CHFR技术及其在中原油田剩余油监测中的应用

油田进入开发中后期,特殊的油藏地质条件、开发对象的转变对剩余油监测技术提出了越来越高的要求。2009年中原油田引进斯伦贝谢CHFR(过套管电阻率测井)仪器,进行了现场试验,取得了一定的效果。应用研究表明,CHFR技术能够评价储层水淹状况,适用于中原油田油藏动态的监测。

井况监测技术在中原油田的应用

油气水井套管腐蚀变形与窜漏在油田开发中普遍存在,尤其是油田开采到中后期,套管腐蚀变形和漏窜越来越突出,大大削弱了油田稳产的基础,造成油气生产成本居高不下。主要介绍了电磁探伤、多臂井径和氧活化等测井技术在中原油田井况监测中的应用情况,并对应用效果进行了评价。

深层低渗复杂井况水力喷射压裂技术研究与应用

中原油田开发进入中后期,井况、剩余油分布日益复杂,常规水力压裂已无法满足油田精细开发需要。为解决深层低渗复杂井况压裂技术难题,研制水力喷射工具,开发抗高剪切水力喷射压裂液,研究压裂优化设计技术,设计压裂管柱,优化裂缝、施工参数,形成了适合中原油田的复杂井况水力喷射压裂技术。完善了水力压裂技术,填补了中原油田水平井压裂空白,实现了近水层、复杂储层、管外窜井压裂,102 mm套管轻微变形井分层压裂,提升了压裂技术的适用性、有效性,为难动用储量的有效开发提供了保障。

元坝103H超深水平井固井工艺技术研究

元坝103H井是元坝地区第一口超深水平预探井,温度、压力高,井漏问题突出,含盐水层,富含CO2和H2S等腐蚀性气体,环空间隙小,防气窜压力大,固井作业面临很大的困难;水平井下套管容易遇阻、遇卡、套管居中度难以保证和顶替效率低等问题。通过优选水泥浆体系和制定合理的固井技术措施,元坝103H井固井施工顺利进行,全井段取得了较好的固井质量,对今后元坝地区固井施工作业具有较好的指导作用。

偏心管柱式井下压裂实时监测技术研究

为了给压裂施工提供真实可靠的监测资料,设计了偏心式井下实时监测管柱,在不影响压裂施工正常进行的前提下,下入目的层段进行实时测量,并针对实际地质情况研制了实时监测分析软件。通过对压裂施工时目的层温度、压力等参数的实时测量、解释分析,为压裂效果的分析评估、压裂方案的制定优化提供了可靠依据。

濮城油田沙一段储层特征研究

利用铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线及普通薄片等资料对储层特征进行了研究,发现砂岩类型主要为长石石英砂岩、长石岩屑石英砂岩及长石砂岩,成分成熟度、结构成熟度中等偏高;填隙物主要为泥质、碳酸盐;粘土矿物主要为伊利石及高岭石,偶见蒙脱石。孔隙类型主要为原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间孔等,偶见微裂缝。喉道主要有孔隙缩小型、缩颈型、片状、弯片状喉道等,其中以缩颈喉、片状组合类型为主。各微相砂体中水下分流河道、河口砂坝微相物性较好,前缘席状砂物性次之,浅湖砂坝及远砂坝砂体物性相对较差。综合分析储层总体特征为中孔-细喉-中渗储层。今后的开发、提高采收率及增加产能应针对该类中孔-细喉-中渗储层采取相应的措施。

水平井氮气气举找水技术研究

近年来中原油田采用水平井技术提高油田后期开发效果，但随着水平井的应用范围不断扩大，高含水问题对水平井的开发造成了较为严重的影响。为提高水平井开发效果，应用氮气气举工艺模拟水平井生产状态，使用水平井测试仪器投送器将测试仪器输送到水平井段实现动态找水。实际应用表明，该技术施工工艺简单、操作方便且安全可靠，能在气举输送作用下迅速将测井仪器推送至水平井段完成找水测试任务，从而为水平井堵水措施实施及动态调整提供依据。

