大港滩海油田水平井选择性堵水先导性研究与试验
不辱使命挑重担立足高端写新篇——大港油田钻采院承担“十二五”国家科技重大专项课题
・ 紧 紧围绕勘 探 开发 主 营业务 ，坚持 科研 与 生产 、技 术与
工程 的 密切 结合 ，超前 攻克 三个级 别 的１ ０ 以上 制 约 “ 储１ ５项 增 ０ 亿吨 、建设 大油 田” 的钻 采 工程技 术瓶 颈 ，包括 “ 十二 五 ” 国
与批 量 、技 术服 务单元 化 、工程服 务模块 集成化 、市场营销 品牌
边底 水 高凝 油油藏 经济 高效开发技 术示 范工程” ，中油 集团公 司
“ 油及 井 下作 业新技 术 、新装 备研 究 与现 场பைடு நூலகம்验 ” 、 “ 采 测井
前沿技 术与 应用基 础研 究”等１个项 目、大港油 田公 司 “ 施改 ０ 措
造及 试油配 套技术 深化研 究与应 用” 、 “ 械采 油工 艺技 术优化 机
家科技 重 大专项 “ 大型油 气田及煤层 气开发 ” 中 “ 复杂 油气 田地 质 与提 高采 收 率技 术 ”项 目 “ 杂结 构 井优 化设 计 与控 制 关键 复
技 术 ”课题 、国 家科技 重大专 项 “ 苏丹３ ７ ／ 区块Ｐ ｌｇ ｅ ａ ｕ， ｏ ￣田大型
化 、经营 管理 国际化 延伸 。按 照转 变发展 方式 ，实现科 学发展 的
水平 井 多层 找堵 水不 动 管柱 开 采
技术研究的主要 目的是实现不动 井口和
究与示范应用 ， 形成系列有效 的工艺 将
技术 ，在 “ 十二五”末形 成年分注施工 ｌ井次 、堵水施Ｉ２ 井次 、防砂施Ｉ２ ０ ｏ ｏ
ｌ ％，有效期 大于１年 。 ５
水 平 井 多层 找堵 水不 动 管柱 开采
驱动 型企业 。
在 成果转化 形 态上强化技 术 产能建设 ，在巩 固现 有的 １项特 色技 ５ 术 的基 础上 ，再培 育成 功３ ４ ～ 项独具 大港特 色并 具有行 业竞 争实 力 的专有技 术 。做 精做 强钻采 工程试 验业务 、防砂 工程技 术 中心
探讨大港油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施
探讨大港油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施摘要：底水油藏水平井见水后,含水率上升迅速,产油量很快下降,后期堵水作业困难,措施费用高.根据水平井见水特征,利用物理模拟,理论推导和数值模拟等手段,对底水油藏水平井水淹特征进行研究,得出了均质和非均质油藏水平井的水淹模式.本文结合笔者的实践经验，主要探讨了大港油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施，以供广大学者和读者朋友参考。
关键词：大港油田；边底水油藏水平井；见水特征；避水措施引言：采用无标度的三维裂缝底水驱模型，对裂缝性井底的三维动态进行了实验研究。
将计算结果与无裂缝水平井和垂直裂缝和纵向裂缝水平井的计算结果进行了比较。
该模型代表了大港油田某水平井的排水量剖面。
用煤油和蒸馏水代表储层流体，用玻璃珠代表多孔介质。
所有的实验都是在相同的生产率下进行的，所选择的生产率是为了使油水界面在接近生产井之前保持稳定。
正如预期的那样，压裂直井通过提高突破点和最终采收率、延迟水突破和降低压降，大大改善了其性能。
虽然水平井总体上比直井有更好的表现，但裂缝性垂直井在采收率、水突破和压降方面的表现优于水平井。
正交裂缝和纵向裂缝的水平井优于裂缝性垂直井。
