防砂技术在新疆浅层稠油开发中的应用

九8区齐古组浅层稠油油藏胶结疏松,油井易于出砂。本文对该油藏出砂原因,分布及规律进行了探讨,并对2007年先后实施了高温固砂剂防砂,割缝衬管完井防砂,螺杆泵排砂,从现场应用效果,适用程度进行了分析总结。     

浅谈油田开发中防砂及配套技术的应用

介绍了某油田稠油疏松砂岩油藏实施防砂配套技术进行区块单元综合治理的方法及取得的良好开发效果,旨在对其他疏松砂岩油藏的开发有借鉴指导作用。     

新型超分子固砂剂DXGY—1的研制和应用

粉细砂岩油藏由于地层砂粒度中值细,层内非均质性严重,泥质含量高,防砂难度大。针对此类油藏,研制了新型超分子固砂剂DXGY—1,实验表明具有在地层内自组装、固砂性能强和渗透率保持率高的特点,现场应用效果良好。     

高温固砂剂防砂技术在单家寺稠油细粉砂油藏中的应用

单家寺稠油具有粘度大﹑密度高﹑地层胶结疏松的特点,在地层流体的不断冲刷下,岩石颗粒间的胶结物易遭到破坏,降低地层固结强度,造成油井出砂,油井出砂已成为制约其正常生产的主要原因。高温固砂剂具有成本低、见效快、施工简便的特点,并且不占据井筒容积,为后续措施的实施提供了方便,该项技术在实际应用中见到了较好的防砂效果,取得了可观的经济效益,成为单家寺油田粉细砂岩的主导防砂工艺。     

高温固砂剂防砂技术在单家寺稠油细粉砂油藏中的应用

单家寺稠油具有粘度大、密度高、地层胶结疏松的特点，在地层流体的不断冲刷下，岩石颗粒间的胶结物易遭到破坏，降低地层固结强度，造成油井出砂，油井出砂已成为制约其正常生产的主要原因。高温固砂剂具有成本低、见效快、施工简便的特点，并且不占据井筒容积，为后续措施的实施提供了方便，该项技术在实际应用中见到了较好的防砂效果，取得了可观的经济效益，成为单家寺油田粉细砂岩的主导防砂工艺。     

热采井化学防砂剂试验研究

针对孤岛油田稠油油藏疏松砂岩油藏易出砂这一现状研制开发了一种新型的热采井防砂剂，即ＲＣ－Ｇ防砂剂。这种防砂剂是在特制的ＴＬ颗粒表面涂敷一层带有潜在伏性固化剂的高温粘合剂，注汽前挤入地层，在油层温度下，固化剂将粘合剂交联成不溶不熔体型产物，在油井近井地带形成一个较高强度的挡砂屏障，防止油井生产时出砂。     

地应力和油藏压力对弱胶结砂岩油藏出砂的影响

借助岩石力学的基本理论,结合弱胶结油藏的岩石学特征,系统地分析了原地应力、生产压差等因素对弱胶结砂岩油藏出砂的影响,并对防砂技术和措施进行了讨论。结果表明:在弱胶结砂岩地层,地应力的非均匀性将导致某些方位地层先于其它方位地层剪切屈服、出砂,因此,对这些方位进行选择性避射将有助于防砂和延长油井开采寿命;当井筒内压力保持不变时,随着油藏压力衰竭,射孔孔眼发生剪切屈服、出砂的可能性增大;当地层压力恒定时,随着开采压差的增大,射孔孔眼发生剪切屈服、出砂的可能性随之增大。     

弱胶结油层出砂机理及数值方法

为了弄清油层出砂机理，为油田防砂和出砂预测提供理论指导，分析了疏松砂岩油层出砂的机理以及影响因素，综合利用力学原理,考虑应力场和渗流场的相互作用以及大孔道中的管流与油层渗流之间的相互作用，建立了疏松砂岩油藏大孔道出砂计算的数学模型，给出了其数值方法，利用有限体积法编制的程序模拟了单一孔道情况下二维油层出砂情况．为弱胶结油层出砂预测提供理论基础。     

高青稠油出砂油藏固砂解堵工艺技术

高青稠油疏松砂岩油藏存在出砂严重和地层严重污染堵塞问题.不同断块地层压力各异,堵塞既有外来流体原因,也有地层本身因素.对出砂井的具体特点,通过室内实验研究,将固砂稳砂拦砂和解堵有机结合,研究开发出固砂解堵一体化技术.该方法在提高井壁及近井筒地层强度的同时,解除地层堵塞.现场应用于8口井,有效率达100％,平均有效期1年以上,取得了显著经济效益.     

