盘河“金三角”油藏开发工艺配套技术
河口油区大斜度定向井配套开发技术优化
河口油区大斜度定向井配套开发技术优化董长润１，朱建英２，高保国２摘要：介绍了河口采油厂大斜度定向井的概况及特点。
针对不同油藏大斜度定向井的具体情况，重点介绍了大斜度定向井从单井钻井轨迹设计到射孔、防砂、采油等一系列配套开采技术及应用情况。
该配套技术成功地开发了河口采油厂大斜度定向井，开发效果显著。
关键词：大斜度定向井；开发；防砂；螺杆；连续杆；电泵；偏磨中图分类号：ＴＥ３５５．５文献标识码：Ａ文章编号：１００８－８０８３（２００７）０１－００４３－０２一、引言河口采油厂大斜度定向井主要集中分布在飞雁滩油田埕１２６－斜１块、埕１２９－斜１块和英雄滩油田大３５－斜２０块。
由于受地理环境等多种因素的影响，其油井均设计为大斜度定向井。
前者属于疏松砂岩油藏，地面环境恶劣，油井造斜点高（３５０ｍ～４７０ｍ）、井斜角大（３３°～４８°），出砂严重；后者属于中渗稠油油藏，油藏埋藏深（１７００ｍ～２１２９ｍ），透率低（平均渗透率１９３×１０－３μｍ２），油稠（平均动力粘度１１２１４ｍＰａ．ｓ），井斜角大（平均３５．７°），油井均有不同程度的出砂。
针对目前国内还没有同类油藏开发的先例，开展了大斜度定向井开发技术研究，形成系列配套技术，成功地开发了河口采油厂大斜度定向井，为其它同类型油藏的开发积累了宝贵的经验。
二、配套开发技术１．优化设计单井钻井轨迹为确保大斜度定向井井身轨迹平滑，减少钻井实施风险，同时降低油井防砂抽稠等工艺措施实施难度，提前介入，利用测斜数据处理软件对滩涂油田各个井台上所钻新井的井身轨迹进行了优化设计，同时要求现场施工工艺应用无限随钻工艺，确保井身轨迹达到高吻合率。
通过软件的优化设计，各井的钻井轨迹达到了最优化。
１００ｍ造斜率都为１５°；最大井斜角在３２°－４５°之间，不超过４５°；７０％油井的造斜点在１０００以下。
实践证明：该设计合理，都能满足后期防砂和抽稠的需要。
油藏开发技术的创新和应用
油藏开发技术的创新和应用近年来，随着油价的上涨和能源需求的增加，油藏开发技术的创新和应用变得越来越重要。
油藏开发技术涵盖了许多方面，包括勘探、钻井、采油、运输等等。
本文将从技术创新、资源开发和环保方面探讨油藏开发技术的创新和应用。
一、技术创新技术创新是油藏开发实现可持续发展的基础。
油藏开发技术的创新包括改进传统工艺、开发新型技术和引进国外先进技术等。
下面将分别阐述。
1、改进传统工艺改进传统工艺是油藏开发技术的创新之一。
利用新材料、新工艺、新设备和新方法改进勘探、生产和转化工艺，提高油藏开发效率和资源利用率，减少成本和环境污染，是利用现有技术资源进行技术创新的一种途径。
例如，采用评价技术、物探技术、遥感技术等提高勘探精度，使用超压注水技术、高效施工技术、减阻节能技术等提高采收率，使用聚舶技术、气吞式钻井技术、环保钻井技术等提高生产效率。
这些技术在油藏开发中得到了广泛应用，并取得了良好的效果。
2、开发新型技术开发新型技术是油藏开发技术的创新之一。
新型技术的开发，需要对国内外石油开采技术和资源开发的最新进展进行综合考虑，不断创新和改进技术，提高技术水平和设备性能，以适应复杂多变的油藏环境和市场需求。
例如，利用生物水耕技术、多级分段压裂技术、基于虚拟钻井模拟技术等开发出新的采油技术，可以提高采收率和生产效率；利用开发高温、高压、大深度钻井技术等，可以降低勘探成本和提高勘探精度。
3、引进国外先进技术油藏开发技术的创新也包括引进国外先进技术。
国外先进技术是对我国技术的补充和丰富，可以帮助我国提高油藏开发质量和效率，并缓解国内资源紧张的压力。
以美国页岩油气开发技术为例，经过引进和应用，可以开采巨大的油气资源，为我国能源安全提供保障。
当然，在引进国外先进技术时，要充分满足国内情况和需求，避免盲目引进造成的浪费和冲突。
二、资源开发油藏开发技术的应用不仅需要技术创新，还需要合理的资源开发。
资源开发包括资源的评价、规划和利用等方面。
细分开发层系 提高尚一区外围西部开发效果
细分开发层系提高尚一区外围西部开发效果摘要：对于高孔中渗的常规稠油出砂油藏，当一套井网合采，由于储层物性、流体性质的影响，高渗透层的井容易受到注水效果，液量高，含水高，水淹严重；低渗透层的井见不到注水效果，液量低，液面深。
随着井网的不完善，区块地层压力下降快，原油脱气严重，制约油井产量得不到正常发挥，产量递减快。
本文提出了科学划分开发层系，优化井网结构，减缓油井水淹的速度，保持油藏的地层能量，使出砂油藏能持续稳定开发。
关键词：出砂油藏常规稠油产量开发层系井网结构尚店油田尚一区馆陶东营组油藏属于常规稠油油藏，1989年投入开发，初期采用正方形反九点注采井网，馆陶东营组采用一套井网开发，随着开采时间的延长，部分油水井由于套破停产，扶停难度较大，井网已很不规则。
区块部分井区水淹重，含水大上升，地层能量快速下降，产量降低，针对老区不能持续稳定发展的现象，我们积极分析其构造位置及岩性特征，并运用细分层系调整井网，来解决这一问题。
一、区块概况及油藏特点1.区块概况尚店油田地理位置位于滨州市境内，构造位置位于东营凹陷西缘，西接林樊家突起，北临滨县凸起，南为里则镇洼陷。
尚一区外围西部位于尚店油田西南部，主要含油层是NgEd5，含油面积6.0km2，地质储量640万吨，标定采收率10.8，可采储量69万吨。
尚一区外围共有7套含油层系，自上而下为Ng2、Ng3、Ed2、Ed3、Ed4、Ed5，划分24个小层，含油小层15个。
其中馆陶2、3砂层组为主力含油砂层组2.油藏特征尚一区外围是一个西北高、东南低的单斜构造。
北部受一东西走向的断层控制，断层落差西大东小，平均断距40m，单元内部基本无断层。
属于高孔中渗油藏，平均原油密度0.9547，平均原油粘度1394mpa.s.地层水总矿化度24582mg/l，水型为CaCl2。
3.油藏类型尚一区外围西部Ng油藏类型为构造-岩性油藏，Ed油藏类型为岩性-构造油藏二、开发形势及存在问题1.开发形势1.1开发现状油井投产35口，开30口，目前单元平均单井日液能力8.9t/d，单井日油2.6t/d，动液面707米，累积采油54.7万吨，采油速度0.42%，采出程度8.5%，可采储量采出程度79.3%，投注水井10口，开注水井8口，单井日注37m3/d，累积注水129×104t。
