有机解堵剂和非酸解堵体系性能评价与现场应用

稠油油藏黏度高,流动性差,开发过程中极易在近井地带形成有机垢沉淀和无机固相堵塞,降低近井地带渗透率,导致地层产量急剧下降。针对渤中油田明化镇组D11和D34-H油井特殊的油藏物性和堵塞类型,通过沥青溶蚀、溶蜡和降黏实验等筛选出TC-4有机解堵剂,通过溶蚀碳酸钙、溶蚀黏土和岩心流动实验等评价DH-1非酸解堵体系的性能,并将其用于矿场试验。结果表明,TC-4有机解堵剂对沥青和石蜡的溶蚀能力及降黏效果较好,对储层的伤害小,适于解除有机堵塞;DH-1非酸解堵体系具有良好的缓速、缓蚀和溶垢能力,对岩石骨架不会造成严重的破坏,与原油的配伍性好,在运移过程中能及时破乳,适于解除无机固相堵塞。在D11井使用TC-4有机解堵剂、在D34-H井用TC-4有机解堵剂进行有机清洗和DH-1非酸解堵体系相结合的方法进行解堵,两井的日产油量、日产液量和含水率基本恢复至解堵前水平。两种解堵体系均能较好地解除稠油油藏堵塞问题。     

溱潼凹陷疏松砂岩稠油油藏水平井开采配套技术

针对苏北溱潼凹陷疏松砂岩稠油油藏具有埋深浅、岩性松、油层薄、夹层多、易出砂、油质稠的特点,开展了溱潼凹陷疏松砂岩稠油油藏水平井开采工艺技术研究。介绍了溱潼凹陷疏松砂岩稠油油藏水平井防砂完井工艺技术、泡沫酸化解堵工艺技术、螺杆泵举升工艺技术和乳化降黏工艺技术。自2009年以来,共开展稠油水平井开采工艺技术现场试验12井次,工艺成功率100%,有效率100%。     

高泥质砂岩油藏黏稳酸携砂液体系研究与应用

针对高泥质疏松砂岩油藏开发中后期开采中常规酸化易导致储层出砂加剧和近井地带堵塞等问题,开展了黏稳酸携砂充填防砂工艺技术研究,研制开发了具有解堵、携砂、稳砂等功能黏稳酸携砂液体系,其基本配方为6%HCl+3%ZNW+0.1%HPAM+0.05%交联剂+添加剂。该体系具有较好的缓速酸化解堵、携砂充填防砂和抑制二次沉淀等性能,酸化有效作用距离在2.0m以上,黏度保留率达60%以上。现场5口试验井施工后产能提高了1.93倍,施工成功率100%,有效期长,最长生产时间已超过400多天,较好的解决了高泥质疏松砂岩油藏开发中后期出砂和堵塞的开发难题。     

边水稠油油藏蒸汽吞吐泡沫堵水研究与应用

蒸汽吞吐是开发稠油油藏一项重要的热采技术,然而由于边水侵入导致吞吐井含水率急剧增加,边水稠油油藏蒸汽吞吐井的开发效果受到严重影响。本文在蒸汽驱装置的基础上,设计了模拟边水稠油油藏进行蒸汽吞吐的实验装置,对氮气泡沫堵水技术进行了研究。通过一维双填砂管实验研究了该技术的影响因素和应用条件,实验结果表明：储层水侵程度、边水能量大小和原油黏度对该技术的效果有显著影响。注入时机越晚,堵水效果越明显;堵水效果会随着边水能量增强呈现先增加后减小的趋势;原油黏度越大水侵时间越早,堵水效果越差。通过一维双填砂管实验研究了该技术的注入方式,实验结果表明：最佳注入方式为氮气段塞+氮气泡沫段塞+蒸汽段塞。通过实验研究表明该技术更适用于蒸汽吞吐井周期吞吐含水率不小于80%的边水水侵油藏、储层边水能量中等和油藏条件下稠油黏度小于10 000 mPa·s。目标稠油油藏的水体倍数为5～10倍,油藏条件下原油黏度小于5 000 mPa·s,满足矿场试验的条件。根据研究结果在海上W油田P8H和P9H井进行了矿场试验,作业成功率100%,油井周期吞吐含水率平均降低22.5%,周期增油量平均提高4 914 m3。试验结果表明...     