中高渗油藏高含水期深部调剖技术的研究与应用

针对中原油田已进入中高含水开发阶段,层间、层内矛盾进一步加剧等问题,考察了用于中高渗油藏的延迟膨胀凝胶颗粒调剖技术和橡胶颗粒复合调剖技术。确定了延迟膨胀凝胶颗粒体系,100℃下其膨胀倍数可达7～12倍;膨胀时间10 d以上,热稳定性能仍较好;封堵能力强。指出0.1～0.5 mm橡胶颗粒适应于渗透率为(4 500～6 000)×10-3μm2的地层,0.5～20 mm橡胶颗粒适应于渗透率为(6 000～10 000)×10-3μm2的地层,橡胶颗粒复合调剖体系具有较好的抗盐性和热稳定性,封堵率可达99.8%。形成了一套适合中原油田高含水期的调剖调驱技术,该技术现场应用60井次,取得较好的效果。

濮53块表面活性剂/聚合物微球复合驱技术研究

针对濮53块油藏开发中出现的含水高、递减快和常规工艺措施难以解决注入水沿高渗条带突进等问题,提出了利用表面活性剂与聚合物微球复合进行深度调剖,并利用界面张力法和真实砂岩模型对该体系的注入方式和表面活性剂/聚合物微球的驱油效率进行了研究。研究表明,分开注入聚合物微球和表面活性剂可使非均质性得到改善,驱油效率也得到大幅提高。这种复合调剖体系具有良好的调剖效果,既提高了波及系数又能提高洗油效率。

文96枯竭气藏储气库封堵体系研究与应用

针对文96气藏特点,研究了适应于老井封堵的气层封堵体系。以中原油田常用的普通堵剂为基础,优选了胶凝固化剂、触变调节剂、降失水剂和复合缓凝剂加量,其最佳加量分别为3%、0.3%0.5%、1%和2%3%。该气层封堵剂浆液120 min最终析水量为10 mL,析水速度较慢,悬浮性能较好。其粒度中值一般小于15μm,流动性良好,比普通堵剂更易进入低孔、低渗储层,气密封性能好,可以满足老井封堵需要。通过文96块53井次现场试验,工艺成功率100%,一次封堵合格率96%。文96-2井施工后,30 min压力降小于0.5 MPa,堵剂较好地进入了地层,满足方案要求。

新型低伤害无固相压井液的研究与应用

研究开发出的新型低伤害无固相压井液主要由水溶性有机酸盐、常规无机盐、工业副产物经处理得到的低成本ZC等加重剂和无机盐促溶剂、活性剂、降滤失剂等组成。密度在1.00~2.00g/cm3间可调,具有性能稳定、防膨效果好、对油层污染小、腐蚀低、抗温性能好和现场使用方便等特点,是一种具有良好推广价值的低伤害优质压井液。

稠油乳化降粘剂的研究及应用

报道了中原油田稠油区块的特点,稠油降粘剂作用机理,稠油降粘剂的评价方法,降粘剂配方体系,现场工艺、降粘效果评价及现场应用,稠油井应用降粘剂后,稠油粘度大大降低,增加了原油流动性,稠油降粘率达96%,电流下降率20%以上,减轻了抽油机的负荷,见到了明显的效果,维护了油井的正常生产,该技术的成功应用,解决了稠油无法开采的难题。

耐温抗盐稠油降黏剂的室内实验研究

本文针对中原油田稠油油藏地质及稠油特征,应用正交实验设计方法,实验筛选出了耐温抗盐稠油乳化降黏剂体系,最佳配方如下:0.05%聚氧乙烯壬基苯酚醚NP-10+0.1%两性离子表面活性剂CS-B+0.1%十二烷基苯磺酸钠ABS,即在复配降黏荆体系中NP-10、CS-B、ABS的质量比为1:2:2时的降黏效果最佳。研究了pH值、含水量、水矿化度,二价阳离子浓度、温度、配伍性等稠油降黏剂性能的影响。结果表明:在油水比7:3、50℃下所筛选的最佳降黏剂体系对稠油的降黏率达99%,耐温110℃,耐盐,可满足于中原油田的稠油井的降黏需要。