陆东凹陷后河地区增储上产关键技术研究
89陆东凹陷位于内蒙古自治区通辽市和赤峰市境内，是开鲁盆地的一个次级负向构造单元，是在海西期褶皱基底上发育起来的中生代凹陷。
陆东凹陷是辽河外围中生代盆地中勘探工作开展较早的地区，也是众多凹陷中油气勘探最先获得突破的地区，其周边已发现前河油田、广发油田等多个油气构造带。
陆东凹陷油气资源丰富，且勘探程度低，具有较大的增储上产潜力。
后河地区位于陆东凹陷交力格与三十方地两大生烃洼陷之间[1]，具备完整的断裂背斜构造，形成于沙海组沉积时期，发育扇三角洲沉积体系，地层自下而上为古生界基底，中生界下白垩统义县组、九佛堂组、沙海组、阜新组，上白垩统及新生界等，主力含油层系为九佛堂组，储层岩性以细、粉砂岩为主，属于中孔、特低渗储层。
1 后河地区开发难点后河地区低渗-特低渗油藏主控因素复杂，储层物性差，储层孔隙度一般分布在11.2%-22.6%，中值16.2%，见图1；渗透率一般分布在0.5~124.6mD，中值2.95mD，见图2，岩性成分复杂，优势储层甜点识别难度大；储层变化快，非均质性强，油层厚度薄，水平井油层钻遇率低；陆东凹陷后河地区增储上产关键技术研究赵国柱1 荐鹏1 李常娥21. 中国石油辽河油田分公司辽兴油气开发公司 辽宁 盘锦 1240102. 中国石油辽河油田分公司荣兴油气开发公司 辽宁 盘锦 124010摘要：后河地区是陆东凹陷油气最为富集的地区，油气资源丰富，探明率低，勘探开发潜力大。
但受成藏主控因素复杂，储层物性差，非均质性强，油藏品位低等多种因素影响，存在优质储层难以准确预测，水平井油层钻遇率低，经济有效动用难等诸多难点问题，严重制约了该地区的勘探开发。
研究重点为河地区开发难点为导向，精细刻画优势储层甜点分布，攻关水平井随钻跟踪精准调整新技术，探索直平组合立体开发新方式和水平井分段体积压裂新方法，强力支撑后河地区增储上产。
关键词：陆东凹陷 后河地区 储层特征 甜点识别 直平组合Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ Ｋｅｙ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｆｏｒ Ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｉｎ Ｈｏｕｈｅ ａｒｅａ ｏｆ Ｌｕｄｏｎｇ ｓａｇＺｈａｏ Ｇｕｏｚｈｕ１，Ｊｉａｎ Ｐｅｎｇ１，Ｌｉ Ｃｈａｎｇ＇ｅ２1. Liaoxing Oil and Gas Development Company of Liaohe Oilfield Company ，PetroChina ，Panjin 1240102. Rongxing Oil and Gas Development Company of Liaohe Oilfield Company ，PetroChina ，Panjin 124010Abstract ：The Houhe area is the most abundant area of oil and gas in the Ludong Depression ，with abundant oil and gas resources ，low exploration rate ，and great exploration and development potential. However ，due to various factors such as complex reservoir formation control factors ，poor reservoir physical properties ，strong heterogeneity ，and low reservoir grade ，there are many difficult problems such as difficulty in accurately predicting high-quality reservoirs ，low drilling rate of horizontal well oil layers ，and difficulty in economically effective utilization ，which seriously restrict the exploration and development of the region. This research focuses on the development difficulties in the Houhe area ，delineating the distribution of sweet spots in advantageous reservoirs ，tackling new technologies for precise adjustment of horizontal well tracking while drilling ，exploring new methods for vertical and horizontal combination three-dimensional development ，and new methods for segmented volume fracturing of horizontal wells. It strongly supports the increase in storage and production in the Houhe area.Keywords ：Ludong sag ；Houhe area ；Reservoir characteristics ；Dessert identification ；Straight combination图1 后河地区孔隙度分布90平面上不同区域油井产能差异大，直井自然产能低，压后产量递减快，油藏经济有效动用难，上述问题严重制约着该区块的有效开发[2]。
双高多层砂岩油藏二三结合精细调整技术研究
双高多层砂岩油藏二三结合精细调整技术研究随着我国油气勘探领域的不断发展，双高多层砂岩油藏的开发成为研究热点之一。
然而，由于复杂的地质条件和不同层段之间存在的相互影响，使得油藏的开发难度增加，特别是在二三结合处。
