摘要：温西一储气库是吐哈油田首座超低压气藏型储气库,目的层是侏罗系西山窑组,气藏压力系数仅为0.20~0.22,垂直裂缝发育,盖层及以上发育大段泥页岩,极易水化剥落,井漏与井塌并存对优快完钻带来了极大挑战。通过综合评估温西一库超低压气藏地质及钻完井条件并深度吃透储气库设计要求,对储气库注采井钻井工程方案进行了优化设计:①采用三开结构,技术套管下至储层顶1~2 m;②生产套管采用韧性微膨胀水泥浆体系,固井工艺采用尾管悬挂+套管回接;③三开钻井应用聚胺钻井液体系配合凝胶复合承压堵漏技术。形成的温西一库钻井工程方案经现场实践证明,完钻井漏失量较前期降低50%以上,固井合格率均大于70%,盖层段连续优质超40m,满足储气库全生命周期井筒完整性要求,为国内同类型储气库建设提供了技术借鉴。

摘要：吐哈盆地侏罗系煤岩天然气区块位于山前高陡构造,地层倾角大,地质条件复杂,为国内陆地埋藏最深的煤岩气气藏,煤层水平井钻探技术在该领域尚属空白,钻井过程中“斜、慢、阻、卡”矛盾突出,亟须开展煤岩气水平井钻完井技术研究。为此,针对井身结构优化、井眼轨道优化、防斜打快技术、煤层坍塌机理、水平段安全钻完井开展了深入分析研究,柯新1H先导试验结果表明:①大三层井身结构可以满足水平井安全钻进,但具有较大的优化潜力;②垂直钻井技术在2500 m以浅的煤上地层应用效果佳,为中上部地层防斜打快提供了技术手段;③技术套管下深的确定是关键,是保障水平段能否成功实施的基本条件;④水平段通过多靶点轨道设计、随钻岩性追踪、无扶单弯螺杆+缩小底部钻具外径、双向通井工具、强抑制强封堵钻井液等手段降低卡钻风险,在煤层起伏变化大的情况下,确保了千米长水平段钻进与下套管作业顺利实施。

摘要：为了解决同一油藏不同区块存在开发时间差异,导致利用油藏综合开发数据进行采收率标定时,常出现预测采收率偏低的问题,设计了2个区块之间存在不同滞后时间、不同产能规模、不同地质储量等,采用指标对比分析法,对影响因素进行量化研究。结果表明,在同一水驱模型下,采用累计开发生产指标进行叠加,其预估采收率将低于分区块单独预估的采收率之和,且新增的开发区块地质储量或产能占比越大、开发时间越滞后,累计生产指标叠合预估的采收率越低。因此,在采用水驱曲线标定采收率时,应尽可能地按相近的开采时间将油藏划分为若干单元单独计算采收率,否则,利用累计生产指标叠合进行采收率计算将造成标定可采储量或采收率偏低。

摘要：近年来,吐哈油田水平井逐年增多,目前采用合层注水的方式无法实现各层段间的定量注水要求,影响注水开发效果,为此开展了水平井分段注水工艺研究。核心设计智能分注仪与过电缆封隔器,以电缆为信号载体,实现了高精度无线远程测调,全面解决井斜对测调的限制,同时针对管柱电缆保护,设计了电缆头保护罩等安全辅助工具。现场应用表明:工具入井、坐封、验封及测调成功率均100%,单井3层验封、测调总耗时不到3 h,最大配注误差仅4.5%,截至目前,最长有效期已达418 d,远程测调、在线验封、数据读取各项功能均正常,效果良好,为油田今后水平井分注提供了重要的技术支撑。

摘要：鲁克沁东区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、黏度大、地层压力高的特点,常规蒸汽锅炉注汽困难,有效开发难度大。针对突出的生产矛盾,提出了深层超稠油超临界蒸汽吞吐增产技术。通过物理模拟及数值模拟技术研究了超临界蒸汽的特性,分析了超临界蒸汽的增产机理,通过建立的超临界注汽热力参数计算模型,对注入参数进行优化设计,对沿程参数进行模拟计算,并在鲁克沁东区开展超临界蒸汽吞吐现场试验。结果表明,超临界蒸汽具有高溶解性、高扩散性及高反应等特性,在深层稠油开发中会产生不同于普通热流体的增强效应;在35MPa、400℃和注入体积为3.5 PV的条件下,超临界蒸汽的驱油效率可达90%以上。通过计算得到超临界蒸汽吞吐适宜的注入参数为:注汽温度高于375℃、注汽排量5.4~9 t/h、前期三轮次注汽规模3600 t、井口注汽压力27MPa、焖井时间为3~4 d。引进35 MPa超临界压力蒸汽锅炉及井口等配套设备,成功实施3口井9轮次吞吐试验,累计增油4000余吨,增油效果明显,可用于鲁克沁东区深层超稠油的开发。

