹陷北部古近系现今流体在平面和剖面上的分布特征,结合研究区地质背景及分析测试资料,研究了东濮凹陷北部古近系流体作用与油气富集、分布、成藏之间的关系。东濮凹陷北部地层水矿化度高值区主要分布在中央隆起带的文留地区,沙河街组各层段高矿化度地层水分布范围基本吻合,表明该地区断裂发育,地层垂向连通性具有一定的继承性。地层水矿化度高值区与油气富集区在平面分布上具有高度的一致性。总体上,东濮凹陷北部地层水以原生沉积水为主,是强烈水岩作用的结果,受大气降水影响作用相对较弱,地层封闭条件较好。东濮凹陷北部沙三段除西部斜坡带及卫城-文明寨地区为弱低压—常压外,其余地区普遍发育高压。超高压主要分布在文留东部及中部,超高压分布区也是油气最为富集的区域。文留地区油气以垂向运移为主、侧向运移为辅,油气大量运移充注及盐岩良好的封盖性,对文留地区高压的保存起着极其重要的作用。

国产水下泥线悬挂器在东海油气田的应用

水下泥线悬挂器是海洋油气开发中的关键装备之一,长期以来其进口装备占据我国市场且价格高昂。为了进一步降低东海边际小构造油气田开发成本,实现勘探、开发一体化,东海油气田开展了水下泥线悬挂器等装置国产化研究,对国产水下泥线悬挂器结构设计、悬挂载荷校核、加工材料的选择、防腐方案设计等关键问题进行了阐述,同时对现场应用中的装置出泥高度确定、安装操作和出现的问题做了分析,最终成功实现国产水下泥线悬挂器装置的应用。

海上多层套管耦合抬升计算方法及相应的经济性思考

稠油热采过程中,常见井口抬升问题,其对现场的人员和设备安全是严重的威胁。目前陆地油田的多层套管耦合抬升计算方法应用较为成熟,而针对海上的稠油热采井的抬升分析则还有不明确的方面。本文基于现场的数据统计结果,优化了现有的井口抬升计算方法,明确了隔水管不应该纳入整体刚度计算结果中。并基于梳理后的计算公式,进行了不同因素的敏感性分析。结果表明,控制注热过程中的温差、增加预应力大小和优化采油树结构是可行应对手段,为海上稠油安全生产给出了指导性意见。

基于套管强度校核计算结果的经济适用性分析

石油钻完井和生产过程中,下入套管是必不可少的作业阶段。套管的作用很多,其主要用于支撑井壁,保障钻完井和生产过程的正常运行,因此套管必须有承担一定压力的能力。提高套管的抗内压和抗外挤能力有两种途径,一是增加材料强度,二是增加套管壁厚。基于理论计算,对于套管抗内压强度,两种途径的强化效果是一致的。而计算结果表明,对于套管的抗外挤能力,套管的初始壁厚越大、钢级越高,强化效果就越好。实际作业中,到底如何优选套管的钢级和壁厚,可以从作业难度、腐蚀情况和经济评价三方面进行分析,所得结果对现场套管优化选材有重要的指导意义。

大庆油田S区块水驱后聚合物驱注入方式优化研究

针对大庆油田水驱开发相继进入高含水阶段的现状,聚合物驱作为水驱后接替开发方式,大大减缓了大庆油田的产量递减。基于大庆油田水驱后聚合物驱的发展现状,模拟大庆油田S区块的油层条件,采用室内物理模拟实验方法,进行了水驱后聚合物驱注入方式的优化研究,主要研究了聚合物恒速恒浓、恒速梯次增浓、恒速梯次降浓和增速梯次降浓四种注入方式的驱油效果,通过对比采收率指标,最终确定了水驱后聚驱的最优注入方式为增速梯次降浓,为大庆油田S区块水驱后聚合物驱注入方式的优选提供了指导。