因此，需要通过精细调整技术来提高油藏开发水平，促进油气勘探和生产工作的持续发展。
一、双高多层砂岩油藏的特点1.地质条件复杂：双高多层砂岩油藏由于地质条件的多变性，地层参数的差异性，多层次复杂的岩石物理性质等，使油藏的特征非常复杂。
2.多层次相互影响：在双高多层砂岩油藏中，由于不同层段之间的相互关系，使得油藏的压力、流体、相态、温度等参数存在着复杂的相互作用。
3.二三结合处特殊：在双高多层砂岩油藏中，二三结合处具有特殊的地质条件和流体性质，是油藏开发中的难点和瓶颈。
1.油藏开发度不高：双高多层砂岩油藏的开发难度大，往往导致开发度不高。
2.水驱油效果欠佳：由于油藏复杂特性的影响，水驱油效果欠佳，产油量较低。
3.采收率低：双高多层砂岩油藏开采后期难以取得更多的油气资源，采收率较低。
1.渗透率调整：通过渗透率调整技术，可以有效提高河道中的渗透率，减轻油藏直接压裂的压力，达到更好的开发效果。
2.压裂工艺调整：通过改善压裂工艺，优化压裂参数和选择合适的压裂液体系，可以有效地提高储层渗流能力，塑造良好的剪切缝网络，实现油藏的高效开发。
3.注水井、油井联合调整：通过注水井和油井的联合调整，协调油水移动规律，改善油藏物理性质，实现储层渗透率的提高，从而发挥油藏的潜力。
四、结论双高多层砂岩油藏的开发难度大，但通过采用精细调整技术，可以有效地提高油藏的开发效率，增加产量和采收率。
以二三结合处为重点，合理地调整采收方案和工艺流程，既可以保障油田的生产安全，又可以满足国家经济需求的增长。
实施产液结构调整,提升边底水油藏开发效果
实施产液结构调整，提升边底水油藏开发效果[摘要]边底水油藏开发后期，开发效益逐渐变差，通过强化精细剩余油分布与技术界限研究、深化水平井技术应用、细化平面及层间产液结构调整、加强工艺技术攻关试验等做法，实现控制油藏液量增长速度、保持产量稳定、改善开发指标的效果。
[关键词]边底水油藏控液稳油调结构中图分类号：te319 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）09-0055-01随着开发的深入，特高含水开发后期开发效益逐渐变差，如何转方式、调结构，提高开发水平和开发效益是摆在我们面前的一个实际问题，桩西采油厂以提高“两率”为中心，在主要产液阵地的边底水油藏精细做好“控液、稳油、调结构”工作，保持了此类油藏的平稳开发，各类开发指标运行态势良好。
开发过程中着重强化了特高含水期精细构造、精细断棱、精细储层、精细剩余油分布等基础研究，应用油藏工程、数值模拟等方法进行水锥规律研究与开发技术界限研究，科学指导开发调整；深化薄层水平井、特高含水期井间水平井技术的研究与应用，提高边底水油藏储量动用率和采收率；细化平面、层间产液结构调整、“平面+层间”产液联动调整和层内压锥等四种模式的产液结构调整，探索边底水油藏控液稳油技术方法；强化不动管柱换层分采试验、水平井hpam冻胶堵剂堵水试验、水平井筛管完井acp定位堵水试验等工艺技术攻关配套。
通过以上工作的开展，边底水油藏液量增长速度有所减缓，产量保持稳定，开发指标有所改善，开发配套技术得到不断完善。
1 边底水油藏概况1.1 主要油藏特征该类开发单元构造简单，多为单一弧形断层遮挡，内部小断层不发育，地层倾角较缓；纵向上含油层系较多，多套含油层系，各单元含油小层在5～21个，各小层具有独立的油水系统，属中低丰度储层；该类单元储层物性较好，均为高孔高渗储层，渗透率一般在694～3231毫达西；常规稠油为主地层原油粘度在70～260mpa.s，地面原油粘度在564～2296mpa.s，地面原油密度0.93～0.97g/cm3。
濮城油田西区沙二上2+3特高含水油藏提高采收率配套技术研究
濮城油田西区沙二上2+3特高含水油藏提高采收率配套技术研究东濮老区中渗油藏地质储量2.74亿吨，占总储量的49.6%，采出程度仅29%，是油田可持续发展的重要阵地。
以厚油层非均质的沙二上2+3油藏进入高含水后期开发，主力厚油层采出程度已达41%，综合含水达96%以上，开发难点突出，未形成有效开发对策。
以西沙二上2+3油藏为实践区块，力求探索一套适应此类油藏改善开发效果、提升开发效益的对策，实现油田健康可持续发展的目标。
标签：概况;剩余油分布;挖潜对策;现场应用1、概况沙二上2+3油藏储层层内非均质性较强，油层厚、最大厚度在20m以上，层内垂向具有韵律特征，层内渗透率平均级差大于20，变异系数在0.71-0.78，突进系数在3.2-4.9;并且层系内具有密度和频率都非常高的不均匀分布的低渗透性夹层，经过长期强注强采开发，进一步加剧了层内矛盾，单层突进严重，导致层内高渗透条带存在，在开发上出现了注入水沿着固定方向推进，注入水波及体积下降，水驱动用差异大，水驱效率低。
2、剩余油分布研究2.1应用夹层识别结合数值模拟技术，描述高含水开发后期剩余油分布特征夹层不仅影响流体的垂向渗流，而且也影响流体的水平渗流。
由于夹层的存在，改变了整个渗流场的分布，使渗流（油水运动）发生变化。
夹层的分布状况对油水运动产生很大的影响。
分布稳定的夹层，可将油层上下分成两个独立的流动单元;如果夹层分布不稳定，则油层上下具有水动力联系，一般表现为注入水下窜。
受夹层控制的厚油层顶部物性较差的部位剩余油富集。
2.1.1夹层对平面剩余油分布的影响平面上夹层的发育与剩余油的富集区域大体一致，夹层的发育等级越高剩余油富集规模越大;因为夹层越厚，封堵作用越强，注水波及难度越大，因此水淹级别越轻，剩余油富集。
2.1.2夹层对纵向剩余油分布的影响受韵律性及储层分布影响，夹层在纵向上发育的位置不同，剩余油的分布规律不同。
夹层发育在上部：上部夹层由于其封堵作用较强，在下部形成大量剩余油，对剩余油富集有利。
深水挥发性油藏高效开发技术实践
第14卷第6期重庆科技学院学报（自然科学版）2012年12月1地质油藏特征深水油田勘探开发是一项高投资、高技术、高风险的项目，加快深海油田的开发将成为未来油气增长的新动力。
Deepwater-D 油藏位于深水金三角之一的西非地区，水深1500m ，油藏埋深约3500m ，为深水海底扇朵叶复合沉积。
油藏为背斜构造，平面上被一系列北东-南西向的断层复杂化（图1）。
该油藏为层状构造边水油藏，储层物性好，为中高孔、中高渗储层。
