延长油田低渗油藏高含水水平井堵剂配方与注入工艺优化

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水平井高含水或短期内含水迅速上升是生产过程中最常见的问题之一,造成产能损失巨大。目前常用的堵剂类型有冻胶型、树脂型、凝胶型、沉淀型与分散体型等,而低渗油藏裂缝发育区水平井注入水量大,并无一种单一体系能够满足堵水要求。因此,本文以延长油田安塞区块低渗油藏作为研究对象,开展堵剂配方优化,设计了由“交联聚合物+柔性颗粒”共同组成的新型堵剂,并进行了堵剂的耐温性、耐盐性、抗剪切性和封堵率评价;优化现场注入工艺,确定了“先颗粒后凝胶堵剂”的注入方式与“0.5 PV颗粒堵剂+0.5 PV凝胶堵剂”的段塞组合方式封堵性
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李颖,现任河南省交通运输发展集团有限公司洛阳分公司洛宁收费站副站长。自2013年参加工作以来,她爱岗敬业,严于律己,勤奋刻苦,凭借精湛的业务技能、踏实的工作作风赢得了同事和司乘的一致赞扬,也获得了“洛阳市青年岗位能手”“河南省高速公路收费业务标兵”“优秀收费员”“微笑服务之星”“先进个人”“河南省高速公路收费业务标兵”等荣誉称号。
为更好地促进城市公园对水体园林景观中水生植物的运用,本文通过对天津市动物园水禽湖和水上公园水生植物园进行研究,明确水生植物在城市公园园林造景中的重要性,同时提出在现今比较固化的水体景观造景模式中,如何运用更丰富、更多样的水生植物品种来打造更具特色的水生景观环境及生态环境。
河南油田注聚单元属于非均质性严重的多油层油藏,大多为二、三类储层,储层渗透率差异较大,聚合物注入过程中,层间矛盾突出,且现有工艺存在局限性,难以满足河南油田聚合物分注需求,导致聚合物注入效果变差。通过研究,形成聚合物多级偏心分注工艺。模拟试验表明,控压能力比国内同类型技术提高了1倍以上,解决了高渗层注入量控制难、低渗层无法动用的问题,实现注聚注水全过程一体化,满足多级多段细分注入的需求,取得较好效果。
井下节流技术是苏里格气田实现高效开采的有效手段之一。基于桃7区块气井实测流压及温度数据,优选出适用于该区块产水气井的两相流压降和温降计算模型,通过对比分析节流前后气井临界携液流量、临界携液流速、举升压降等参数,并结合井筒内天然气水合物生成温度分布规律,对典型气井井下节流参数进行了优化设计。结果表明,对于产水气井,适当增加节流器下入深度,可有效地提高气井携液能力,且可有效地减小节流后形成水合物的可能性。该研究结果可为苏里格气田产液气井井下节流工艺参数设计提供有效支撑。
为了深化海陆过渡相页岩气勘探开发研究,对南华北盆地通许地区石炭–二叠系海陆过渡相煤系页岩气开展了成藏条件、储层特征及含气性评价研究。结果表明,通许地区石炭–二叠系煤系页岩有机质丰度较高(TOC为0.13%~9.84%),显微组分以镜质组和腐泥组为主,干酪根类型为Ⅲ型,并处于成熟–高成熟演化阶段;山西组和太原组页岩解析气含量分别为0.292~2.858 m3/t和0.664~4.506 m3/t,太原组解析气含量相对较高。通许地区页岩气具有良好的开发前景,其中庄头
复杂断块油田断层多、断块小、油水关系复杂,深斜井多,动态监测资料少,开发潜力分析难度大。从单一油层采收率的理论公式入手,推导出多油藏集合体(油田)的采收率公式,明确了影响采收率的四要素与饱和度密切相关,依据饱和度变化计算其平面波及系数、层间波及系数、层内波及系数以及驱油效率,进而通过概率分析方法得出油田采收率四要素,并对比四要素单因素变化单位增长率及单因素增加可采储量极限值,量化分析了复杂断块油田增加可采储量的潜力,为实现提高采收率效益最大化提供了依据。
鄂尔多斯盆地西南部是近年来天然气勘探开发程度较低的一个新区块,在系统分析岩石学特征、粒度特征、沉积构造和测井曲线等沉积相标志的基础上,结合区域沉积背景,开展了S1–S15井区山13亚段沉积微相类型及砂体展布特征研究。结果表明,S1–S15井区山13亚段属于曲流河浅水–三角洲沉积体系,发育三角洲前缘、浅湖两种沉积亚相,水下分流河道、分流砂坝、河口坝、席状砂、分流间湾、河道侧翼和浅湖泥7种沉积微相;水下分流河道和分流砂坝是主要控砂微相,均主要分布在研究区的中部区域,也是区内的有利储集相带。
新场气田须二气藏成藏机制复杂,储层致密,裂缝分布规律不清,气水关系复杂,存在主控因素认识不清的问题。在分析新场须二气藏气井分类的基础上,结合气藏动态特征,开展了岩石相、气水关系、裂缝发育程度等方面的研究,探讨了新场须二高产气藏主控地质因素。结果表明:①千层饼状中粗砂岩相、平行层理中粗砂岩相是最有利的岩石相,是高产高效气井稳产的基础;块状层理中粗砂岩相、斜层理中粗砂岩相是较有利的岩石相,是中产有效气井稳产的基础。②构造部位控制了气水的分布,开发有效气井主要分布在构造高部位。③断层–裂缝系统控制了裂缝发育程度
在油气勘探评价阶段,评价试油井产量效果是试油目的之一,也是制定开发方案的重要依据。从影响油井产量的物性参数、压裂措施规模和流体性质三个方面对滴南15区块试油情况进行分析,认为影响该区试油井产量的关键因素为渗透率、有效厚度和压裂规模。该区油层有效厚度为5~10 m,压裂过程中,控制加砂比为15%左右,压裂规模越大,退液率越高,试油效果越好。
松北致密油储层非均质性强、横向不连续,同区块不同井钻遇差异大,常规增产改造方法无法实现储量的有效动用,且无法直接评价压裂参数与产能的相关规律。通过引入评价参数“无因次动用比”,利用不同区块水平井压裂数据开展适应性分析,评价不同压裂参数对压后产能的影响。结果表明,I类储层分段产能贡献比远高于II类储层,可达60%以上;小的裂缝间距更有利于储量动用,且单缝改造规模与累计产量呈较好的正相关性;体积压裂模式中凝胶压裂液模式(切割模式)效果优于大量滑溜水前置液+凝胶携砂压裂液模式(复杂缝网模式)。