总的来说，增加裂缝穿透深度可以改善垂直井和水平井的生产动态。
研究发现，将裂缝穿透延伸至原始油水接触面，并没有如预期的那样，导致早期水突破。
1. 大港油田边底水油藏水平井见水特征水平钻井的主要目的是在产层内设置一个长距离的排水孔，以提高产能或注入能力。
在水平井钻井中，出现的问题比垂直井更严重。
这些问题包括：井眼清洁不良、扭矩和阻力过大、井眼充填、卡钻、井眼不稳定、井漏、地层损坏、固井质量差、测井难度大。
因此，水平井的成功钻井和生产在很大程度上取决于钻井和完井过程中使用的流体阶段。
几个阶段本文提出了满足部分或全部要求性能（井眼清洁、切削悬浮、良好润滑和相对较低地层损害）的新型流体[1] ，水平井与常规井含水对比图如图一所示:图一：大港油田水平井与常规井含水对比图本文采用二维Hele-Shaw模型对气顶底水同时驱水平井的生产动态进行了实验研究。
大港油田滩海分层注水测试的重要性分析
大港油田滩海分层注水测试的重要性分析作者：许欢欢来源：《科学与财富》2018年第25期摘要：随着国内大港油田开发已经步入到高含水后期，注水井测试将成为大港油田开发中至关重要的内容。
基于这一点，本文对注水井测试中常见的问题进行分析，并探讨这些导致注水井出现超波动的主要原因，进而提出改善适时测试效果的有效对策，旨在为注水井测试人员提供理论参考。
关键词：油田；分层测试；注水压力；日注水量当大港油田开发步入到高含水后期阶段后，就需要对注水井进行大范围调整，并配合一些有效的措施，以此增加油田的开发效果。
现阶段，适时测试已成为注水井检查中的主要措施。
随着适时测试工艺的不断成熟，国内注水井测试工作也变得更加高效。
一、注水井测试中常见的问题一般来讲，超波动现象是注水井测试中常出现的变化，即实际日注水量以及测试水量之间的差值较大。
第一，当泵压明显减小后，各阶段的实际注水量就会急剧减少，采油人员为了尽早完成日配注，便通过增加水压力的方式来提高注水量。
如此一来，在注水压力相等的情况下注水量便会明显减少，从而出现超波动的情况；第二，当泵压明显增大后，各阶段的实际注水量就会急剧增加，采油人员为了能够控制住瞬时水压，便通过减小水压力的方式来减少注水量。
如此一来，在注水压力相等的情况下注水量便会明显增加，从而出现超波动的情况。
第三，在分层测试结束后，由于测试仪器会将大量污油带入到水中，导致在测试结束后的短时间内注水压力就会发生变化，进而引起超波动的现象。
第四，尽管泵压相对较为稳定，但注水压力以及实际注水量会不断发生变化，并在4个月后超波动的现象会越来越明显。
二、导致注水井出现超波动的主要原因正常来讲，导致注水井出现超波动的主要原因有五点：一是在连通油井过程中采取了一些增产措施以及放产措施，使得注水井的实际注水量以及注水压力产生变化；二是在连通油井期间泵况出现明显的异常时，不能及时对泵进行检查，使得注水井不能进水，进而出现注水压力急剧升高以及注水量急剧减少的现象；三是在洗井过程中未能连续进行洗井操作，导致注水井在清洗后难以注入大量的水，甚至造成严重的石油污染；四是压力表以及其它压力装置性能较差，导致注水井的测试水量以及实际日注水量之间出现明显差值；五是注水井在抽水过程中注入了一些含油量较多的水质，使得水嘴被这些含油量较多的水质所堵塞。
海上礁灰岩油田水平井选择性堵水技术应用