砂体平面展布较稳定，平均储层厚度13.7m 。
油藏为正常的温压系统，原油体积系数3.028，溶解气油体积比650，地饱压差小，流体为典型的近临界态挥发性原油，且存在组分梯度。
2油藏开发面临的问题（1）深水。
从目前世界深水油藏的开发现状看，深水油田一般采用FPSO+水下井口的开发模式，工程和钻完井投资巨大，平均每口井的钻完井费用约达4亿元人民币。
（2）薄层。
从地质油藏综合分析看，Deepwater-D 油藏储层相对较薄。
如果采用定向井开发，油井产能和注入能力较低，必须采取一定措施提高单井产能和注入能力，从而提高该油藏的开发效益。
（3）该油藏内部有一定的断层发育，从地震和地质综合解释看，部分断层两侧砂体不对接。
如何在井数有限的条件下，增加油田的储量动用程度至关重要。
（4）该油藏为挥发性油藏，气油比高且地饱压差小。
而目前该地区环保要求高，要求油田做到“零排放”。
因此，在油田开发生产过程中既要保持油田较高的压力水平，防止油藏脱气，导致原油产量迅速下降，又要做到伴生气的零排放。
3关键开发技术与实践结合其他油田开发经验，以经济高效开发为指导，研究了几种关键技术并用于生产实践。
3.1稀井高产技术针对深水油田钻完井费用高且占整个油田开发成本比例较高的特点，研究了“稀井高产”的开发技术。
Deepwater-D 油藏为典型多期叠置的海底扇沉积储层［1］，沉积规模大，储层平面连通性好。
“稀井高产”开发是对于油田的地质油藏特征所提出的一种创造性策略。
边底水油藏开发对策
边底水油藏开发对策(总31页)--本页仅作为文档封面，使用时请直接删除即可----内页可以根据需求调整合适字体及大小--前言一、底水锥进机理二、采水消锥机理三、底水锥进的影响因素四、控制底水锥进的方法（一）油井控制底水锥进的方法1、排水采油法2、双管同采抑制水锥技术3、双层完井采水消锥技术4、锥进控制与井下油水分离技术5、人工夹层抑制底水锥进6、水平井控制底水锥进7、注气抑制水锥8、化学堵水控制底水锥进（二）注水井控制底水锥进的方法1、注水控制底水锥进2、采用注聚合物、油水乳状液、泡沫和空气改善注水效果（三）综合治理技术五、控制底水工艺发展趋势前言目前我国大部分油田已进入中高含水期，进入高含水期开采之后，产油量递减加快。
在这些高含水油田中，底水油藏所占数目巨大，储量丰富。
底水油藏储层厚度大水体大，天然能量充足，开发中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进。
国内外油田实践经验表明：底水油藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替，以达到提高底水油藏开发效果的目的。
目前技术措施主要体现在：优化射孔、临界产量与临界压差的控制；采用水平井方案开发底水油藏；在油水界面附近打人工隔板以阻挡底水；开发后期加密井调整技术；完井技术（如双层完井）以及采油技术（如油水分采）等等。
一、底水锥进机理在有底水的油藏中，油藏开采以前，水位于油层的下部，油位于油层的上部打开层段下面将形成半球状的势分布（图1），由于垂向势梯度的影响，油水接触面就会发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大。
因而，此时的接触面形成喇叭状，这种现象即为底水锥进。
从机理上讲，垂向平面上油水接触面的变形和水平面上水驱替前缘的变形是类似的，两者都是由于汇聚于井底的势引起的。
随着油井的投产，界面的锥状体将逐渐形成。
锥体的上升速度取决于该点处势梯度值的大小以及该处岩石的垂向渗透率，锥体的上升高度取决于因水油密度差（ρw-ρo）引起的重力与垂向压力梯度的平衡。
河口油区高含硫油藏形成机理及配套开发工艺
河口油区高含硫油藏形成机理及配套开发工艺摘要：河口油区含硫资源十分丰富，前期由于开发工艺不成熟、成本高未得到有效动用。
本文通过研究明确了河口油区高含硫油藏的形成机理和分布情况，具有高产、高硫、部分高压的特点。
针对含硫油井的生产特点，差异化的配套了不同的完井和生产管柱，优选脱硫工艺，兼顾了开发效益和脱硫效果，为下步含硫油藏的开发奠定了坚实的基础。
关键词：含硫；管柱；脱硫；工艺河口油区含硫储量丰富，尤其是高产、高硫油藏较多，在前期的实践过程中也进行过开发探索，但由于硫化氢的剧毒和强腐蚀特性，固定投入大，开发成本高，且采用的大型湿法脱硫工艺对于油井单井而言设备庞大复杂，运行人员多、成本高，使得开发没有效益。
因此，出于安全和开发效益方面考虑，很多高含硫化氢的井，尤其是产量较高、有自喷能力的井均进行了封堵，导致一批品位较高的含硫储量得不到落实和有效动用。
因此，通过开展高含硫油藏形成机理研究，并配套相关开发工艺，大力提升开发效益，可促进含硫储量开发的进步。
1 河口油区高含硫油藏分布及形成机理1.1 含硫油藏分布情况河口油田含硫储量十分丰富，主要含硫区块有渤南-罗家、大王庄-郭局子、邵家，义东断裂带、渤深6潜山、车古27潜山等，其中常规油藏资源量3000万吨，含硫页岩油资源量2亿吨，天然气储量18亿立方，勘探开发潜力巨大。
1.2 含硫油藏形成机理河口采油厂硫化氢的来源与沙四段厚层膏岩密切相关，如车镇、沾化等凹陷属于新生代断陷湖盆，沙四段沉积时期，湖盆中心水体较深，沉积了厚层膏岩，膏岩层中的硫酸盐由于热化学还原作用生成了大量硫化氢，通过断层、裂缝和岩浆活动运移到周边圈闭并产生富集[1]。
硫化氢富集规律主要分为三种：第一种：以沙四段膏岩层为源岩、沙三段泥岩裂缝段为储集层的生储组合，受断层发育的控制；第二种：以膏岩层为源岩，沙四段顶部碳酸盐岩段为储集层的生储组合。
第三种，膏岩侧向对接潜山地层，横向运移扩散聚集。
总体而言，河口油区硫化氢多为膏岩原生，使得大部分含硫油藏具有三高属性：高产、高含硫化氢（平均20000ppm）、部分高压，同时具有气油比高、普遍高含CO（6%-8%）的特点。
利用水平井技术,配套相应工艺技术高效开发草13沙三段稠油油藏论文
利用水平井技术，配套相应的工艺技术高效开发草13沙三段稠油油藏[摘要]：乐安西区草13块沙三段油藏属构造岩性普通稠油层状油藏，位于东营凹陷南斜坡，草桥--纯化镇断鼻带东部，为南界被石村断层切割与遮挡的继承性反向屋脊构造，地层倾角3-4°，于1986年进行试油试采，2002年全面投入开发，到目前进入综合治理阶段，断块存在的主要问题是：油稠、天然能量较差，冷采开发能量持续下降影响产能；井况问题和部分井间无井控制，储量失控严重。
