缝洞型油藏不动管柱堵水技术研究

缝洞型油藏属于以溶洞、溶蚀孔隙、裂缝为主要储集空间的底水油藏.在开发过程中,因储层裂缝发育程度高、底水易沿高渗透裂缝通道窜进而造成油井快速水淹.塔河油田在不动管柱的施工条件下,将液态堵剂注入水窜通道进行封堵,释放水窜屏蔽剩余油,达到治水的目的.同时,深化油藏认识和基础资料分析,建立了"六项基础"分析法确定堵水潜力,研发淀粉胶和高温冻胶2种药剂,形成一套针对缝洞型油藏的不动管柱堵水技术体系,在现场实施13井次,有效率为61.54％,增油1.7万t.     

利用液面指示曲线计算塔河缝洞型油藏地层能量和流动系数

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏采油井,地层真实能量及裂缝系统流动状况难以确定,一直制约着油田的精细开发。基于均质油藏的计算方法又无法满足实际需求,利用流体力学的镜像法原理,通过对关井后静液面恢复数据处理,建立液面指示曲线,获取等效于无限关井时刻的真实地层压力和流动系数,指导缝洞型油藏稠油井的储层健康诊断,现场应用效果较好。     

纳米二氧化硅复合早强剂的开发与性能评价

针对深水固井中油井水泥早期强度增长缓慢的问题,考察了纳米二氧化硅低温早强特性,并通过递进式叠加优化获得一种纳米二氧化硅复合早强剂NS-4。模拟深水固井的温度、压力条件,测试了该早强剂对油井水泥稠化性能、静胶凝强度和抗压强度的影响。研究结果表明:纳米二氧化硅复合早强剂组成方案为0.8% 纳米二氧化硅（质量分数,下同）+2% 硫酸钠+0.05% 三乙醇胺+0.2% 铝酸钠,掺量为水泥的3.05%;15 ℃、10 MPa 条件下掺入该早强剂的水泥浆稠化时间为236 min,其中稠化过渡时间为34 min;30 ℃、15 MPa 条件下静胶凝强度0~576 Pa 发展时间为180 min,其中胶凝过渡时间为48 min;在4 ℃、15 ℃、30 ℃下,加入该早强剂的水泥石24 h 抗压强度分别是纯G 水泥的9 倍、4.7 倍、2.4 倍。该早强剂优异的低温早强、防气窜性能,有助于解决深水固井面临的低温、浅层水/ 气流动的难题。     

缝洞型油藏流势调整控水技术研究

为解决缝洞型油藏因见水和含水上升导致的产量递减的问题。根据缝洞型油藏流动特征,建立流体势表征公式,明确缝洞型油藏流势主要由位能、压能和动能构成,提出通过改变生产压差控制水侵速度和方向,控制油井含水的技术。根据数值模拟结果,明确不同影响因素对流势调整的影响,水油体积比在10~30之间时,排水井与产油井采液比越大,流势调整效果越明显。在流势调整理论和数值模拟的指导下,矿场试验在塔河油田TH12338井组取得较好试验效果,累计增油1.42×10^4 t,井组含水得到有效控制,证明了流势调整是缝洞油藏稳油控水的有效手段。     

缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通通道结构识别——以塔河油田十二区TH12370和TH12348井为例

井间连通通道结构的识别能够为油田现场优化开发方案、提高采收率提供重要的依据。为了探索识别缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通结构的有效方法,综合生产动态数据、示踪剂监测资料和地震资料,对塔河油田十二区TH12370井和TH12348井开展系统分析。根据注水受效和示踪剂监测数据确定井间连通性;利用示踪剂浓度变化曲线的特征参数和突破后的无因次累计产出质量曲线对井间连通通道结构进行识别;通过不同属性的地震剖面和缝洞体的三维“雕刻”揭示井间通道的空间发育特征。结果表明,TH12370井和TH12348井之间通道结构由并联管道叠加风化壳构成。研究认为,示踪剂产出曲线的峰型、峰数、峰值强度、推进速度等特征参数和突破后的无因次累计产出质量曲线特征可以有效地识别缝洞型碳酸盐岩油藏井间通道类型和连通结构,而井间连通通道结构的最终确定应综合考虑生产动态和地震资料的解释结果。     

低温固井水泥浆体系的室内研究

针对煤层气层的低温固井以及深水表层套管固井中油井水泥早期强度发展缓慢的问题,通过将胶体SiO₂、硫酸盐和醇胺类物质三元复配,开发出一种复合型无氯早强剂AA。研究了该早强剂不同加量对油井水泥的影响,采用XRD、SEM分析水泥水化产物和微观形貌,并结合早强剂中各组分作用,分析了它的作用机理。通过向水泥中加入减轻材料和配套外加剂,形成了一套密度为1.35~1.87 g/cm3的低温固井水泥浆体系。研究结果表明,早强剂AA可以加速水泥熟料C₃S、C₂S的水化反应进程,同时消耗水泥水化生成的Ca(OH)₂,胶体SiO₂可以与Ca(OH)₂发生火山灰反应生成C-S-H凝胶,它可以填充水泥颗粒之间的微孔隙,显著提高水泥石早期强度;该低温固井水泥浆在30℃下的24 h抗压强度大于13 MPa,稠化时间在196~258 min之间,失水量为24 mL,游离液为0,流动度大于20 cm。此外,该水泥浆体系具有直角稠化、防气窜性能优异等优点。      

塔河油田稠油井流压测试替代方法的研究

塔河油田属于超深、超稠油油藏,自喷井流压监测是塔河油田评价油井能量变化和判断底水锥进的重要方法.但是,由于油品超稠、高产井测试影响时效,且测试费用较高,一直制约自喷井地层能量监测.在充分调研国内外自喷井流压测试方法的基础上,利用能量守恒定律推导出一种适用于稠油油藏流压测试的替代方法,结果表明,现场42口井折算结果与实测值误差在0.19 MPa以内,较普通水力学公式计算精度大大提高.