单井注水吞吐在塔河油田的应用

在塔河油田开发生产过程中，个别油井在修井作业中出现先漏后喷的现象。在修井完成后，产量较前期有大幅增加。针对这类油井进行单井注水吞吐采油试验，研究发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。一方面利用油水重力分异，抬升油水界面，增加采出量；另一方面注水补充地层能量，恢复地层压力。该方法在塔河油田实际应用中，取得了较好的效果和较高的经济效益，也为提高定容封闭性油藏油井的采收率提供了一个较好的方法。     

塔河油田底水砂岩油藏水平井堵水提高采收率技术

塔河油田三叠系油藏为中孔、中—高渗底水块状断背斜型砂岩油藏,水油体积比达到100倍以上,底水能量充足。油田主要以水平井开发,由于受油藏非均质性影响,水平井在开发中表现为底水沿高渗段点状锥进水淹,导致大量剩余油无法采出。在水平段非均质特性和出水规律研究基础上,提出了提高采收率的技术思路：多次堵水,使油水界面均匀抬升到水平段,从而提高采收率。该技术在现场实践中取得较好的应用效果。     

塔河油田原油深抽工艺技术研究与应用

塔河油田油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏,埋藏深度大（埋深为5350～6600m）,流体性质复杂,黏度变化较大,开发难度大。针对稀油生产井普遍存在的泵效低、杆柱载荷大、冲程损失严重、地面设备不配套、调参困难等问题,通过技术研发与引进,形成了以自动补偿泵、双层泵、侧流泵、侧流减载泵为主的稀油深抽工艺．现场应用10井次,累计增油9135t,侧流减载泵实现了最深泵挂4716m。针对稠油生产井普遍存在的稠油难以入泵、大泵下不深、小泵不能满足油井生产、油井普遍高含硫化氢等问题,形成了以小泵深抽、深抽抗稠油电潜泵为主的稠油深抽主导工艺,并在现场进行了20井次以上的推广应用,累计实现增油8．7×10^4;同时开展了水力喷射泵-抽稠泵接力举升先导试验．该工艺反掺稀油由水力喷射泵一级举升至抽稠泵泵挂深度,再由抽稠泵系统举升到地面,实现了5000m人工举升。     

三个“引领”提速“双百亿”

为了全面提高党的建设科学化水平,中国石化西南油气田将继续突出核心引领、能力引领和文化引领,以此助推油气田"双百亿"目标的实现。党的十八大报告指出,要全面提高党的建设科学化水平,因为"我们党担负着团结带领人民全面建成小康社会、推进社会主义现代化、实现中华民族伟大复兴的重任"。对于国有企业而言,全面加强党建思想政治工作的科学化水平,就是要通过国有企业在思想理论、组织发动、纪     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

井下油嘴在深层高压凝析气井中的研究与应用

气井在开采过程中易在井筒、节流处及地面集输管线内形成天然气水合物,堵塞气井的生产通道,影响气井的正常生产。井下油嘴将气井地面节流转移至井下节流,使天然气的节流、降压、膨胀和吸热过程发生在井筒内,防止天然气水合物的形成。通过分析水合物生成的影响因素,研究井下油嘴的合理下入深度和油嘴直径,形成了凝析气井井下油嘴设计技术。并通过改进井下油嘴的密封材料和工具结构,提高了其稳定性和耐压差能力,克服了深层凝析气井含液量高、压差大的难题,并在凝析气田成功推广应用6井次,取得了良好的效果和经济效益。      

塔河油田超稠油水溶性减阻降粘剂的研究与应用

针对塔河稠油高粘及油田地层水高矿化度的特点,研制了耐盐型稠油减阻降粘剂,考察了药剂浓度、矿化度、油水比例以及破乳效果等对稠油降粘效果的影响。结果表明,在A剂加量为3 200 mg/L,B剂加量为800 mg/L,w(油)∶w(水)=6∶4时,降粘剂最佳适用矿化度为9×104mg/L左右,对破乳基本无影响。现场试验结果表明,稠油减阻降粘剂能满足50℃时原油粘度在50×104mPa.s以下的稠油降粘,其对矿化度敏感,最佳矿化度使用范围在7×104~12×104mg/L,耐盐型稠油减阻降粘剂应用于电泵型油井降粘试验效果较好。     

高压气井重复压裂工艺技术

油气井重复压裂是老井挖潜上产的有效手段之一。气井重复压裂与油井有着很大的不同,其初次压裂改造后为实现重复压裂增产其工艺设计需要有针对性的考虑。文章通过实验评价、理论研究与现场实践,在地质认识、评井选层的基础上,通过地应力场分析和诱导地应力模拟,形成的以规模优化、降低伤害、高效返排为关键的气井重复压裂技术具有很好的针对性和适用性,为气井重复压裂效果提供了充分的工艺保障。现场试验分析结果表明,选择有潜力的井层及地层压力较高的时期,配以有针对性的重复压裂工艺技术,气井重复压裂可获得较好的改造效果。     

理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设

"十二五"以来,中国石化西南油气分公司面对日益复杂的勘探开发对象和扭亏创效的巨大挑战,坚持科技创新,发展完善了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论,形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术,创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。上述理论创新和技术进步有力支撑了四川盆地川西陆相碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气、川东北元坝海相碳酸盐岩等领域的重大突破,发现了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区,探明了2个、建成了3个大中型气田,天然气储产量创历史新高。"十三五"期间,将重点攻关深层海相碳酸盐岩气藏勘探开发、深层页岩气商业开发、高含硫气田安全开发和开发老区气藏提高采收率技术,到"十三五"末天然气年产量力争达到(100~120)×10~8 m~3。     

塔河油田稠油集输系统能耗分析及节能研究

针对集输系统进行效率测试,研究系统能耗规律,进而提出节能降耗方案,对提高稠油生产的经济性和后续区块地面集输的设计具有重要指导意义。根据塔河油田稠油集输系统工艺流程及能耗过程,提出了塔河油田稠油集输系统能流模型和能耗分析模型,按流程将集输系统分为3个子系统,测算了塔河二号联稠油集输系统及其子系统的能耗和能量利用率;根据测算结果,确定系统的能量损失主要是联合站和输油管道的散热损失。从运行工况分析炉泵等设备的效率影响因素,并提出相应的节能方案。