本方案在精细地质研究基础上，充分论证了水平井开发、热采开发的可行性，获得较好的开发效果。
[关键词]：稠油水平井热采中图分类号：te345 文献标识码：te 文章编号：1009-914x （2012）12- 0174 -01一、油藏地质构造及储层特征草13断块位于东营凹陷南斜坡，草桥--纯化镇断鼻带东部，为南界被石村断层切割与遮挡的继承性反向屋脊构造，地层倾角3-4°。
各小层顶面构造形态在纵向上具有继承性，沙三段油层埋深1190-1283m。
从测井解释情况来看，孔隙度变化范围为17-42%之间。
渗透率变化范围为20-2736×10-3μm2之间，级差高达118。
表明该块储层平面非均质性严重。
根据本区油井的原油分析，原油密度0.936g/cm3，原油粘度4063mpa.s，凝固点15℃。
压力系数为1.008属正常压力系统，油层温度52.7-61.0℃，扣出地表年平均气温15℃，温度梯度则为3.4-4.0℃/100m。
综合分析认为：乐安西区草13块沙三段油藏属构造岩性普通稠油层状油藏。
二、开发现状及开发状况分析草13块沙三段目前总井25口，开井24口，日液水平312t/d，日油水平118t/d，综合含水62.2%，平均动液面441米，采油速度2.04%，采出程度12.5%，累积产油26.44×104t，累积亏空68.49×104m3。
低渗透油藏渗吸采油技术进展与展望_1
低渗透油藏渗吸采油技术进展与展望发布时间：2021-07-15T04:24:20.353Z 来源：《防护工程》2021年8期作者：张平蔡雄石继荣[导读] 目前，我国已经进行开发的低渗透油田的产油量已经开始下降，而新发现的低渗透油田却还不具备开采所需的油量等级，其地层状况也不适合进行开采。
低渗透油藏的开采难度较大，需要很高的技术水平，因此应当不断进行开采技术的研发，使高开采难度的低渗透油藏能够被顺利开采，缓解我国的能源压力。
张平蔡雄石继荣长庆油田第三采油厂桐寨作业区陕西省延安市 717604摘要：目前，我国已经进行开发的低渗透油田的产油量已经开始下降，而新发现的低渗透油田却还不具备开采所需的油量等级，其地层状况也不适合进行开采。
低渗透油藏的开采难度较大，需要很高的技术水平，因此应当不断进行开采技术的研发，使高开采难度的低渗透油藏能够被顺利开采，缓解我国的能源压力。
关键词：低渗透油藏渗吸；采油技术；进展；展望1低渗透油藏特征1.1油藏类型低渗透储层的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用密切相关。
根据不同地质因素对低渗透储层形成的控制作用，将其划分为原生低渗透储层、次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层。
原生低渗透储层主要受沉积控制，粒径细，泥质含量高，岩石脆性低，裂缝不发育。
我国原生低渗透储层主要分布在冲积扇和三角洲前缘相。
次生低渗透储层主要受成岩作用控制。
由于机械压实、自生矿物充填、胶结作用和次生石英作用，使储层孔隙度和渗透率降低，原生孔隙少，形成致密储层。
我国几乎所有含油气盆地都发育次生低渗透储层，是低渗透砂岩储层的主体。
裂缝性低渗透储层在构造运动产生的外力作用下，极易发育裂缝。
裂缝的存在提高了储层的渗透率，提高了采收率。
1.2储层特点低渗油藏储层物性差，渗透率低，孔隙结构复杂，喉道细小，由于颗粒细、分选差、胶结物含量高，经压实和成岩作用使储层变得十分致密，渗透率一般小于0.1μm2。
低渗油藏储层孔隙度一般偏低，原始含油饱和度较高，原油物性较好，含水饱和度一般为30%~40%。
精细注水提高大港板南地区滩坝砂体油藏采收率技术
精细注水提高大港板南地区滩坝砂体油藏采收率技术板桥油田南区构造位置位于大张坨断层上升盘，主要含油层系为沙一下板4油组，发育为典型的滨浅湖滩坝沉积，为高气油比油藏，其特点是储层变化快、非匀质性强，该地区油藏经过几十年的勘探开发，目前大部分油井进入了高含水期，随着地层能量下降，生产效益逐渐降低。
因此，为进一步扭转该区滩坝砂岩油藏生产形势，以实现增储量、稳产量、提效益，通过转变思路，总结滩坝砂体分布规律，将油田开发与油藏经营有机结合，开展了滩坝砂油藏注水开发技术实践，通过精细注采对应，完善注采井网，注好水、注够水、精细注水、有效注水，板南地区油气收益率得到了明显提高。
标签：大港板南地区；精细注水；提高采收率；滩坝油藏大港板南地区滩坝砂油藏经过多年的开发剩余储量品位低，储层横向变化快，开发动用难度大，加之由于滩坝砂油藏的特点致使注水工作难度增大，诸如注入压力高、注入水不配伍、水敏等因素一直困扰着低渗滩坝砂油藏注水开发。
但是在当前经济形势下，由于油田滩坝类型油藏分布范圍广、储藏量丰富，加强对滩坝砂油藏的开发利用经济潜力大。
针对滩坝砂油藏弹性常规注水开发采收率低的特点，在对渗流能力及储量丰度进行分类评价的基础上，对大港板南油田不同区块实施异性化开发，开展小井距不压裂注水、大型压裂仿水平井注水、超前注水、高效测调技术等现场试验。
通过精细研究，灵活配套多种开发模式，为提高滩坝砂油藏储量动用率及采收率提供了宝贵经验。
1 滩坝砂油藏进行精细注水的条件通过渗流基础以及极限供油半径的研究，初步确定了研究区滩坝砂油藏的注水条件为：①渗透率大于2×10-3μm2；②储层亲水、敏感性不强、水驱效率相对高（大于40%）；③储层砂体发育稳定、连通性好；④油水井平均单井控制可采储量1.0×104t以上；⑤水质要达到A1级标准，水性要与储层及流体配伍。
2 精细注水开发技术2.1 细分注水技术细分注水是尽量将性质相近的油层放在一个层段内进行注水，其作用就是减轻不同性质油层之间的层间干扰，提高各类油层的动用程度，发挥所有油层的潜力。
盘河断块油藏高含水期提高开发效果应用措施研究
盘河断块油藏高含水期提高开发效果应用措施研究摘要：盘河复杂断块油田为常规稠油复杂断块油藏，通过多年的开发，已进入高含水期。
如何改善油田的注水开发效果、提高注水采收率是油田开发工作者亟待解决的研究课题。
在分析该油田注水开发中存在问题的基础上，提出了改善油田注水开发效果的途径。