2019年第2期西部探矿工程55海上礁灰岩油田水平井选择性堵水技术应用杨继明"，张译-马鹏杰S张海涛2(1.中海油深圳分公司，广东深圳518067；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术公司，广东深圳518067)摘要：针对海上礁灰岩油田水平井找水困难，堵水目标不明确，堵水管柱难以入井，无法实现机械封隔的问题，开展了选择性堵水技术研究，主要从对礁灰岩油田水平井出水机理的认识和选择性堵水工艺技术方面出发，介绍了水平井选择性堵水机理、海上油田堵剂类型选择，以及在礁灰岩油田水平井中的应用情况和取得的效果，希望能对礁灰岩油田堵水技术的发展提供一些参考关键词:海上礁灰岩油田；水平井；选择性堵剂；堵水中图分类号:TE358.3文献标识码：B文章编号:1004-5716(2()19)02-()055-()2流花11-1油田是珠江口盆地迄今发现的最大的生物礁灰岩油田巴油藏地质情况十分复杂，非均质性强，断层、裂缝发育,开发难度大。
油田25口生产井中有23口井为水平井，占总井数的90%以上。
随着油田开发进入中后期,水平井含水率普遍较高，低产低效井的比例逐步增加，油井高含水问题已经严重制约了油田的有效开发，同时流花11-1油田为海上油田，采用深水开发模式开发.生产管柱起下难度大.成本高，找水管柱和找水仪器难以入井，导致岀水部位无法摸清,堵水目标不明确.机械封堵等措施往往难以有效堵水、若化学选择性堵水技术:能够解决水平井岀水问题,不仅可以实现海上油田的节能减排和可持续发展,还可以直接提高油田的采收率和经济效益1LH11-1油田水平井出水特点及出水机理分析(1)含水上升快,产量递减快。
流花11-1油藏最高时含水从1996年5月份的13%±升至10月份的55%,阶段含水年上升最高达到100%以上.阶段平均含水年上升达到22.28%,并且此阶段含水上升速度呈“先快.后慢，再缓”的特点，这反映了一个裂缝出水，水锥形成，水锥扩大形成水脊的一个过程。
低密度高早强水泥浆体系在大港油田滩海地区应用研究的开题报告
低密度高早强水泥浆体系在大港油田滩海地区应用研究的开题报告一、研究背景随着油田勘探开发进入深水阶段，滩海地区的油藏逐渐成为开发热点。
这些油藏特点是膏体性强，渗透性低，常规钻井技术难以达到预期的生产效果。
为了解决这一问题，需要采用一些新的钻井技术和钻井液隔离体系。
高强、高密度钻井液作为现代油气钻井主流液体，在降低地层渗透性方面取得了显著的成效。
但是，在滩海地区的钻井过程中，高密度钻井液也会带来多种问题，如难以干燥、处理成本高、环境污染等。
因此，发展低密度、高早强水泥浆体系成为了破解这一难题的关键。
二、研究目的本研究旨在探讨在大港油田滩海地区采用低密度高早强水泥浆体系的可行性和优越性，并研究其配方、性能指标、环境友好性等关键技术，对滩海地区钻井技术和钻井液体系的发展具有重要意义。
三、研究内容1. 滩海地区油藏特点和高密度钻井液的问题分析；2. 低密度高早强水泥浆体系的配方设计和工艺优化；3. 提出低密度高早强水泥浆体系的性能指标，包括浆体渗透性、稳定性、早强度等；4. 分析低密度高早强水泥浆体系的环境友好性和处理成本；5. 采用实验室试验和现场应用试验相结合的方法，验证低密度高早强水泥浆体系的性能和优越性。
四、研究方法1. 现场调查和文献研究：通过对大港油田滩海地区的现场调查，了解地质和油藏特征等相关信息；同时，对国内外相关文献进行研究，掌握低密度高早强水泥浆体系的发展概况、原理和研究现状。
2. 实验室试验：根据低密度高早强水泥浆体系的配方设计，进行浆体性能指标、环境友好性等实验研究。
3. 现场应用试验：在大港油田滩海地区开展低密度高早强水泥浆体系的现场应用试验，验证其性能和优越性。
五、研究意义本研究可以为大港油田滩海地区的钻井工程提供新的解决方案，对提高油气勘探开发的成效具有积极意义。
