热采水平井找堵水技术在春光油田的应用

针对春光油田稠油热采水平井原油黏度高、隔层薄、出水点复杂、常规找水不适应的问题,开展了热采水平井动态温剖找水技术研究。通过在水平段下入分布式温度测试仪,改变生产工作制度,造成出水位置温度异常,实现准确找水。并在找水认识的基础上开展了工艺配套,利用液体胶塞先对后段非出水点进行暂堵保护,后续注入低温凝胶及高强度纳米堵剂对出水段进行逐级封堵,从而形成一套热采水平井找堵水技术。现场应用两井次,达到了改善热采水平井高含水状况,提高水平段动用程度和开发效果的目的,周期增油226.0 t。该技术为高含水热采水平井治理提供了一种新的技术方法。     

稠油热采水平井插管堵水工艺应用及效果分析

针对稠油热采水平井含水上升而常规机械封堵工艺难以适应的问题,采用稠油热采水平井双封插管堵水工艺,解决稠油热采水平井的机械堵水问题,实现管柱锚定、坐封、丢手和注采一体化。介绍了堵水工艺管柱组成、工作原理、技术参数和特点。实践证明,双封插管堵水工艺管柱取得了明显的堵水效果。     

海上水平井找堵水技术研究与应用

海上水平井开采具有高含水、高液量、高速开发的特点,高含水水平井治理难度大、效果难保证.本文在采用爬行器输送、PLT和MAPS组合测试技术找准出水位置基础上,利用过筛管定向堵水分段控采技术实现了出水层段的有效封堵,取得了显著的控水增油效果.该研究为水平井治理提供参考,具有广阔的应用前景.     

基于改性氰凝的水平井定点堵水技术

为有效封堵出水点明确的高含水水平井,特别是筛管完井水平井,借鉴水坝裂缝处理和防水工程中的堵漏方法,提出了基于小剂量改性氰凝的水平井定点堵水技术。通过对浆液黏度、发泡反应进行化学改性,研制了化学自膨胀-改性氰凝,使其可注入和反应时间可控,并考察了固化体的抗压强度、耐压性及其影响因素;同时,研发了配套的活塞推进输送和架桥驻留工艺。试验得出,研制的化学自膨胀-改性氰凝可在20~90℃下延迟可控反应,抗压强度12 MPa以上,耐压达到20 MPa。该技术在3口井进行了现场试验,在国内首次实现了L形筛管完井水平井定点堵水。研究结果表明,基于改性氰凝的水平井定点堵水技术可解决水平井长井段定点堵水难题,为治理水平井出水提供了新的技术手段。      

草20块西区Ng1薄层特稠油油藏水平井热采设计

草20块是一个具有边水的构造岩性特稠油油藏，针对西部未动用区油层薄6～8m，受边水及东部高含水带影响大的特点，采用了水平井代替直井进行热采开发，并对水平井热采参数进行了优化设计。现场实施后，单井日产油峰值达到40t，平均单井年产油量在5000t以上，取得了较好的开发效果，为同类油藏的开发提供了指导和借鉴。     

稠油热采高含水水平井水淹动态和水淹模式

目前稠油油藏开发普遍采用热采方式,热采水平井在提高稠油油藏产量方面发挥着重要作用,但水平井高含水问题也日益突出,成为影响热采水平井开发效果的主要问题.以某稠油油田某区块高含水水平井为例,根据其生产动态数据和蒸汽吞吐开发过程中遇到的主要问题,分析了水平井水淹动态变化规律,提出了高含水期热采水平井的4种水淹模式,即边水内侵水淹、钻遇水层水淹、同层汽窜水淹和层间汽窜水淹.该认识成果对水平井新井设计、完井方式选择、后期水平井治理提供了参考依据.     

稠油热采水平井测试技术的研究与应用

根据热采稠油水平井生产测试要求,研制了连续钢铠式电缆测试技术和利用抽油杆输送测试仪测试技术,实现了稠油水平井在注汽期、焖井期、生产期等阶段的温度全井段测量,保护了地层原有温度场,为油井生产、配注措施的实施提供了指导依据。这两项测试技术为水平井推广应用提供了测试和分析手段,均达到了国内先进水平。     

浅层稠油热采水平井测试技术研究及应用

介绍了一种新型连续抽油杆式电缆测试工艺.该技术测试数据采集采用TPS-9000型数控系统,可提供高精度测试井剖面资料,实现热采稠油水平井全井段注汽、采油阶段多点温度参数的录取,具有现场操作简单便捷。安全的特点。     

高含水后期油井堵水原则界限研究

本在综合考虑油井堵水对油田可采储量和产量影响的基础上，结合经济因素分析，研究提出了一套油井堵水原则界限和效果评价方法。     

稠油热采水平井生产测试技术

介绍了一种适用于浅层稠油热采水平井生产测试技术。该技术采用特殊的井下测试仪器和井口密封装置，通过泵送仪器输送法在副管内将测试仪器输送到水平井段的预定位置，经过一定时间的热交换平衡后，可通过移动测井电缆逐点测试水平井段的温度变化，达到生产测井的目的。通过现场应用表明，该技术具有结构简单、施工操作方便、安全可靠及不停抽即可测试等优点，解决了浅层稠油热采水平井段生产参数难于测试的问题。     

冀东油田水平井机械卡水技术

随着开发的深入,冀东油田部分水平井出现了高含水问题,由于水平井井身结构复杂、井斜大,侧钻井油层段井眼尺寸小,常规的机械卡水工艺无法实现卡水,而化学堵水费用高、施工周期长、风险大,为此,根据冀东油田常规水平井、侧钻水平井的不同井型和井身结构特点,研究了常规射孔和筛管完井水平井的单双卡技术,同时开发了小井眼尺寸的悬挂φ73 mm、φ88.9 mm、φ101.6 mm尾管完井的侧钻水平井单双卡技术,研制了外径70 mm、54 mm两个系列的小直径卡水工具系列,形成了水平井卡水施工的配套施工工艺,对水平井大斜度井段采用桥塞加水泥封层的复合卡水工艺进行了试验.该研究成果对国内类似复杂结构水平井进行卡水作业具有借鉴意义.     