声波振荡解堵技术在高尚堡浅层油藏水平井中的应用

水平井是高尚堡浅层油藏主要的开发方式。地层出砂造成的防砂管柱堵塞严重影响了油井产能,多次常规酸化解堵效果不理想,为此引进了声波振荡解堵技术。从颗粒解堵、提高地层渗流性、降低流体黏度等方面探讨了声波振荡解堵的技术原理。基于水平井防砂管柱及近井地带堵塞类型分析认为,生产过程中的地层出砂颗粒运移堵塞是水平井的主要堵塞类型。高尚堡浅层油藏7口水平井的应用效果表明,该技术施工简单、成本低、增油效果好,可在水平井解堵中推广应用。     

中高含水油井泡沫酸化工艺应用

针对CB油田油井在中高含水期生产过程中存在的问题,通过对起泡剂、稳泡剂和基础酸液配方的筛选研究及施工工艺的优化等基础研究工作,分别在常规井和水平井中采用泡沫暂堵分流技术进行地层解堵酸化工艺措施。该项工艺的应用,在有效解除该油藏因地层微粒物运移引起的近井地带堵塞的同时,较好地避免了在油水关系复杂的层内条件下常规酸化解堵措施易引起的油井含水上升等问题。     

郑411块超稠油试油试采工艺技术应用

郑411块沙三段地层疏松出砂、原油粘度高，属中深层超稠油，常规试油试采方法难以突破出油关，采用APR全通径氮气垫测试、地层与井筒复合防砂、水平井配合直井蒸汽吞吐、氮气泡沫封堵调剖和井筒加热举升稠油等配套工艺技术，取得了较好的效果，为中深层超稠油油藏的开发提供了技术思路。     

渤海油田泡沫吞吐解堵技术研究与应用

稠油油藏由于储层胶结疏松,原油胶质、沥青质含量高,加上稠油中重质组分与细粉砂、泥质成分混在一起,往往在防砂管柱筛孔处形成堵塞,造成近井地带堵塞,影响了油井产能。常规的有机解堵或酸化增产措施很难解除这种复合堵塞,即使解堵后,效果也不理想。针对上述问题,提出了泡沫流体吞吐解堵技术,进行了室内实验和数值模拟计算。优选的高效清洗剂Po-Ca,在5%浓度时降黏率达到99.28%、对油砂的清洗效率达到94.6%,并通过在渤海油田一口稠油井首次成功应用后该井由停产井变为产量为28~30 m3/d的高产井,取得了满意的效果。该技术为海洋稠油油藏低产低效井综合治理提供了一种新的技术手段,对渤海油田低产低效井的增产具有重要的意义。     

低液量水平井泡沫酸化射流解堵技术研究与应用

孤岛油田属于疏松砂岩油藏,地层微细砂粒运移易堵塞防砂管柱,造成了约30%的水平井出现低液量.针对水平井堵塞问题,研究并应用了泡沫酸化射流解堵技术.介绍了水平井泡沫酸化射流解堵工艺原理,评价了酸化解堵剂、发泡剂的性能,优选出发泡剂使用浓度为0.3%～0.5%,酸化解堵剂使用浓度为10%～15%.现场试验效果表明,泡沫酸化...     

乍得砂岩油藏固体酸酸化解堵配方优化

乍得BR盆地M4区块M-4井区各井在钻完井过程中,油藏受到严重污染,导致该井区各井投产后单井产量远低于试油产量,甚至远低于相邻位置较差的M-1井区单井产量,部分井不能正常生产。对于砂岩油藏,酸化是解除钻完井地层污染、提高单井产量最常用的方法,但是由于乍得限制液体酸的进口,无法进行常规的液体酸酸化解堵作业。提出了固体酸解堵乍得油藏无机污染的思路,并结合室内试验对固体酸解堵体系配方进行了优选。     