阐述的方法和措施，重点推广应用了不稳定注水、水平井、堵水调剖、杆式泵、螺杆泵等技术，并在实际工作中取得了较好的效果，对盘河油田今后的开发、提高注水采收率有一定作用。
关键词：盘河油田高含水期应用措施提高开发效果0 前言盘河断块油田因断块发育，进入高含水采油阶段时间较早。
断块油田在高含水期阶段纵向和平面非均质严重，层间矛盾更加突出，没有动用的剩余油更加分散、破碎，产量递减速度加快，水油比增长快。
根据断块油田在高含水期的开采特点，分析了有代表性断块油田的成功开采经验，对断块油田在高含水期的开采特点进行仔细研究，提出了断块油田在高含水期改善注水开发效果的有效途径。
1 地质概况盘河断块位于惠民凹陷中央隆起带西部临邑大断层上升盘，是一典型复杂断块油藏。
含油面积17.1km2，地质储量3047×104t。
1973年投入开发，至目前，综合含水已达90%，采出程度26.5%，可采储量采出程度76.5%。
本文主要针对盘河断块油田的实际情况，开展了一系列的基础研究，提高了油田的原油采收率，增加了可采储量。
2.开发特点断块油田因断块发育，含油断块多，断层封隔性强，造成天然能量不足，且缺乏补充。
在衰竭开采状况下产量递减快，最终采收率低，注水补充油层能量在目前仍然是最有效的开采方式。
断块油田进入高含水采油阶段时间较早。
根据油田的开采实践，断块油田高含水期开采阶段大致有以下特点：各类油层的层间矛盾更加突出，部分油层已进入到水洗阶段；地下油水分布更复杂化，没有动用的剩余油层部分更加分散、破碎；高含水期油井的开采方式将以自喷生产转化为机械采油；采液指数大幅度增加，采油指数下降，产量递减速度加快，水油比增长快。
浅谈高压低渗油藏文33块沙三上精细注水开发技术
浅谈高压低渗油藏文33块沙三上精细注水开发技术发布时间：2021-06-10T12:05:00.560Z 来源：《中国建设信息化》2021年2期作者：李景海[导读] 文33块沙三上油藏是一个典型高压低渗油藏， 1983年正式投入开发，先后经历了5次大规模的调整治理，李景海中石化中原油田分公司文留采油厂文南采油管理一区河南濮阳 457000摘要：文33块沙三上油藏是一个典型高压低渗油藏， 1983年正式投入开发，先后经历了5次大规模的调整治理，主要通过开展逐层上返注水开发试验及井网加密调整，目前采出程度达到41.02%，已进入高含水开发期，剩余油高度分散，井网对剩余油的适应性不断变差，开发难度日益增大。
关键词：文33块沙三上；精细注水；剩余油分布规律；注水强度1 精细地层划分与对比通过选取全区砂层发育较全、砂层稳定、无断层或断层较少的井划分出小层，作为骨架剖面上的井。
对骨架剖面上井的小层进行对比与闭合，以此逐井类推，在对比骨架剖面控制下，进行全区494口井进行对比通层，最后达到全区闭合，并建立相应数据库。
通过储层渗透极差在测井曲线上的综合响应，结合动态资料验证，将原来笼统划分的沉积单元进行一步细分；纵向上以沉积韵律的完整性为原则，以沉积较稳定时期的泥岩作为流动单元的划分界限，且各流动单元在测井反应上有明显差异，来区别划分流动单元。
依据地层对比划分原则，将文33块沙三上储层进一步细划分为42个沉积单元，同时根据开发需要把42个沉积单元划分为101个流动单元。
2 精细沉积微相研究与细分前对比，砂体的几何形态发生了很大的变化，更能准确反映油砂体的平面分布和纵向连通状况，为剩余油分析提供依据。
文33块沙三上为浅湖-半深湖沉积体系下的三角洲沉积，三角洲平原亚相不发育。
区域物源方向主要为北北西和北北东方向，靠近物源方向,储层发育较好。
平面上，细化后单砂体河道宽度变窄。
通过沉积微相剖面的绘制，有利于识别砂体微相及明确砂体纵向上的变化规律。
特高含水整装油藏堵调工艺技术及应用
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特高含水整装油藏 堵调工艺技术及应用
孤东采油厂 二〇一七年三月
前言
面对低油价带来的严峻挑战，特别是针对特高含水
整装油藏开发后期，优势窜流通道普遍发育，剩余油分
布更为复杂，采油厂立足油藏研究，强化科研攻关，通 过窜流通道分析，研制低成本堵剂、优化段塞组合和堵 剂定位放置技术 ，降低单井投入，为低成本战略实施提 供技术支撑。
孤东采油厂
汇 报 内 容
一、孤东油田开发形势分析
二、低成本调剖的主要做法
三、现场应用情况 四、下步工作方向
孤东采油厂
一、孤东油田开发形势分析
1、孤东油田开发状况
发 采油厂管理着孤东、红柳、新滩三 个油田。其中主力油田——孤东油田含 中 油面积69.9平方千米，地质储量 2.2×108t，占总储量的81.9%。 心
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洼38块东二段低含油饱和度油藏治理对策研究
洼38块东二段低含油饱和度油藏治理对策研究洼38块东二段低含油饱和度油藏是目前我国油田开发面临的一个重要问题之一。
这种类型的油藏产量低、开发难度大，因此需要针对性的治理对策来提高油藏的采收率和经济效益。
本文将从地质特征、油藏工程、注水开发、化学剂注入等方面对洼38块东二段低含油饱和度油藏治理对策进行研究。
一、地质特征洼38块东二段低含油饱和度油藏地质条件复杂，油藏构造复杂，储量小、产量低，孔隙度低、渗透率小、孔隙结构复杂，导致注水开发效果不佳。
对于这种低含油饱和度油藏，我们需要结合地质特征，采取合理的治理对策。
二、油藏工程针对洼38块东二段低含油饱和度油藏，需要进行油藏工程研究，包括地震勘探、测井解释、沉积相分析等，通过对地质构造和油藏规模的分析预测，确定油藏的产能和储量，为后续的治理对策提供科学依据。
三、注水开发对于低含油饱和度油藏，注水开发是一种常见的增产方式。
但是对于洼38块东二段低含油饱和度油藏来说，由于地质条件的复杂性，传统的注水开发方式可能效果不佳。
需要结合地质特征，制定注水开发方案，选择合适的注水井位和注水方式，提高注水开发效果。
四、化学剂注入在治理洼38块东二段低含油饱和度油藏时，化学剂注入是一种重要的增产技术。
通过注入适量的化学剂，可以改善油藏孔隙结构，提高油藏饱和度，增强原油的流动性，从而提高采收率和产量。
但是化学剂的选择和使用需要谨慎，需要进行严密的试验和验证，确保不会对地下水和环境造成影响。
五、生产管理对于洼38块东二段低含油饱和度油藏，生产管理是关键的一环。
