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。
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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
5
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。