热油激励技术在套保油田稠油排砂冷采中的应用

在采用排砂冷采工艺开发套保油田稠油过程中,形成了热油激励油层维护油井正常生产技术。该技术是向油层加入一定量的热油,利用热油的冲击作用破坏蚯蚓洞自然桥堵,使砂砾顺利流入井底;利用热油的热量解除沥青吸附造成的桥堵,扩大近井地带蚯蚓洞直径,提高油井近井地带的渗流能力,以利于蚯蚓洞的继续延伸。通过现场试验,确定了热油激励参数。该技术已成为套保油田排砂冷采、规模开发的最有效的日常维护生产措施。     

胜利郑411区块超稠油单相渗流特征试验研究

郑411区块沙3段超稠油性质复杂、开采难度大。为了提高沙3段的采收率,研究了其超稠油渗流特征与常规稠油的差别。采用旋转黏度计和原油渗流流变特性测试装置,测定并分析不同温度下超稠油的流变特征,得出郑411区块超稠油牛顿流体与非牛顿流体转化的临界温度为104 ℃。利用室内试验装置,模拟单相渗流过程,研究了不同温度下超稠油的渗流特征,计算了不同温度下的启动压力梯度。结果表明:超稠油在低于临界温度下表现为非达西渗流特征,分为3个渗流阶段,不同阶段有不同的压力梯度特征和渗流特征;在高于临界温度时表现为达西渗流特征。      

Z411块敏感性稠油油藏蒸汽吞吐开采数值模拟研究

针对Z411块油藏地质特征．开展了稠油蒸汽吞吐开采数值模拟研究。建立了地质模型，进行了生产动态历史拟合．对Z411块吞吐开采注采参数进行了优化及生产动态预测。经过注采参数的优化研究．最佳注采参数为：注汽量第一周期1000t．第二周期1100t．第三周期1200t．第四周期及后续周期1400t。生产井排液速度30t／d；最小井底流压2．0MPa。对王庄油田Z411块蒸汽吞吐开采的采收率、累积产油、累积油汽比等开发指标进行了预测。     

浅薄互层普通稠油油藏水力压裂的实践与认识

W5、W8普通稠油油藏珍有埋藏深度浅，多层状砂泥薄互层，中孔，中低渗型储层且隔夹层薄的地质特点,地层原油流度低，未经过储层改造的单井自然产量低，针对这种情况，近几年来，通过在储层物性，含油性及井筒技术状况等方面进行压裂选进条件的优化，开展了注水稠油油藏的水力压裂引效探索性试验，应用高砂比的高导流能力短缝技术，小排量小规模控制缝高技术，防止水基压裂液与稠油乳化措施及防止压裂后目的层底部地层水上窜技术等配套水力压裂工艺，增产效果较为明显，油田开发效果得到改善，通过稠油油藏水力压裂的实践认为，压裂选井的有利方向主要位于储层物性及含油性较好的构造高部位，压裂工艺的关键是合理控制压裂规模。     

大庆油田葡浅12区块浅层稠油水平井钻井技术

为提高大庆油田葡浅12区块浅层稠油油藏的开发效益,降低钻井成本,开展了浅层稠油水平井钻井技术研究。在分析主要钻井技术难点的基础上,根据地层特点优选了地质靶点,采用了7段制井眼轨道设计,并根据管柱下入能力分析结果,考虑必封点确定了井身结构和各开次的钻具组合,并制定了钻进技术措施,形成适合葡浅12区块的浅层稠油水平井钻井技术。该技术在3口浅层稠油水平井进行了成功应用,与国内其他浅层稠油水平井相比,钻井周期缩短5 d以上。这表明,超浅稠油水平井钻井技术能解决葡浅12区块浅层稠油水平井造斜点浅、流沙层不易造斜、管柱下入难度大等问题,为利用水平井开发浅层稠油油藏、提高采收率和开发效益提供了技术支持。      

稠油油藏出砂量预测方法研究及应用

大多数有关油井出砂的预测基本上是预测出砂临界生产压差,关于出砂量的预测比较少.针对稠油油藏进行了出砂量预测研究,以直井出砂生产过程中沿油藏到生产段井筒为研究对象,结合某一实际稠油油藏区块,根据大量油井出砂量的统计数据,对出砂量随时间的变化进行了拟合,采用现场工程法建立了稠油油藏油井出砂量预测模型,并对出砂后储层物性参数的变化及对产能的影响进行了研究.结果表明,出砂量随时间的变化趋势遵循伽马分布规律,出砂量存在峰值.由于疏松砂岩稠油油藏生产过程中出砂使屈服区域内渗透率增加,造成油井产量大幅提高.模拟结果与现场观测结果一致,证明了该模型的可靠性.     