水平井找堵水技术研究及应用

随着水平井开发技术在采油三厂的大规模应用,开发矛盾逐渐显现,由于天然裂缝、人工裂缝以及非均质性等因素,容易造成部分层段注水突进,水平井部分层段水淹,由于水平井井网局部水井密集,水平井与定向井交错分布,井网不规则、不完善,导致水平井区域油水对应关系复杂,难以判断水淹层位,影响单井产能。动态表现为高液量、高含水,日产油量较低。为提高水平井单井产量,整体提升采油三厂水平井开发效果,因此水平井找堵水技术研究实验,取得较好效果。     

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。     

气藏水平井水平段产气剖面的影响因素分析

用水平井开采气藏,影响水平井水平段产气剖面的因素很多,可分为地层岩石物性和流体物性、钻井污染、射孔单元完井参数和井段宏观打开参数。由于水平井修井、增产增注、分层开采的要求,水平段气井常常采用分段打开设计,其打开程度、打开位置、打开段射孔参数都将对长井段井筒流入剖面产生影响。根据气藏内气体的流动模型和水平井井筒内流体的流动模型,建立了井筒流动与气藏渗流耦合模型,以该耦合模型为理论基础,通过长井段射孔产能优化模拟研究,分析了影响水平气井水平段产气剖面的因素,为水平气井地质设计、开发气藏、提高采收率提供较为科学的依据。     

裂缝储层注水井深部调剖技术研究与应用

安塞油田王窑东部、西南部,南梁西区和候市西南部等区块裂缝发育,动态监测和开发动态显示,储层裂缝具有明显的方向性,导致主向井见水较快、甚至水淹,而侧向井长期不见效,产能损失严重,影响区块的开发效果。为了封堵大孔道及高渗透层,提高注水开发效果和水驱采收率,安塞油田自2005年以来,结合裂缝储层地质特性,深入开展了裂缝储层注水井调剖体系研究与应用。重点介绍了近几年裂缝储层注水井深部调剖技术在安塞油田的完善与应用情况,通过技术的不断完善和认识的不断加深,已逐步确定了适合安塞油田的注水井深部调剖体系、工艺参数设计和时机选择,为安塞油田裂缝储藏开发提供了有利的技术支撑。     

块状超稠油油藏水平井热采数值模拟研究

通过建立一个可用于水平井热采的三维三相数学模型,对杜84块兴隆台油层兴Ⅰ组和兴Ⅵ组油层水平井地质和注汽参数敏感性进行模拟计算,分别研究水平井段长度、井距、渗透率等地质参数和井底蒸汽干度、注汽强度、注汽速度等注汽参数对水平井开发的影响,并优选各项的参数,为杜84块兴隆台油层水平井高效开发提供技术支持.     

非均质底水油藏水平井水淹规律研究

以数值模拟技术为手段,通过建立非均质底水油藏水平井概念地质模型,研究了油藏平面及垂向非均质性（不同渗透率级差及高渗带宽度）对水平井水淹规律的影响。研究表明,油藏非均质性对水平井沿程见水点位置及高渗带、低渗带平均日产油量之比等有显著的影响,该项研究对于指导非均质底水油藏水平井的开发具有一定的意义。     

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。     

水平井蒸汽吞吐经济技术界限

利用水平井蒸汽吞吐开发薄层、超稠油以及具有边底水等复杂条件的稠油油藏具有较好的优势,但是水平井投资大,风险高,研究水平井蒸汽吞吐经济技术界限十分必要.基于油藏数值模拟和动态经济评价方法,研究了无边底水、边水以及底水3类稠油油藏水平井蒸汽吞吐的油层有效厚度界限、油价边界值以及地面原油粘度界限.底水稠油油藏含水率上升最快,开发效果最差,因此经济技术界限也最为苛刻.当油价为50美元/bb1时,地面原油粘度为10 000 mPa·8的无边底水、边水以及底水稠油油藏进行水平井蒸汽吞吐开发的油层有效厚度界限分别为2.7,2.9和13.8 m.建立不同油价下的经济技术界限图版以及定量关系式,便于根据油价波动动态地指导不同类型稠油油藏水平井蒸汽吞吐经济开发.     

稠油油藏水平井热采非等温流入动态模型

将常规油藏水平井三维稳态势分布模式引入到水平井蒸汽吞吐开发油藏,以Marx_Langenheim加热理论为基础,把水平井筒处理成由若干个流量、温度不等的微元段线汇组成,建立了非等温油藏内渗流与水平井筒内变质量变温度管流耦合的流入动态模型.利用该流入动态模型,可以计算水平井注蒸汽后的地层参数,也可以模拟计算水平井筒在不同温度分布剖面下的产量和压力分布,分析流入动态的诸多影响因素,从而为优选采油参数提供了依据.计算实例表明:蒸汽吞吐水平井的流入动态受水平井筒的非等温状况影响较大.水平段首、尾两端温差越大,水平井筒压降就越大,产能也越低,水平段产量分布的对称性变差,指端产量远低于跟端产量.