【摘 要】
：
为了提高东胜气田锦66井区底水气藏压后单井产能低,降低产水量,本文开展了底水气藏封堵底水压裂技术研究.该技术首先将气层和水层同时压开,采用遇水固结、遇气溶解封堵底水材料封堵底部水层,上部气层铺置支撑剂,达到控水增气的目的.室内对底水封堵材料进行了合成,并从封堵能力、气溶解性、沉降速率等方面进行了测试,封堵能力可达20 MPa,气溶解性可达69％～78％.根据储层特征开展封堵底水压裂工艺参数优化,形成底水气藏封堵底水压裂技术.
【机 构】
：
中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院,河南郑州 450006
论文部分内容阅读
为了提高东胜气田锦66井区底水气藏压后单井产能低,降低产水量,本文开展了底水气藏封堵底水压裂技术研究.该技术首先将气层和水层同时压开,采用遇水固结、遇气溶解封堵底水材料封堵底部水层,上部气层铺置支撑剂,达到控水增气的目的.室内对底水封堵材料进行了合成,并从封堵能力、气溶解性、沉降速率等方面进行了测试,封堵能力可达20 MPa,气溶解性可达69％～78％.根据储层特征开展封堵底水压裂工艺参数优化,形成底水气藏封堵底水压裂技术.
其他文献
渤海油田油气资源储量丰富,开发潜力大,但原油多为高含蜡、高凝点,该性质为海上油田安全、高效开发带来了挑战.对于高含蜡、高凝点、高黏度的原油输送海管,渤海油田通常通过掺水外输方式进行输送.渤海某平台原油具有高含蜡、高凝点的物理特性,由于是新投产平台,产水量较低,掺水水源通常来自水源井,因此当水源井或掺水泵一旦发生故障无法实现掺水工况下,平台将会被迫停产,对海管进行紧急置换,将会严重影响产量.为了提高高凝点原油混输海管的抗风险能力,根据油田实际运行数据进行了理论研究,并开展了降低掺水量的先导性试验进行了验证,
海上B油田为高孔高渗油藏,采用大井距水平井网开发,井距范围625～917 m,目前综合含水达到78.8％.为了封堵优势渗流通道,改善B油田水平井水驱开发效果,开展了水平井氮气泡沫调驱研究.利用CMG软件对B油田氮气泡沫调驱注采参数进行优选,研究结果表明,采用段塞注入方式、注入量20400 m3、氮气注入速度1500 m3/h、气液比1:1、段塞大小5 d、起泡剂浓度0.5wt.％、段塞时间间隔为1～2 d时开发效果较好.从实际效果看,调驱后B油田I1H井组递减趋势得到明显减缓,由措施前的9.1％下降到措施
套管腐蚀是渤海油田套损的主要类型,约占52.8％,中海油防腐图版仅限定二氧化碳分压和温度两个指标,考虑因素不够全面,且都是以最恶劣工况为实验条件,存在过度防腐等降低经济效益的风险,需要深入研究腐蚀行为和优化防腐材质选择,尤其针对效益临界化的边际油田.为此,以渤海某边际油田实际水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究不同材质套管在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀特征,分析得到了微量H2S对CO2腐蚀具有明显的抑制作用,建立了考虑含水率变化的长期腐蚀速率计算模型,分析得到含水率对腐蚀速率影响较大,在油田生产初期含水
在气田快速上产过程中,部分低产井完井后不试气直接投产时,需要先期预测气井产能,及时对气井产能作出合理的预测,这对气田的开发具有积极的意义.本文从渗流力学角度出发,分析影响气井产能的因素,确定气井的试气无阻流量qAOF与射孔部位测井解释ΣKh的关系,绘制预测图版,用来推断和预测投产井的产能指标.