高压挤压防砂充填带形态仿真模拟

出砂是疏松砂岩油藏开采中经常遇到的难题之一,目前最普遍采用的防砂方法是高压挤压砾石充填防砂技术,但由于对高压挤压后的充填带形态认识不清,导致工艺技术和施工参数不甚合理。文章以离散元理论为基础,利用两维颗粒流模拟软件PFC2D,针对疏松砂岩油藏,按照胶结强度弱、中、强三种情况分别选择三口井进行数值模拟。模拟结果显示,胶结强度不同的地层在高压挤压后,其充填带形态差别较大。胶结较强的疏松砂岩地层,高压挤压后充填带的形态接近于低渗油藏,胶结弱的疏松砂岩地层,高压挤压后井眼周围岩层被压散,沿最大主应力方向地层会出现数条裂缝,按常规模型计算将带来较大的计算偏差。     

高压砾石充填防砂工艺参数优化设计方法研究

高压砾石充填防砂施工过程中砾石尺寸、携砂比、充填排量、携砂液黏度、筛管参数等是影响施工成败和防砂效果的主要因素.讨论了地层砂侵入砾石层的特性以及砾石层压降计算方法,用以评价其挡砂效果和对产能的影响;建立了砾石尺寸综合评价方法,用以优选最佳砾石尺寸;以水平射孔孔眼中砾石颗粒不发生沉积堵塞为目标,建立了给定携砂比、携砂液黏度条件下的最小临界排量计算方法,用以对施工参数进行组合优化设计;最后研究了绕丝筛管尺寸和管柱结构的设计.给出了一套高压砾石充填施工参数优化设计方法,用该方法对涩北气田涩49井进行了高压充填设计,施工后防砂效果较好,产能降低率11.6%,目前稳产在(4.7～5.0)×104m3/d.     

不压井作业技术在庆深气田高压气井中的应用——以徐深1-1井为例

常规气井压井作业,压井液污染堵塞地层,气井产能损失大。不压井作业技术是通过使用油管堵塞工具对井下管柱进行内封堵,在确保管柱封堵有效的前提下,利用防喷器组来控制油套环形空间的压力,然后依靠不压井作业机的液压举升系统和卡瓦系统,进行带压起下管柱等井下作业。由于不使用压井液,不会对地层造成污染。介绍了不压井作业设备的结构、工作原理、基本作业程序,并以庆深气田徐深1-1井为例,分析了高压气井不压井作业的施工要点和关键技术。提出了相应对策。本次作业使该井增产效果显著,对同类高压气井增产具有一定的借鉴意义。     

不压井作业技术在庆深气田高压气井中的应用

摘 要： 常规气井压井作业,压井液污染堵塞地层,气井产能损失大。不压井作业技术是通过使用油管堵塞工具对井下管柱进行内封堵,在确保管柱封堵有效的前提下,利用防喷器组来控制油套环形空间的压力,然后依靠不压井作业机的液压举升系统和卡瓦系统,进行带压起下管柱等井下作业。由于不使用压井液,不会对地层造成污染。本文介绍了不压井作业设备的结构、工作原理、基本作业程序,并以庆深气田徐深1-1井为例,分析了高压气井不压井作业的施工要点和关键技术,提出了相应对策。本次作业使该井增产效果显著,对同类高压气井增产具有一定的借鉴意义。     

关于酒糟废液处理和综合利用的研究 Ⅱ滤叶试验和过滤机负荷的确定

酒糟废液经FA—4和FA—5药剂混凝调质,可以获得最佳过滤条件。为了应用于生产,我们进行了滤叶吸滤研究,并通过中间试验,确定了过滤机的负荷。从而为工业生产提供了设计参数和工艺操作条件。     

转向压裂用暂堵剂研究进展与展望

我国低渗油气资源储量丰富,水力压裂是开采此类资源的重要措施。但随着生产进行,水力裂缝失效将导致油气产量下降,化学暂堵转向压裂是恢复和提高低渗透油气产量的重要方法之一。暂堵剂能够对高渗透层进行封堵,迫使压裂液转向,实现对剩余油聚集区的压裂改造。根据暂堵剂形态的不同将暂堵剂分为颗粒类暂堵剂、压裂暂堵球、纤维类暂堵剂及冻胶类暂堵剂,从封堵机理、优缺点及暂堵剂研发现状等方面对上述四类暂堵剂以及几种新型暂堵剂进行了综述,并对暂堵剂未来的发展方向进行了探讨。认为可降解水溶性暂堵剂是今后的主流发展趋势,根据地层情况选择多种类型暂堵剂实施复合暂堵有利于提升封堵效果,根据数值模拟结果来指导暂堵转向压裂施工参数的定量优化是亟待攻关的难题。     

地热储层改造技术研究进展

 热储强化增产技术是提高深部热储开发能力的有效手段,通过提高热储层的渗透性增大岩体与流体之间的传热能力,最大限度地开发岩体中的热能。介绍了热储强化增产改造中酸化技术的发展历程与增产原理,梳理了国内外典型地热田开展酸化增产的相关案例和研究现状,总结了常用的酸性化学刺激剂和增产效果。     