同时，本研究还可以为低密度高早强水泥浆体系的研究和开发提供实践经验和参考。
应用水平井技术实现滩海地区高效开发
2016年12月应用水平井技术实现滩海地区高效开发庄红妹（大港油田勘探开发研究院，天津300280）摘要：利用水平井技术开采油气田是提高产量、增加经济效益和降低成本的先进技术之一。
我国水平井技术从引进到消化吸收，目前已发展到规模应用阶段。
水平井的地质筛选技术、设计技术、开采工艺技术在底水油藏、稠油油藏、薄油层中得到了成功运用，取得了良好的经济效益；在气藏、裂缝性油藏、低渗透油藏、高含水油藏等不同类型油气藏中也见到了比较好的效果。
目前国内油气开发业面临着降低操作成本、提高经济效益的严峻挑战，这也为水平井新技术的推广应用创造了良好的发展机遇。
关键词：水平井；滩海；高效开发1水平井开采机理及适用的油藏类型1.1水平井开采机理（1）水平井采油井段是大于油层厚度、比较长的一条圆柱形坑道。
当开采底水油藏或带油环的气藏时，不形成锥而是形成水脊或油脊；（2）供油范围大、单井控制储量高、生产压差小、采油强度低；（3）水平注水井渗流特点为近似直线流，井底渗滤阻力小，启动压力低，吸水能力强，注水波及体积大；（4）水平段长度除满足产量外，扩大供油范围和水淹体积应做为重要因素，水平段长度的确定应全面综合考虑；（5）水平井在油层中的钻井轨迹调整灵活，可以打到油层中任意指定的位置（三维）把油采出或注水到此处，提高水驱动用程度，扩大水淹体积。
1.2水平井技术适用的油藏类型从国内外水平井应用情况综合分析认为水平井主要用于以下7种油藏类型：1．底水油（气）藏；2．气顶油藏；3．底水气顶；4．天然裂缝油藏；5．低渗透和高渗透油藏；6．砂体延伸长、连通性好的油藏；7．地层或断层遮挡的高角度油气藏。
1.3水平井适应的油藏参数及范围（1）目的层油藏埋藏深度为<4000m(稠油<1500m)（2）目的层油气层厚度≥2m(稠油10~20m)（3）参数h×(kh/kv)1/2小于100,（4）参数k×h≥60×10-3μm2.m,该参数要求地层系数要高,限制渗透率不能太低；（5）泄油面积不能太小,水平井控制剩余可采储量≥0.8×104t ；6、直井千米井深日产油≥2.5t/d ；7、油层压力/原始压力≥0.5。
大港滨海油田BS1601H井井壁失稳分析
稳情 况具 有 以下特征 （ 图３ ） ： （ １ ） 伽 马值 高 的井 段 ， 井 壁 发生 坍 塌 ， 井 径扩 大
较多。
（ ２ ） 通 过 测井 解 释 ， 得 到 该 井 地 层 泥 质 含 量 数 据， 从 图 中可 以看 出泥 质含量 高 的地层井 眼偏 大 ， 井
工 。
钻 井 工程 中 的大部分 井 壁失稳 问题 都是 地层 岩 石 受地 应 力作用 的力 学 因素 以及地 层 与钻井 液物 质 传递 的化学 因素共 同起作 用 的结 果 ［ １ － － ４ ］ ，针 对 滨 海 Ｂ Ｓ １ ６ ０ １ Ｈ水 平 井 钻井 中的井 壁 失 稳 问题 ． 本 文 通 过
４１ ４６ ｍ。
泥 塞 进 行 第 二 次 侧 钻 。２ ０ １ ２年 １ ０月 ５ 日钻 进 至 ４ １ ８ ８ ｍ后 ， 接 甲方 通 知 中完 。２ ０ １ ２年 １ ０月 ２ ３日四
开 ，钻 进 至 ４ ９ ２ ３ ｍ 后 接 到 甲方 通 知 电测 后 侧 钻
２ Ｂ Ｓ １ ６ ０ １ Ｈ井井壁 失稳情况 分析
三 开 原 井眼 下 钻 遇 阻 划 眼
并深为 ４ ２ ２ ３ ｍ， 密度 为 １ ． 辱 ７ ｇ 纯 ｍ］ ， 黏度为 ５ ６ ｓ ， 下钻至 ４ ２ ０ ６ ｍ 时遇 阻。划 眼到底 ， 密度从 １ ． ４ ７ ｇ ／ ｅ ｍ３