油井供液能力作为游梁式抽油机间抽控制和冲次调节的重要依据,它的准确识别对降低油田生产能耗、提升抽油机系统效率和增加油田产油量意义重大.论文研究了基于数据驱动的深度学习回归模型,采用融合了特征金字塔、高斯热力图和注意力机制的深度学习网络提取示功图图形特征并识别功图的四个凡尔开闭点,根据识别出的凡尔开闭点量化油井供液能力,为后续抽油机的智能控制提供调节依据.实验结果表明,该模型能够准确识别功图的四个凡尔开闭点,实时估算油井供液能力.
XJ油田为强边底水砂岩油藏,边底水能量充足,属于高孔高渗储层,采出程度高,预测精度误差大.针对海相强边底水砂岩油藏目前水驱曲线预测存在的问题,以生产动态资料分析油藏驱替特征出发,研究油井水淹类型影响因素,并从地质因素和驱替特征说明水驱曲线的适应性.在前人对于水驱曲线预测方法研究的基础上,结合强边底水油藏的驱替特征以及生产特点,重点研究水驱特征曲线的适应性与驱替特征的关系、修正目前水驱特征曲线以适应预测极限采收率,并编制相应的计算模块,从水淹规律、适用性分析、水驱曲线修正三个方面总结强边底水砂岩油藏水驱曲线
南海西部乌石油田A井区为典型的薄互层砂岩油藏,单砂体厚度1.0 m左右,砂体展布及连通性认识不清,开发前期采收率预测难度大,影响油田建产.开发实践表明,砂体连通性与合理注采井距是影响薄互层砂岩油藏注水开发采收率的关键因素,针对采收率预测,经验公式法无法考虑砂体连通性,地质综合法虽考虑了注采系统,但各参数的定量取值以经验为主.通过类比已开发油田井网部署,依托沉积相定量地质知识库确定合理注采井距,并结合概念模型及均质模型开展采收率预测,为薄互层砂岩油藏开发前期采收率预测研究提供了借鉴.
随着S14区块开发时间延长,部分气井井筒内部出现结垢现象,导致井筒内径变小,严重影响气井正常生产.由于对井筒堵塞物的性质不明确,导致采取的除垢措施适应性差.因此,迫切需要针对S14区块现场实际情况的井筒除垢方法研究.通过对井筒垢样分析,S14区块气井井筒结垢受井筒腐蚀产物、高矿化度地层水结晶及缓蚀剂残留等多因素影响.同时,开展井筒除垢措施的现场应用,优化除垢药剂性能及除垢工艺,试验效果显著,表明井筒除垢技术适用于S14区块生产需求.通过以上研究得出:(1)井筒除垢可有效解除井筒堵塞现象,同时可清除井底堵塞
纳米技术作为一种提高石油采收率的技术,与传统的EOR工艺中采用的气驱、水驱和化学驱相比,纳米颗粒显示出一些不同寻常的优势性能,如比表面增大效应、吸附效应及纳米速度滑移效应等,可以改善储层岩石的润湿性,流动阻力等效果,因此具有增强或替代常规低浓度盐水驱的发展潜力.海上油田在注水过程中,由于储层原始渗透率低、注入水质不达标、矿化度高等原因,普遍存在注入压力高、储层吸水指数低等问题.为了解决这些问题,常规解堵措施一般采用酸化解堵措施;但这些措施经过多轮次之后,储层可供溶蚀的岩石颗粒越来越少,常规解堵措施有效期则
随着渤海油田勘探程度的深入,井场作业中特殊岩性越来越多,难以识别.通过对特殊岩性进行分类,选取岩性最为复杂的火成岩作为研究对象,利用已钻井资料对火成岩的井场随钻识别特征进行深入研究,提出了“宏观特征+化学成分+微观结构”三级综合方法对其进行识别和定名,可以准确识别凝灰岩、辉绿岩以及区分玄武岩、安山岩等相似岩性,解决了此类特殊岩性随钻识别的难题.该方法可以为井场作业人员在钻遇相似岩性时提供较好的借鉴,具有一定的指导作用.