泡沫射流冲砂解堵工艺在孤岛油田的应用

孤岛油田属于疏松砂岩油藏，微细的地层砂粒运侈堵塞防砂管柱，易造成绕丝筛管或割缝管缝隙堵塞，严重影响到油井供液能力。利用氮气产生的泡沫流体作为射流冲砂解堵介质，结合泡沫流体及高压射流解堵工艺的优点，在室内用搅拌法评价了发泡剂的性能，优选发泡剂的使用浓度为3％～5％。现场试验效果表明，泡沫射流冲砂解堵工艺能够冲出井简内和防砂工具中的颗粒堵塞物，助排效果好，能较好地解决油井砂堵问题。     

渤海疏松砂岩油藏水平井筒携砂能力数值模拟研究

渤海疏松砂岩稠油油藏适度出砂开采过程中,产出砂粒随稠油进入水平井筒后容易沉积形成砂床,造成油层砂埋、油管砂堵等危害。基于流体力学理论,根据渤海疏松砂岩油藏的基本参数,利用FLUENT流体力学软件对适度出砂开采过程中水平井筒流场特性进行了数值模拟,得到了井筒流速、出砂量、出砂粒径、稠油黏度等敏感参数对携砂能力和井筒压降的影响规律:在渤海疏松砂岩油藏条件下,井筒流速和稠油黏度对携砂能力的影响均存在临界值,当井筒流速或稠油黏度达到临界值时,随着流速或黏度的增大,井筒砂床高度和悬浮层含砂体积分数均趋于稳定。同时,对井筒压降的影响程度依次为稠油黏度、井筒流速、出砂粒径和出砂量。该结果可为渤海疏松砂岩油藏适度出砂开采工艺设计提供理论依据。     

底水稠油油藏水平井复合增产技术

针对桩西油田强底水稠油油藏水平井单井产液量高、含水率高、开发效果差、剩余油动用难度大的问题,进行了底水稠油油藏复合增产技术研究。利用水平井二氧化碳吞吐可视化试验,分析了底水油藏水平井二氧化碳吞吐提高采收率的机理,同时针对单一二氧化碳驱易指进的问题,优选发泡剂和稳泡剂,研制了增黏型泡沫体系,并配制了乳化沥青堵水剂以封堵高渗透通道,形成了包括二氧化碳吞吐、增黏型泡沫体系和乳化沥青堵水剂的水平井复合增产技术。复合增产技术在桩1块底水稠油油藏应用7井次,平均含水率降低27.5百分点,累计增油量3 205 t,取得了明显的降水增油效果。现场应用表明,复合增产技术可以解决底水稠油油藏水平井含水率高、剩余油动用难度大的问题。      

哥伦比亚圣湖油田稠油油藏增产技术

针对哥伦比亚圣湖油田稠油油藏开发进入中后期,存在老井产量递减率大、新井产能不足、热采效果变差、高含水率井增多、增产措施效果不明显等问题,在通过室内试验优选发泡剂和氮气与蒸汽注入比的基础上,对泡沫调剖工艺和氮气辅助蒸汽吞吐工艺进行了优化;通过分析生产情况,制定了适应不同区块的稠油注汽转周最优时机图版;进行了高含水率水平井堵水试验。泡沫调剖8井次,平均单井日增油4.4 t,累计增油4 575 t,预计增油超8 000 t;氮气辅助蒸汽吞吐井11井次,平均单井日增油2.4 t,累计增油3 124 t,预计增油超5 000 t;Girasol区块实施优化转周后,周期递减率由18.5%降至15.0%,三个月累计增油5 680 t;A9井堵水后,含水率由100%降至65%,增油303 t。现场应用结果表明,以上增产技术措施适用于圣湖油田稠油油藏,应用以后存在的问题得到了解决,且增产效果显著。