提 高 到 １。 ５ ２ ｇ ／ ｅ 后 拉 力扭 矩 恢 复 正 常
藏 。该 区 自下而 上 主要 发育 有古 近 系沙河 街组 和东
营组 、 新 近 系馆 陶组 和 明化 镇组 以及 第 四系平 原组 ， 沙 河街 组沙 一下 亚段 板二 油组 为该 区 的主要含 油 层
滩海大位移水平井钻井液工艺技术
滩海大位移水平井钻井液工艺技术随着石油勘探领域的不断发展，油田的复杂性和难度逐渐增加，如何合理地选择合适的钻井液工艺技术已经成为当前石油钻井领域的一个重要问题。
针对滩海大位移水平井钻井液工艺技术的研究，本文将介绍相关的技术原理，分析其优缺点，并提出一些进一步的研究方向。
滩海大位移水平井是指位于洋面浅层，砂岩储层分布广泛的石油钻探区域。
在钻井液的应用方面，滩海大位移水平井钻井液工艺技术主要包括水基泥浆、乳化泥浆和多种混合物等。
水基泥浆是指以河流、湖泊等天然水源为基础的钻井液，该液体主要由水、泥和一定量的化学药剂组成。
在滩海大位移水平井的应用中，水基泥浆具有低污染性、便于钻进、低成本等优点，但是建井过程中容易出现泥浆失稳、井壁不稳定等问题。
乳化泥浆则是通过在水基液体中加入表面活性剂、乳化剂以及均匀分散的颜料、填充剂等，形成一种稠密的泥浆体系。
乳化泥浆的优点在于能够形成一种润滑膜，缓解井壁的摩擦力，而且能够支撑井筒，有效地控制井眼环境，减少钻井事故的发生。
但是乳化泥浆的缺点在于成本较高，并且在井筒中易于形成沉积物，增加了处理难度。
多种混合物液体则是指将水基泥浆、酸性液体、碱性液体等多种液体组合而成的钻井液。
这种液体可以根据井筒的环境要求作出调整，具有多种形式、多种功能的优点。
但是，多种混合物液体的成本相对较高，添加不当会加剧井壁不稳定等问题。
总之，通过比较不同钻井液对滩海大位移水平井的适应能力，可以看出各自的优劣势所在。
在今后的工艺研究中，钻井液的流变性、泡沫性、降解性等特性需要更深入地探讨。
化学药剂的种类、配比及添加方法也需要认真研究，寻找最适合滩海大位移水平井的钻井液配方。
此外，钻探过程中的温度、压力、流速等因素都对钻井液的性质有着严格的要求，这就需要优化其物理环节，进一步提高钻探成果。
综上所述，钻井液工艺技术的选择往往会影响钻井的效率和成本，因此需要认真研究和调整。
针对滩海大位移水平井的钻井液工艺技术，需要深入研究各种液体的组合、添加方式、药剂种类等方面的问题，为提高钻井成效和安全性提供更为可靠的技术保障。
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大港滩海油田水平井选择性堵水先导性研究与试验
【摘要】大港滩海油田馆陶组为底水构造油藏，为天然水驱开发单元，经过开采，目前该开发单元六口生产井，两口井含水超过95%，两口井超过75%，采出程度只有2.38%，油井堵水成了该开发单元中后期不可缺少的一项重要调整措施。
对该单元的堵水工作有了很好的认识并得到了宝贵的资料，为后期其他井的治理提供了依据。
【关键词】大港滩海油田高含水堵水
1 油藏地质特征及出水原因
1.1 油藏地质特征
庄海8ng开发单元为底水稠油油藏，底水能量充足，为天然水驱开发单元。
地质储量514×104t，投产油井6口，平均井网密度2.3口/平方公里，平均单井控制储量86×104t。
而在开发生产过程中，由于油井底水单点锥进（平面上波及范围在50-70米），油井含水上升快，实际动用储量仅为30-40×104t。
1.2 底水锥进原因1.
