摘要：为了认识大庆外围特低渗储层人工压裂裂缝形态及其对产量的影响,开展了水平井压裂裂缝形态探讨。通过对试验井区地质概况的分析,选取相邻的水平井1和水平井2进行了井中微地震监测,获得了人工裂缝方位、裂缝形态、裂缝尺寸(长、宽、高)等数据;并结合压裂施工情况,分析了产生砂堵的原因、缝间距对产量的影响;最后采用压裂模拟软件拟合方法,校正了裂缝模拟参数及裂缝形态。试验结果表明,滑溜水+瓜尔胶压裂液的滤失系数约是普通瓜尔胶压裂液的10倍,微地震监测的裂缝半长与软件拟合得到的裂缝半长符合率较高。该研究对今后水平井钻井设计、压裂方案设计和施工,以及开发都有重要的意义。

摘要：大庆油田外围以泉头组扶余油层为代表的致密油藏,具有储层物性差、单层厚度薄的特点。为满足效益开发的需要,开发井水平段长度不断延伸,目前均达到1200m以上,对固井质量、井筒完整性方面提出了较高要求。生产中面临着套管安全下入难度大、固井质量控制难度大等潜在问题。针对这些问题,通过采用工具+工艺综合优化的思路,合理设计固井技术措施,采用旋转自导性引鞋、漂浮下套管技术,开展扶正器、前置液、水泥浆优化设计,在实践中总结并形成了一套适合大庆油田致密油藏水平井的配套固井技术,现场应用取得良好效果,有力保障了大庆油田致密油资源的高效开发。

摘要：针对哈萨克斯坦K油田在注水开发过程中出现注水效率低、综合含水率上升快等问题,进行了分层注水工艺可行性探讨。通过分析该油田注水工艺现状,从储层非均质性、隔层分布、吸水剖面和产液剖面动用情况等方面,确定油田的储层条件具备实施分层注水;通过开展分层注水管柱和油管尺寸研究,优选了桥式偏心分层注水管柱、电缆直读测调工艺,以及内径为62. 0mm (外径为73. 0mm)的注水管柱;选取AA型偏心水嘴,利用模拟实验装置,得出在不同日注水量条件下所对应的水嘴尺寸。分层注水的成功实施,可以提高储层动用量,从而提高油田的最终采收率。

摘要：由于印度尼西亚油田套管规格较多,为了满足现场施工的需求,设计了不同外径尺寸的低解封力封隔器。针对不同外径封隔器的坐封距不同,分别对坐封活塞和洗井机构进行了重新设计;为了提高封隔器密封性能,胶筒材质选用了性能优异的氢化丁腈橡胶,并利用有限元法优化了胶筒的肩部角度。在胶筒通过了120℃耐温及25MPa压差的油浸实验,以及封隔器通过了上端、下端分别承压25MPa的室内实验后,在印度尼西亚的4个油田应用23口井,管柱施工成功率达到100%,同时测试成功率也达到100%。以可洗井逐级解封封隔器为核心的低解封力分注工艺可以满足海外油田分层注水的需要。

摘要：针对大庆榆树林油田CO2试验区储层物性差、渗透率低、注气压力高、井口防喷盒承压低,以及不能满足环空CO2吞吐注入条件的问题,通过室内实验研究,研制了承压密封短节和吞吐配套药剂,形成了不动管柱从油套环空注入低温液态CO2和配套药剂的吞吐工艺;编制了井筒温度和压力计算程序,结合CMG软件实现了全参数方案优化设计方法。经过现场实践见到了较好的试验效果,平均换油率为0.5m3/t,投入产出比为1:1.2。不动管柱CO2吞吐技术为进一步扩大现场应用奠定了技术基础。