通过合理的生产管理，可以提高油藏产量，优化生产工艺，降低生产成本，增加经济效益。
需要加强生产管理，采用先进的生产技术和管理手段，提高油藏的开采效率和生产能力。
六、环保管理在进行洼38块东二段低含油饱和度油藏治理对策时，需要重视环境保护和生态平衡。
在开发和生产过程中，需要严格控制污染源，采取措施减少环境影响，保护地下水和生态环境，确保油藏开发的可持续性和环保性。
盘河油田盘15-1多维构造解释及效果
学术研讨69盘河油田盘15-1多维构造解释及效果◊中石化胜利油田分公司物探研究院李琴对于盘河油田复杂断块油藏，断层的识别及准确描述是提高断块开发水平和采收率的基础。
为提高断裂系统描述精度，通过断层强化处理，提高地震资料对断层的识别能力，利用多体构造解释技术提髙断裂系统描述精度，借助开发阶段大量的开发动态数据，利用动静结合方法进一步减少断裂系统描述的多解性，实现构造描述的动静态统一，并取得了显著应用效果。
盘河断块区属于典型的复杂断块构造,经过不同时期应力场的复合与联合形成了棋盘格式断裂体系。
断块区断层发育，断块破碎，断距变條杂【1]。
断层的测及准确描述紐高断块开絲平和采收率的基础，本文提出了一种提高断块油田构造描述精度的多维构方法，并取得了明1断层强化处理断层增强处理是通过地震资料相似性分析处理，根据相似性大小设定断层的门檻值，在大于该门槛值（相似性强）时利用构造导向中值滤波技术对地震资料进行去噪处理，提髙其连续性，在小于该门槛值（相似性差，断层位置）时采用构造导向扩散滤波赋值处理，从而强调断层的不连续性，达到断层边缘强化处理的目的。
图1断层强化前相干图（左）和强化后相干图2多维构造解释目前在复杂断块构造解释中，一般只考虑井震资料，很少考虑开发阶段积累的大童的开发动态资料，因此在构造解释中在三维解释的基础上，考虑加上动态数据作为其中的一维可以I步提高构_释的精度。
2.1多体构造解释p]多体构造解释技术提供了一种多数据体联合断裂系统描述方法，该方法针对复杂断块断裂系统特征，以叠前CRP优化地震数据体为基础，分别针对常规构造、骨架断层和微幅构造、低序级断层，应用断层强化处理、提髙分辨率处理等手段，获取断层强化数据体、相干数据体、提高分辨率数据体、地震断层数据体等，通过多数据体联合的方式精确描述断裂系统形态。
首先针对常规构造和骨架断层，应用断层强化处理得到强化相干数据，通过沿层相干属性并结合层位剖面得到初始断裂系统组合，描述常规构造和骨架断层。
科技铁三角成型记
科技铁三角成型记作者：暂无来源：《国企管理·石油经理人》 2019年第6期文/图杨君饶志坚以地跨豫鲁两省的东濮老区、四川普光和内蒙古探区三大勘探开发区域为点，以技术攻关为线，倾力打造“科技铁三角”。
多年来，中原油田围绕创建创新型企业目标，坚持创新驱动，成功破解多项勘探开发技术世界级难题，为油田高质量发展注入强大动力。
2018 年，中原油田把科技创新作为油田发展的核心动力，稳步推进以东濮凹陷效益勘探、油田效益开发、普光气田高产稳产、新区勘探油气增储为主要内容的“四大科技工程”。
开展的19 个课题128 个专题的科研攻关成效显著，硕果累累，其中获得集团公司技术发明奖1 项、省部级科技进步奖9 项，申请专利141 件，117 件获得专利授权，为油田增储上产提供了技术支撑。
破解世界级技术难题中原油田是我国最复杂的断块油气田之一，构造破碎、油气埋藏深、渗透率低，高温、高压、高盐，许多勘探开发难题属于世界级难题。
1983 年，国务院在中原油田组织了三年科技攻关会战，一批勘探开发技术达到当时的国内国际领先水平。
2003 年，石化集团公司又组织了新一轮3 年科技攻关会战，攻克了一批关键技术难题。
2 项成果达到国际领先水平，17 项成果达到国际先进水平，21 项成果达到国内领先水平，21 项技术获得国家专利，形成了一整套具有中原油田特色的综合配套技术。
中原油田凭借技术优势，顺利完成国家“九五”重点工程——大陆科探1 井的钻探施工任务。
2008 年，承担国家科研攻关项目5 项、集团公司科研攻关项目19 项，均按计划完成攻关任务。
钻井系统创出尾管最深、欠平衡钻井液密度最小等集团公司纪录5 项，刷新油田纪录8 项。
在高含硫气田开发、提高超深井钻井速度等关键技术上取得突破，应用气体钻井、防气窜固井等技术，平均钻井周期较探井缩短127 天，固井合格率100% ；配套高含硫气井多级分段延时引爆射孔工艺技术，一次射孔井段跨度594 米；同时，形成了配套的高温高含硫气层作业暂堵、大规模多级注入酸压工艺技术，配套的复杂地形高含硫气田集输工艺、管道施工及焊接工艺技术。
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盘河“金三角”油藏开发工艺配套技术X
张克娟,王燕霞,张克义
(胜利油田有限公司临盘采油厂,山东临邑 251500)
摘 要:针对盘河“金三角”油藏开发中存在的问题,进行技术攻关,加强工艺技术配套,并先后采取了套管全井加厚、提高水泥返高、小泵深抽、压裂控缝高等技术。
通过工艺技术配套应用,盘河“金三角”油藏开发取得了良好效果。
关键词:高矿化度;腐蚀;压裂;配套技术
中图分类号:T E34 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)01—0116—01
1 盘河“金三角”油藏基本概况
盘河“金三角”位于盘河构造南部,临邑断层上升盘。
由盘40-80块、盘40-斜892块、盘40-斜93块三个含油断块组成,年产能12.1×104t。
2 盘河“金三角”油藏开发技术难点
2.1 矿化度高
盘河“金三角”油藏地层水总矿化度平均89949. 94mg/l,地层水型为C aCl2,为高矿化度地层水,高矿化度地层水对套管及井筒管、杆、泵产生腐蚀性损害,易造成套漏、管漏、杆断。
“盘河金三角”的盘40 -斜92井综合含水上升到50%后仅生产了5个月就因腐蚀造成抽油杆断躺井。
盘40-斜94井、盘40-斜95井高含水,由于矿化度高腐蚀严重,生产一个月左右光杆就会出现腐坑。
2.2 结蜡严重
盘河“金三角”油藏原油凝固点在24～39℃,含蜡量3.9%～30.38%,油井结蜡严重。
从作业过的起出杆、管描述情况来看,结蜡位置在800m以上,油管内壁结蜡层厚度在2～3mm左右。