基于数据分析的钻井工程辅助决策方法研究与应用

钻井辅助决策是指以当前作业井为基础,以批准执行的施工设计中钻井液密度、三压力数据、井身结构设计、定向井轨迹设计等参数为边界条件,利用E-Drilling软件、Landmark软件、Drillwoks等软件相关计算模型,结合已钻老井数据,对该井下步作业中的摩阻、水力、地层压力等参数进行模拟预测,做到全工况的数据支持工作,当出现井下复杂情况、事故时,以数据分析为基础,提供方案选择依据和决策依据。此外通过拟合误差控制法、钻后数据对比评价等方法,保证模拟预测数据质量,经过国内外14口井的应用,效果良好。

PIPESIM软件在渭北油田电潜泵采油设计的应用

渭北油田具有低渗、低压、低温、低产、低油气比的特征,在油井生产过程中存在泵效低,压裂效果差、集输成本高等问题。为了更好的优化设计电潜泵采油,节约采油成本,文章使用PIPESIM软件对渭北油田的基本情况进行建模模拟。根据渭北油田目前的高压物性参数和油藏及流入参数,利用PIPESIM软件进行优化设计,得出了电泵特性曲线和仿真结果,并模拟了相关参数对产能的影响。经过建模以及模拟的结果可以得出,四种增产的方法对渭北油田有一定的效果以及对产能还有一定的预测功能。

渤南垦利油田油井出砂预测及防砂设计研究

运用声波时差法、B指數(模量和)法、S指数(模量积)法及临界出砂生产压差对比法对研究区沙河街组油藏进行出砂预测,结果表明:研究区存在出砂风险,但风险较小;出砂主要由于后期开采中生产压差大于储层岩心单轴抗压强度造成,因此选择生产井防砂,注水井不进行防砂;基于Johnson防砂设计图版投点确定采油井及前期排液注水井采用优质筛管防砂方法;对部分探井岩心进行了激光粒度分析,根据探井位置,考虑现场施工方便,建议防砂精度统一,优质筛管挡砂精度为120μm。借鉴渤海各油田优质筛管防砂经验,最終确定设计7″尾管射孔+优质筛管防砂井采用4-1/2″.钢级L80(3Cr)、LTC扣的盲管。

渤中地区深井钻井配套钻具技术

随着我国海上石油勘探开发的不断发展,渤海油田已逐渐向地层复杂储量丰富的深井领域进军,渤中油田群便是其中的代表区块。该区块深井以东营/沙河街组为主,地层压力体系复杂,井漏、卡钻、井壁垮塌、卡电测仪器等事故频发,钻井作业难度大,效率低。项目组从钻具组合及配套措施入手,改变思路,引进附加动力旋转导向系统、水力振荡器总成等提效钻具,优选PDC钻头,对测井方式及测井工具进行优选,配套使用岩屑床清除器、随钻堵漏短节等安全工具,以达到提高机械钻速、缩短钻井周期、保证井眼质量的目的。渤中某区块实践应用,合理优化钻具组合及配套措施,能有效减少井下事故,同时大幅度提高作业时效、降低作业成本,为后续该区块深井作业奠定坚实的基础。

表面活性剂对鄂尔多斯盆地致密砂岩储层渗吸采收率影响分析

为了研究致密砂岩储层表面活性剂的渗吸作用机理,首先研究了4种不同类型的表面活性剂润湿性反转能力与降低界面张力能力,并开展了表面活性剂渗吸实验;结合核磁共振测试与高压压汞实验表征了岩心微观孔隙特征,并在渗吸过程中进行核磁共振测试,研究了不同岩心孔隙类型的渗吸作用机理。研究表明:阴离子表面活性剂润湿性反转与降低界面张力的能力更强,且润湿性改变是提高渗吸采收率的关键。致密砂岩孔隙类型为纳米孔(r<0.1μm)、微孔(0.1μm<r<10μm)、宏孔(r>10μm),其中微孔为原油主要储存空间,孔隙体积占比达67.7%;宏孔的渗吸采收率最大,其次为微孔、纳米孔。阳离子活性剂CTAB、两性离子表面活性剂BS-12对渗吸具有抑制作用,非离子表面活性剂APG-12的渗吸效果同样较差;阴离子表面活性剂SDS、AES润湿性改变效果最好。对于致密岩石亲水润湿的质量分数为0.1%表面活性剂溶液,润湿时间(AES<SDS<APG-12)越短,致密岩石微纳米孔喉表面吸附的表面活性剂的数量越多,润湿性转变越强,表面活性剂渗吸采收率(APG-12<SDS<AES)越高。