摘要：吐哈盆地胜北洼陷区块七克台组与三间房组的致密砂岩气藏成藏条件良好,平均埋深大于4000m,多采用水平井进行开发,对于开发该区块致密油气藏获取的综合化效益而言直接受到水平段延伸能力的影响。然而在该区块钻井施工过程中,自上而下需钻穿多套不同岩性及不同压力地层,构造复杂,钻井施工难度大,在已完钻的水平井中,平均水平段长均小于设计长度。根据胜北区块钻井实际情况,通过对该区块水平井造斜段与水平段钻井施工特点进行分析,分段建立摩阻与扭矩计算模型,并针对地层承压、钻杆安全系数、井眼清洁、钻压等对水平井水平段延伸能力产生影响的因素分析,并在胜北5s13-1H井施工过程中得到成功应用,验证了理论模型的可行性与合理性,实现了油层钻遇率95%,油气连续高产1个月以上,为后期胜北盆地的油气开发奠定了坚实基础。

摘要：为获得高浓度高分子量聚合物与低黏纤维素共混堵漏体系的性能特征,采用应力控制流变仪、黏度计、扫描电子显微镜和冻胶阀承压测试装置等研究了高浓度、高分子量部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)与低黏纤维素、醋酸铬交联剂、pH调节剂(Na HCO3)共混堵漏体系的黏弹性和固化后的承压强度。结果表明,HPAM溶液的储能模量随相对分子质量的增加而增大;添加低黏纤维素与交联剂可大幅提高HPAM溶液的黏弹性,体系黏度和固化后承压强度均随低黏纤维素加量的增加而增大;NaHCO_3可延缓体系交联的速度,随NaHCO_3加量增大,体系黏度和承压强度略有降低。25 g/L HPAM+1500 mg/L低黏纤维素+100 mg/L醋酸铬交联剂+20 mg/L NaHCO_3体系的泵注性能良好,泵注时间90 min内的黏度控制在2 Pa·s以内;该体系耐盐性良好,在70℃油藏温度条件下固化后的承压强度为0.5 MPa/m,满足堵漏作业封堵性能要求。在L-357井堵漏施工中,挤注压力最高达11.9MPa,挤入量6 m3,施工完成后对漏失层段试压15 MPa,30 min内压力保持不变。

摘要：针对吐哈油田注水系统运行现状及其潜在的安全隐患,对鄯善采油厂高压注水系统进行了全面的分析与研究。从安全、经济及可行性角度入手,充分应用成熟可靠的测控技术,设计采用了V1200气动调节阀,从而实现了自动启泵。该系统不仅解决了由于人工手动启泵给操作人员带来的人身安全问题,同时为数字化油田的建设提供了重要的现场设备运行参数,取得了较好的现场使用效果,并且也为今后类似注水系统地面工程建设提供设计指导思路和技术借鉴。

摘要：吉木萨尔J28块芦草沟组页岩油采用水平井体积压裂改造方式实现了区块的有效动用,但存在着投产成本过高、压裂参数不合理、改造效果达不到预期等问题。为提高压裂增产效果,建立数值模拟模型开展压裂关键参数优化研究,并采用正交试验方法和随机森林算法研究影响压后产能的主控因素,研究表明,水平段长度、段间距和用液强度是提高单井产量最主要的3个因素。矿场试验表明:“长水平段+细分切割分段分簇+大规模体积改造”的压裂设计方式取得了较好的增产效果,初期日产液量93.0 m^(3),日产油量19.3 m^(3)。研究成果对页岩油藏水平井体积压裂设计优化具有指导意义。

摘要：牛东火山岩油藏主要以自喷方式开采,开展油井自喷生产特征研究以优化油嘴尺寸设计,可延长油井自喷生产时间,获得单井最大产量,但目前关于火山岩油藏嘴流公式方面的研究较少,难以有效指导牛东火山岩油藏的开采。基于量纲和谐原理和现场数据拟合建立牛东火山岩油藏嘴流公式,并选取生产井开展适用性评价。结果表明,所建立嘴流公式计算结果与现场生产数据的平均相对误差仅为3.65%,具良好适用性。将所建立嘴流公式应用于生产,进行生产油嘴优化设计,确定了不同配产条件下更换油嘴的最佳时机。