2.3 渗透率低
盘河“金三角”油藏除盘40-80块主力砂组渗透率高以外,其他区块不同砂组渗透率较低。
盘40-80块三砂组孔隙度平均为16.1%,渗透率平均为27.1×10-3Lm2。
2.4 油水层间互,压裂效果差
盘40低渗区块由于油层深、厚度薄、跨度大,且油水层间互,没有很好的泥质隔层,2008年曾压裂了5口油井,有2口井压后出现全水。
2.5 水井注水状况变差,欠注严重
盘河“金三角”油藏2008年开始注水,初期注水压力较低,基本能完成配注,但注水过程中注水压力上升快,注水状况变差。
3 盘河“金三角”油藏开发工艺配套技术
针对油藏开发中存在的问题,从完井开始进行技术攻关,加强工艺技术配套与应用,使油藏开发逐渐走向良性循环。
3.1 高矿化度工艺配套
为有效的减缓套管的腐蚀,延长油水井的使用寿命,盘河“金三角”2008年以来开发的油水井共65口井采用全井壁厚9.17mm的油层套管。
由于地层水矿化度高对水泥返高以上长井段套管的腐蚀更为严重,盘河“金三角”油水井水泥返高平均上返到1377m。
对于含水超过50%的油井,井口投加缓蚀剂,减轻管、杆腐蚀,目前已经在5口井上投加缓蚀剂,从作业起管柱的情况看腐蚀大大减轻。
3.2 凝固点高工艺配套
针对“盘河金三角”油藏凝固点、含蜡量高且油层存在弱水敏的特点,主要采用热油循环与自流洗井维持油井正常生产,在管柱上配套防漏洗井器生产,可以有效避免洗井液进入地层,对油层造成伤害。
3.3 低渗油井工艺配套
针对渗透率低、供液较差的油井采用小泵深抽技术。
小泵深抽工艺主要是根据油井具体情况,通过加深泵挂,降低井底流动压力,增大生产压差,提高地层渗流能力,达到增加油井产能的目的。
3.4 油水层间互压裂工艺配套
针对“盘河金三角”油水层间互,没有很好的泥质隔层,压裂后出现高含水的现象,在认真分析压裂施工经验教训的基础上,大胆创新应用压裂新技术,精心工艺设计,取得了良好效果。
主要应用的压裂工艺技术:小规模施工结合变排量技术,砂埋底部油层增加对下方水层的遮挡作用,并采取变排量施工;
优化压裂井段及射孔技术,对距离水层较近且可能连带压开的油层采取避射或限射;对微裂缝发育的地层采用前置暂堵技术,即在泵入前置液中期,加入一段低砂比的混砂液,既可起到打磨孔眼降低摩阻的作用,又可起到暂堵微裂缝降低滤失的作用;
对生产井段上下都有水层很难进行压裂改造措施的井,采取了前置液加油容性粉陶+变排量+控水覆膜砂综合控水压裂技术。
116内蒙古石油化工 2012年第1期 X收稿日期3
:2011-11-1
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1/2
套管开窗侧钻井裸眼地层堵漏技术
X
杨利平,华宇鹏,董风波,于会贤,陈爱云,高晓利
(中原油田井下特种作业处,河南濮阳 457001)
摘 要:中原油田地层构造是一个复杂的断块油气田构造,断层多、产层亏空严重,地层又经过长期注水开采,存在高低压地层交错,泥页岩水化膨胀,局部地层压力过大,造成地层岩石流动及蠕变,受岩层塑性流动和地应力等因素的影响,致使地层岩石胶结性差、易坍塌、易漏,在51/2套管小井眼开窗侧钻井过程中,井漏严重影响侧钻井施工进度,还会造成工程的复杂化,51/2套管开窗侧钻井地层堵漏技术是有效解决钻进生产矛盾漏失的主要措施和方法。
关键词:构造;岩石胶结;裂缝;漏失
中图分类号:T E28+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)01—0117—021 中原油田小井眼侧钻井井漏特点概述
油田经过长期注水开采,地层泥页岩水化造
成井壁不稳定,易坍塌造成井漏;钻进过程中,掉
块严重,砂样混杂,环空间隙小,易引起蹩泵蹩漏地
层;
高低压地层交错,随着钻进高低压之间的瞬时
沟通压差,易造成低压地层漏失现象;
环空流动阻
力较大,动静压力难以同时平衡地层压力,常存在着
开泵漏失现象;井深超过2700m ,循环泵压较高,当泵压≥20MPa 时,循环泵压大于地层破裂压力,易蹩漏地层;
泥浆密度大,粘度、切力较高,含砂量
大,流动性差,易造成井漏。
2 井壁防塌堵漏措施
造成井塌的主要原因有三个方面的因素:地质因素、工程因素和泥页岩水化造成井壁不稳定的因
3.5 注水工艺配套
按照盘40-80区块的储层物性,注水水质应当达到A3级标准以上。
目前的水质不但没有达到要求,还出现过多次悬浮物含量高的情况,导致污染地层,造成欠注。
建精细过滤站,增加2000m 3的PT I 型含油污水精细过滤器。
精细过滤设备由两级精细过滤器组成。
具有优良的耐腐蚀性能,可以在强酸、强碱及含有机溶剂的介质中实现过滤。
4 盘河“金三角”油藏开发效果
盘河“金三角”油藏在3年多的开发过程中,加强工艺技术配套与攻关,在不断总结分析、积极调研的基础上,在防腐蚀、清防蜡、压裂控缝高等方面取得了一定成效,截止到2009年12月已累计生产原油11.5×104
t 。
其中在09年的压裂施工中无一例压后出现高含水的施工井,增油量也达到了6000余t 。
5 结论
5.1 防腐蚀必须从完井开始进行,加强工艺技术配套与应用,加强油井的日常维护,延长油水井的寿命。
5.2 在管柱上配套防漏洗井器生产,可以有效避免
洗井液进入地层,是油层保护的关键。
5.3 小泵深抽通过加深泵挂,增大生产压差,达到增加油井产能的目的,但很易造成“追液面”现象,必须加强注水使油井供液保持良好的工作状态。
5.4 应用压裂新技术,精心工艺设计,在油水互层井上压裂取得了良好效果。
但也出现了产量递减快、有效期短的现象,还应进行下步的攻关。
5.5 不同油组的物性差异是造成欠注的主观因素,而注水压力低、水质不达标、洗井不及时彻底是造成欠注的客观因素。
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2012年第1期 内蒙古石油化工
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收稿日期5
作者简介杨利平(3),工程师,中原油田井下特种作业处苏丹工程部经理,年月毕业于中原石油学校钻井
工程专业,6年5月毕业于石油大学石油工程专业,本科,目前主要从事钻井、修井、井下作业技术管理工作。
:2011-11-1:197-19927200。