2.1 流体性质
庄海8n g开发单元的原油平均密度0.9494 g/cm3，胶质沥青质含量40.96%，平均粘度290.515mpa·s，地层水平均粘度0.5 mpa·s，油水粘度比约为581.03，在相同生产压差下，水的流动比原油速度快，致使油井含水上升较快。
1.2.2 底水活跃，能量充足
六口水平井日产液和泵入口压力对应关系表明，尽管油井日产液量有了较大幅度的提高，但泵入口压力基本仍保持在同一水平，变化不大，说明底水活跃，能量充足。
1.2.3 水平井横切河道钻探，储层非均质性可能造成底水沿高渗带突进。
受人工岛地面条件限制，庄海8ng组水平井均横切河道方向钻探，钻井证实6口井水平段均钻遇2-3套不同的砂体，不同砂体储层物性存在差异。
在生产过程中易造成底水沿高渗带突进，油井含水迅速上升。
2 堵水目的及选井条件
2.1 堵水目的
解决由于底水脊进，及水锥造成的动用储量程度低问题。
2.2 选井条件
2.2.1 生产数据分析
庄海8ng-h1k、庄海8ng-h3k、庄海8ng-h8井含水均低于90%，产油量大于10吨；而庄海8ng-h4井及庄海8ng-h5井的含水已经上升到了95%以上，产油量都低于5吨；从含水率上，庄海8ng-h4井的含水达到99%，说明庄海8ng-h4井及庄海8ng-h5井底水脊进的范围已经很大，而庄海8ng-h5井还有下一步治理的潜力。
2.2.2 井身结构分析
庄海8ng组均为水平井，最大井斜达到91.70°，完井方式都采用筛管完井，并下入分层开采管柱，筛管段长度在210-318米；从井身结构看，每口井基本相同。
3 选择性堵水方案研究与评价3.1 工艺技术路线
采用高弹凝胶选择性堵水技术进行堵水作业。
考虑到油层条件下的稀释，确定凝胶堵调体系的注入浓度为1.5%和2.0%。
根据数值模拟优化结果，结合本井实际情况，确定本井温敏可逆凝胶堵调体系水溶液注入量为800m3，分三个段塞注入。
第一个段塞：注入浓度1.5%，注入量
350 m3；
第二个段塞：注入浓度2.0%，注入量
250 m3；
第三个段塞：注入浓度1.5%降粘剂，注入量200 m3。
注入方式为：正注；注入排量根据注入压力控制，≤200l/min
由于该井为筛管完井，注入时需要考虑筛管的承压能力≤12mpa。
3.2 高弹凝胶选择性堵水堵剂性能室内评价3.2.1 温度影响
试验中，随着温度的升高，胶凝时间缩短，70℃时胶凝时间为4小时，视强度达40*104mpa·s。
3.2.2 不同矿化度油田水的影响
试验中，当水中矿化度在6*104mg/l以下，堵剂都表现出很好的性能。
矿场污水矿化度均远远低于6*104mg/l，故能满足现场施工需要。
3.2.3 岩心试验不同介质对堵剂选择性进入能力的影响试验
当uo/ uw在3以下时，选择性进入能力cw/ co为1.08，无进入能力，在4.5以上时，选择性进入能力cw/ co为1.28，才有比较明显的选择性进入能力，且随着油水粘度比的增大，选择性进入能力显著增大。
由此看
来，在地层条件下，油水粘度比越大对堵剂选择性封堵越有利。
4 现场施工情况
4.1 堵水施工过程
三个段塞全部注入完毕后，反挤清水10m3，正挤清水20m3，停泵，停泵压力为1.8mpa，关井候凝48小时。
4.2 效果评价
5 结论
（1）该井目前综合含水在88.42%，取得了一定的效果，说明采用高弹凝胶选择性堵水技术进行堵水作业的工艺技术路线是正确的，但是未达到最佳效果，下步需对堵水药剂及施工用量进行优化，使其达到最佳效果，使滩海油田的水平井堵水工艺实现突破。
（2）滩海油田地处海洋滩涂，采用人工岛进行海油陆采，人工岛面积有限，争取下步对堵水设备进行优化，制造出适合海上水平井调堵专用设备，减少空间的占用。