摘要：A油田A-1井固井后发生管外井喷,在井口周围形成直径10余米的水洼,溢出少量水、油、气。为消除事故井对周边环境造成的影响,设计A-1救援井在不同井深分别对嫩二段、嫩三段、嫩四段砂岩层进行挤水泥封堵,从深层到浅层对该井进行全面治理。针对救援井眼与事故井套管连通的技术难题,利用无源磁导向技术精准定位,控制救援井在嫩三段底与事故井套管碰撞,实现两井交会对接。救援井通过优化井眼轨道,应用磁导向钻井技术在616.13m成功与事故井套管相碰,开窗虽未成功,但后续定向射孔注水泥封堵地层施工正常,有效解决了事故井环境污染问题,为今后井喷事故综合治理提供经验借鉴。

摘要：随着油田勘探开发的不断深入,稠油油藏的有效动用也越来越受到重视,蒸汽采油技术成为国内外油田稠油开采的重要手段,同时热力试油技术成为稠油油藏勘探开发试油评价的有效方法。综合借鉴国内外的研究成果,经过室内模拟分析优化了热力试油的注入蒸汽管柱、注入蒸汽量、注入蒸汽速度、注入蒸汽干度、焖井时间等,给出了A井热力试油施工的优化设计。通过现场试验进行检验,与常规试油工艺相比取得了较好的试油效果,达到预期的热力试油后产液量在5 t/d以上的目标,热力试油工艺取得了成功。说明在现有工艺条件下,对于相同类型油藏,原油采收率提高情况与试油施工工艺和参数的优化密切相关,因此,通过热力试油技术在现场的应用和效果分析为今后稠油勘探开发中的试油评价研究提供了借鉴和参考价值。

摘要：大庆页岩油储层以泥岩为主,塑性较强,孔隙度、渗透率极低,且层理缝不同程度发育,需采用体积压裂技术才能获得理想产能。通过对大庆页岩油压裂试验的第一口水平井YX-1井的地质特征进行分析,攻破压裂改造难点,个性化设计压裂方案,优选了压裂段数、施工规模及压裂原材料等,并制订了针对性体积压裂改造措施。按照设计分4段进行压裂施工,共加入压裂液6055m^3、支撑剂280m^3,加入液氮64.2m^3,加入纤维350kg,平均砂液比为4.6%,施工排量为12m^3/min,压裂后测试日产油量为3.8m^3。该井施工获得成功,证实体积压裂技术适合页岩油的增产改造,为今后大庆页岩油的压裂施工提供了借鉴经验。

摘要：为了最大限度地发挥印度尼西亚S油田连续气举井举升系统效率,开展了气举井组的优化配气设计。首先,在单井数值建模和节点分析基础上,优化了气举单井的设备和生产参数,实现了单井举升模型最优化,确定了井组优化配气的基础;然后,利用单井和井组的气举特性曲线特点,解析了井组优化配气模型的实质,针对油藏规划的单井产能指标要求、注气经济性限制和计算复杂程度3个影响模型计算的因素,提出了解决对策;最后,通过数学计算和计算结果的排序、筛选,得出了气举井组优化配气方案。结果表明,优化配气后S油田气举井组8口井共可实现日增油量为151.54bbl的较好效果,提升了气举系统效率。整个优化过程将复杂的模型求解问题简单化,易于理解,可操作性强,可作为现场气举井组日常维护的参考。

摘要：为了进一步提高印尼油田一体化钻采工程方案设计的科学性和现场适应性,依据印尼油田的储层条件、开发特点、生产现状、现场环境和技术条件,对大庆现有成熟钻采工艺技术在印尼油田现场应用可行性和适应性进行了全面、深入的分析。通过分析,明确了钻采工程方案设计面临的难题和关键,提出了解决问题的具体思路和做法,完成了钻采工程方案设计观念和方法由大庆油田内部向国际化的转变,推荐了适应印尼油田开发特点的钻采工程方案设计,促进了印尼油田钻采工程方案设计水平的提高,为印尼油田的高效开发提供了重要的指导和参考。