注聚驱防砂井挡砂介质物理化学复合堵塞机制试验

针对孤东油田注聚驱防砂井液量降低严重并且绕丝筛管砾石充填防砂井的提液效果普遍低于树脂滤砂管独立筛管防砂的反常现象,首先通过砾石层特性评价试验研究地层砂对砾石层侵入及机械物理堵塞机制,得到砾石层堵塞与砾砂中值比、泥质含量、流体黏度、产量、生产时间以及聚合物的定性和定量关系。针对物理堵塞机制难以解释砾石充填和树脂滤砂管防砂堵塞现象的问题,开展普通石英砂与树脂涂敷砂的润湿性、沥青质吸附、聚合物及其衍生物吸附机制与规律试验对比,提出注聚驱防砂井的物理化学复合堵塞机制。研究表明:物理堵塞主要发生在投产早期,堵塞程度随着流体黏度、泥质含量、产量、聚合物含量、砾砂比(GSR)增加而趋于严重;与树脂涂敷砂相比,石英砂充填层表面强亲水,其对聚合物及其衍生物和胶质沥青质的表面吸附量远高于高渗滤涂敷砂,吸附量随着聚合物浓度增加以及石英砂粒径的减小而增大。在注聚驱条件下,原本高孔高渗的石英砂充填层复合堵塞后的渗透率反而远低于高渗滤砂管。     

井间示踪技术在下寺湾油田的应用

井间示踪测试是为了跟踪已注入的流体,向注入井中注入能够与注入的流体相溶且溶解了示踪剂的携带流体,然后再用流体躯替这个示踪剂段塞,从而标记已注入流体的运动规律,同时在生产井检测示踪剂的开采动态.通过示踪剂在生产井中的浓度突破曲线、峰值大小、个数、相应注入流体的总量等参数,反映采油井的开采动态、地层流体分布及运动规律和油藏的非均质特性.从而预先认识油藏在平面和纵向上的非均质特征,对提高油田管理水平和调整挖潜措施提供依据.本文通过对井间示踪剂的选择、参数确定及施工工艺的探讨,着重介绍了井间示踪技术在下寺湾油田的应用与实践.结果发现两注水井组油水井间连通性较好,油水井间已出现高渗透条带,需改进注水方案.     

草古潜山裂缝性碳酸盐岩油藏油水界面确定及有利区预测

草古地区奥陶系潜山油藏岩性以碳酸盐岩为主,储集空间和渗流通道主要为裂缝,其次为溶蚀孔洞。草古潜山油藏具有较高的初始产能,但开发过程中水侵严重,导致储层流体性质判别和油水界面确定困难,极大地影响了草古潜山油藏的生产开发。为了更有效地对草古潜山油藏进行生产开发,首先,以成像测井标定常规测井建立了储层识别与分类标准,利用电法和非电法测井组合图版进行流体性质识别;其次,结合测井解释和试采结果确定油藏原始油水界面,并且在考虑断层和裂缝影响的条件下,提出了一种单井动态油水界面预测方法;最后,叠合储层分布、裂缝分布与剩余油分布确定了开发潜力有利区。研究结果表明:草古潜山油藏储层可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类;声波～深电阻率/浅电阻率(AC～RD/RS)图版和自然电位*深电阻率/浅电阻率～深电阻率(SP*RD/RS～RD)图版结合可有效区分油层、水层和干层;油藏原始油水界面深度为920 m,考虑垂直裂缝影响的油水界面计算公式能较准确确定动态油水界面;过断层的井初期含水率高,远离断层的井含水率上升速度快;平均裂缝孔隙度越高、Ⅰ类储层占比越高,含水率上升速度越快;A113、A11-9、A1-4井区具有开发调整潜力。提出的油水界面及有利区的确定方法为后期油藏开发提供了依据,也为其他裂缝性油藏的开发提供了新思路。     

南堡2、3号构造带保护储层的钻井液体系

现有钻井液对南堡2、3号构造第三系储层损害主要为液相损害并且其封堵效果不佳,为了降低损害程度提高封堵效果,对研究区块的储层岩性、物性、敏感性和潜在损害因素等进行分析。利用FDY—Ⅱ型储层综合损害实验评价系统和钻井液高温高压封堵评价等方法进行钻井液优化设计。结果表明,优选后的钻井液体系表面张力由30. 61 m N·m-1降至27. 51 m N·m-1,防水锁能力提高;高温高压滤失量由22. 7 m L降至14. 2 m L,滤失量低且封堵效果明显;岩心渗透率恢复值由70%以下提高到85%以上。研究成果为南堡2、3号构造带致密油气藏勘探开发提供保护储层的钻井液体系备选方案。