大庆油田机械堵水技术的发展及展望

通过分析大庆油田不同含水开发阶段，控水措施面临的阶段矛盾。论述了机械堵水技术随着矛盾的转变，在不断发展完善，对采出剖面调整起着重要的作用，封隔器由挤压式逐步发展为压缩式、平衡压缩式，提高了工艺的密封率和成功率；堵水器由同心式配产器逐步发展为偏心式配产器、滑套式堵水器、液压式一次可调层堵水器、机械式和液压式重复可调层堵水器，实现了不动管柱分层调配，降低了作业成本，提高了工艺有效率；管柱由整体式发展为丢手式，克服了整体管柱泵抽时上下蠕动，提高了封隔器的密封性。并分析了特高含水期开发阶段油井控水技术将面临着多层高含水，且相对暂时性加剧的矛盾，“十一五”期间及以后堵水技术应向地面方便重复调层的分层采油技术及智能分采技术方向发展。     

大庆油田机械分层注水技术回顾与展望

分析大庆油田不同开发阶段注水措施面临的矛盾，论述了随着矛盾的转变．机械分层注水技术不断发展完善，对注入剖面调整的重要作用。封隔器由扩张式逐步发展为可洗井压缩式、免释放封隔器，提高了工艺的密封率和成功率；配水器由固定式配水器逐步发展为同心活动式配水器、偏心式配水器、偏心式恒流配水器、同心集成式配水器，偏心集成式恒流配水器，实现了不动管柱分层调配，降低了作业成本，缩小了卡距，降低了隔层厚度，增加了细分程度；水嘴投捞方式由动管柱投捞发展到钢丝投捞、智能投捞，提高了测试调配效率；分层注入工艺由单一的注入功能向注入、信息采集、测调集成化方向发展。通过分析产量递减阶段分层注水技术面临的矛盾，指出“十一五”期间及以后注水技术应向地面方便重复调层的智能分注技术方向发展。     

对特高含水期油田重要举措一控水的认识及建议

本文通过分析油田的非均质及其加剧状况、油田开发对控水的需求，提出特高含水期控水的策略应为油水井同时控水并举，但应以水井提高驱替液的有效利用率为主，以油井封堵为辅等建议。     

水平井分段压裂工艺技术现状及发展方向

大庆外围低渗透及特低渗透油气田的水平井开发取得较好效果,但其配套技术和工艺技术水平需进一步提高。通过分析大庆油田及国内外水平井分段压裂技术现状,总结国内外油田6大类水平井分段压裂主体工艺技术和1项水平井大型体积压裂技术的原理和特点,以及水平井"工厂化"作业模式。对比大庆油田与国内外水平井分段压裂主体技术的性能指标,找出压裂工艺种类少、施工规模有限等差距。分析大庆油田勘探开发对水平井压裂的技术需求,提出大庆油田水平井改造压裂技术将向多段数(15段以上)、大规模、高效率、低成本、高性价比的方向发展。     

大庆油田压裂工艺技术创新发展与前景展望

通过分析大庆油田不同开发阶段,压裂工艺技术面临的矛盾,论述了压裂工艺技术随着矛盾的转变,不断发展完善的历程。由初期的普通分层压裂逐步发展应用了以投球法压裂为主的暂堵剂转向型压裂技术;以限流法压裂为主的限流系列压裂完井技术;以宽短缝压裂为主的老区三次加密井压裂技术;以中低渗透层聚驱井压裂为主的三次采油压裂技术;以二氧化碳泡沫压裂;水平井多段压裂为主的外围低渗透油田提高单井产能压裂技术;以海拉尔盆地控制裂缝高度压裂技术为主的海塔油田改造技术等,对低渗油层的渗流能力起重要的疏通作用。针对十二五及以后压裂技术面临新矛盾,提出其应向细分压裂、复杂岩性压裂、复杂井网整体压裂及复杂结构井压裂等方向发展。     

压裂酸化措施返排液处理技术现状及发展设想

分析了大庆油田发展油水井压裂、酸化返排液处理技术的必要性，对国内相关技术进行调查分析，提出油水井压裂、酸化返排液处理技术方法的设想和建议。     

机械举升科研项目优选方法及应用

油井机械举升技术是从井底将原油举升到地面的有效采油方式，随着不同开发阶段不同矛盾的出现，需要研究的内容很多，确定项目应择优选取。为提高技术发展预见准确度和前瞻性，增加规划的科学性，采用增量效益方法分别建立期望收益模型，编制计算程序，在采油工程科技规划中对机械举升预研项目进行优选。     

聚合物单管多层分质分压注入技术

大庆油田主力油层聚驱结束后,二、三类油层分注面临着中、高分子量聚合物对部分油层适应性较差,注入溶液主要流向油层性质好、连通好的油层,薄差层动用程度低的矛盾。为了解决层间矛盾,提高最终采收率,提出了聚合物单管多层分质分压注入技术。介绍了研发的分子量调节器和压力调节器;对应低渗透层使用分子量调节器,高渗透层使用压力调节器,实现对分子量和注入量的双重控制;在不影响高渗透层聚驱效果的同时,通过对分子量的剪切降解作用,有效增加了聚合物分子可进入低渗透油层的孔隙体积。通过对现场试验资料分析,分质分压注入井与正常分层注聚井对比,剖面动用明显提高。聚合物单管多层分质分压注入技术可满足大庆油田二、三类油层聚合物驱分层注入的需要。     

大庆油田深层气井CO2腐蚀规律及防腐对策

气井防腐是天然气开采过程中的一个重要方面.CO2对管柱钢材的腐蚀主要是由于天然气中的CO2溶解于水中生成碳酸后引起的电化学腐蚀.通过对N80和P110试样的失重法实验分析表明:在60 ℃～110 ℃温度区间内,局部腐蚀突出;CO2分压增加,腐蚀速率呈增大趋势,腐蚀形态以均匀腐蚀为主;流速增加,使腐蚀速率增大;pH值增大可降低腐蚀速度;凝析水的总矿化度与腐蚀速率呈负相相关关系,即矿化度越高,腐蚀速率越低,而部分负离子的存在会增大腐蚀速率;抗腐蚀合金钢(含Cr钢体)依靠自身的耐腐蚀性能抵抗CO2腐蚀,可以降低CO2的腐蚀速率;腐蚀产物膜对钢体有保护作用,也能降低腐蚀速率.在研究庆深气田井下管柱CO2腐蚀规律的基础上,提出了使用耐蚀合金或涂镀层钢管材优化井身结构、加注缓蚀剂、增加pH值以及使用普通碳钢加强腐蚀检测等综合防腐对策.     

大庆低渗透油田CO2驱采油工程面临的问题及对策

通过对国外油田CO2驱的应用及大庆油田CO2驱先导性现场试验的调查分析，认为CO2驱是特低渗透油层提高有效动用的可行技术。分析了CO2驱规模化开采在采油工程方面面临的主要问题，提出了应对策略及建议。