普光地区千佛崖组半深湖相页岩含气性特征及影响因素

我国陆相页岩,尤其是湖相页岩,生烃潜力大、油气资源丰富。由于热演化程度限制,四川盆地湖相页岩多以油藏为主,目前针对四川盆地湖相页岩气藏含气性特征研究极少。针对普光地区千佛崖组一段高演化湖相页岩,利用现场解析法含气量测试、总有机碳质量分数测试、全岩X衍射及孔隙结构测试等手段,结合研究区典型钻井的含气性与保存条件参数,从微观与宏观角度,分析了研究区含气性特征及主控因素。研究认为:微观上,纹层越发育,页岩气富集滞留能力越好;宏观上,稳定的向斜是大规模成藏富集区,向斜区内局部微断裂发育区为优势富集区。与海相富集理论一样,沉积环境与保存条件依然是湖相页岩气藏富集的先决条件。

查干凹陷苏红图组火山岩特征及测井识别

查干凹陷苏红图组火山岩是一个潜在的含油岩系,但岩性识别不准,未形成工区内有效的火山岩岩性识别技术。通过对研究区火山岩典型井的岩心观察,结合岩石薄片及测井资料,厘定了查干凹陷苏红图组火山岩的岩性分类,明确了火山岩的喷发岩相模式,分析了火山岩的测井响应特征,提出了火山岩岩性测井识别方法。研究表明,查干凹陷苏红图组火山岩可细分为6种岩性,发育4种岩相,喷发岩相模式为火山通道相—爆发相—溢流相—火山沉积相。根据识别出的岩性标定测井,分析每种岩性的测井响应特征,利用交会图法,综合多曲线、多元信息判别火山岩岩性。

测量误差对井眼位置的敏感性分析

井眼轨迹测量过程中,误差是客观存在的,而井眼的位置根据井斜角、方位角和井深通过测斜计算方法计算而来,故井眼位置也存在误差,因为误差而导致井眼的所在位置产生了不确定性。目前国际上常用ISCWSA方法来计算井眼位置不确定性,选取ISCWSA误差模型中的基本随钻测量误差模型展开分析,创建的三口二维三段式水平井井眼轨迹,分析ISCWSA基本随钻测量误差模型中各误差源在不同走向井眼中对井眼位置的影响程度,可以根据研究有针对性的修正特定误差源,从而更有效的降低目标井井眼位置不确定性。

海上低孔渗气田完井技术研究

海上低孔渗气田开发规模在我国经济水平和科技水平不断提升的背景下快速扩大,这就需要开发方式和理念的创新与资金投入量的增加,以保证气田开发工作能够符合行业发展潮流,使得该企业更好地立足于行业发展之中。完井技术能够有效提高单井产量、优化注水效果等,提高油气田的采收率。而目前,海上低孔渗气田完井技术的开展还受到了资金、人员等因素的影响,使其工作效果达不到理想目标。所以如何更好地发挥完井技术的作用成为海上低孔渗气田企业必须思考的问题。

辽东湾地区沙二段差异富砂类型及地震响应特征

本文针对辽东湾地区沙二段差异富砂类型与地震响应特征进行分析,在对辽东湾地区地质背景进行分析后,依次进行沙二段砂体分布特征、差异富砂类型与地震响应特征分析,并对差异富砂类型与地震响应特征分析面向油气勘探的价值进行探讨。