天山南缘复杂山前构造钻井液技术难点及解决方案

针对天山南缘山前构造地层复杂,异常高压流体、强塑性膏泥岩普遍存在,钻井液维护处理难度大的问题,对该区块相关资料进行分析研究,总结出该区块钻井液技术的关键点是,提升钻井液体系抑制水化能力;提升钻井液体系防塌能力;增大钻井液固相容量限。以此为依据选用强抑制高钙盐聚胺钻井液体系,并在该区块一口重点探井——DuH4井进行了现场施工,取得了较好的应用效果。

不停产试井分析技术在高含硫气田的应用

气井试井对认识气藏地层参数，预测气井产能，评价生产状况具有十分重要的意义。在矿场应用中，尤其是针对高含硫、深井气田，钢丝测试存在较大安全隐患、试井需要关井影响产量、测试成本高等原因，测试无法大面积开展。通过对流压、产量等不停产试井技术的研究分析，获得了与试井成果等效的资料，在高含硫气藏成功推广应用，为高含硫气藏动态监测提供了新的途径。

油田注入水水质配伍性评价方法

注入水配伍性效果评价方法目前还没有统一的行业标准或操作方法，利用沉淀结垢的称重法对注水与地层水进行了配伍性评价研究，通过测定注入水与地层水按不同比例混合后的结垢物含量，做出结垢量与混合比例对应的曲线图，根据曲线的形状判断两种水质的配伍性：结垢曲线呈凸起状表明水质不配伍，结垢曲线呈凹陷状或平滑曲线表明水质配伍性较好。为水质配伍性评价方法提供了新的思路。

长井段深层致密凝析气藏多段压裂工艺技术

中原油田东濮凹陷深层致密凝析气藏分布较广,主要为大段砂泥岩互层、单层厚砂体型,由于岩性致密,储层物性差,一般压裂投产,但应用常规压裂技术动用难度大、开发效果差,多层多段压裂是动用该类储层的核心技术。为推动致密油凝析气藏开发,研究优化设计、储层保护技术,引进多层压裂完井体系,在长井段水平井分段压裂获得成功,并拓展应用于直井、定向井,改变了逐层压裂的开发模式,实现了深层致密凝析气藏的有效动用。

深层低渗水平井压裂改造技术

为解决中原油田深层低渗水平井压裂问题,引进水力喷射压裂技术,针对储层特点研制出适用于水平井压裂的抗剪切、携砂能力强、性能稳定的压裂液应用体系,结合水平井完井方式研发了水力喷射压裂工具,并在实际压裂施工中对水力喷射压裂工艺、管柱、设备、流程等进行优化、改进、完善,形成了适合中原油田的水平井水力喷射分段压裂技术。

高活性FHB-10复合表面活性剂组成与性能研究

针对常规单一表面活性剂存在的不足，研究了高活性FHB-10复合表面活性剂的化学组成与使用性能。其中FHB-10复合表面活性剂配方体系主要由非离子离子型表面活性齐1、增效剂、多元有机醇复合溶剂等组成，其在0.25％的浓度下表面张力〈23．2mN／m、界面张力〈1．3mN／m；在离子浓度10×10^4mg／L的高矿化度地层水中或120℃以下的温度条件下对液体的表面活性影响幅度较小，与压裂液、常规酸化液配伍性好。经室内试验表明：通过非离子表面活性剂与离子型表面活性剂的复配效应以及多元化学添加剂的辅助作用，有效地提高了产品在水基液体中的表面活性，并大幅度地降低了材料成本，弥补了单一表面活性剂在成本和使用性能方面存在的缺陷。

低渗油藏注水开发中储层参数变化研究与应用

低渗油藏长期注水开发 ,储层内部结构和储层参数都发生了较大的变化 ,并且随着注水程度的增大 ,强烈水洗使得岩石成分有所改变。对文留地区文 85块不同开发阶段储层空间结构进行了研究 ,结果表明 ,随着油田的注水开发 ,储层孔隙度增大 ,渗透率增大 。