特低渗油藏高效注水开发技术及管理石油开发中心.ppt
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特低渗油藏高效注水开发技术及管理石油开发中心.ppt
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特低渗油藏高效注水开发技术及管理特低渗油藏高效注水开发技术及管理以滨以滨425425沙四上亚段为例沙四上亚段为例二零一六年二月二零一六年二月胜利油田石油开发中心有限公司胜利油田石油开发中心有限公司石油开发中心开发中心探明储量构成情况开发中心探明储量构成情况u资源现状资源现状前前言言开发中心主要从事低品位油藏开发,探明地质储量1.7035亿吨中,稠油储量最大,占比50%;其次为低渗储量,占比28%,其余为滩海与复杂断块油藏。
石油开发中心热采稠油优质储量接替阵地不足;普通稠油进入7-8周期,特、超稠油进入5-6周期的递减阶段。
前前言言u稠油开发形势稠油开发形势热采稠油历年新老区产能情况新新建建产产能能万万吨吨普稠油吞吐效果图普稠油吞吐效果图单单井井日日油油油油汽汽比比周期数周期数超稠油吞吐效果图超稠油吞吐效果图单单井井日日油油油油汽汽比比周期数周期数特稠油吞吐效果图特稠油吞吐效果图单单井井日日油油油油汽汽比比周期数周期数普通普通特超特超敏感敏感石油开发中心u发展历程发展历程前前言言年年产产油油量量,万万吨吨中心历年产量完成情况中心历年产量完成情况热热采采稠稠油油占占比,比,%年产油量从成立之初年产油量从成立之初0.40.4万吨,到万吨,到20122012年年92.292.2万吨,稠油热采比重逐年增加,标定采收率万吨,稠油热采比重逐年增加,标定采收率13.5%13.5%,阶段采出程度阶段采出程度6.8%6.8%,平均处于,平均处于66周期,进入开发总递减阶段;借鉴类似稠油热采油田开发规律,面临产周期,进入开发总递减阶段;借鉴类似稠油热采油田开发规律,面临产量大滑坡。
量大滑坡。
石油开发中心开发中心探明储量构成情况开发中心探明储量构成情况u低渗透资源现状低渗透资源现状开发中心产量结构情况开发中心产量结构情况前前言言要实现持续健康发展,就必须调整产量结构,不断增加稀油产量的比重;滩海、断块的储量和产量结构要实现持续健康发展,就必须调整产量结构,不断增加稀油产量的比重;滩海、断块的储量和产量结构基本合理;而低渗储量、产量严重失衡,实现此类油藏的高效开发,就成为实现中心转型发展的关键。
基本合理;而低渗储量、产量严重失衡,实现此类油藏的高效开发,就成为实现中心转型发展的关键。
石油开发中心1、油藏呈、油藏呈深深(埋藏深)、(埋藏深)、贫贫(丰度低)、(丰度低)、薄薄(厚度薄)、(厚度薄)、低低(渗透率低)特点(渗透率低)特点滨滨425425块沙四上亚段滩坝砂油藏剖面块沙四上亚段滩坝砂油藏剖面油藏平均埋深油藏平均埋深3280m3280m,储量丰度储量丰度53.753.7101044t/kmt/km22,单层厚度,单层厚度1.5m1.5m,渗透率,渗透率3.6mD3.6mD。
前前言言石油开发中心低渗透油藏参数统计表石油开发中心低渗透油藏参数统计表u低渗透开发面临的问题低渗透开发面临的问题石油开发中心特低渗透储量占比特低渗透储量占比97%97%,平均渗透率,平均渗透率3.6mD3.6mD,针对这类薄层特低渗油藏,目前还缺乏经济有效的,针对这类薄层特低渗油藏,目前还缺乏经济有效的手段;根据现有认识技术极限井距手段;根据现有认识技术极限井距140m140m左右,左右,经济合理井距经济合理井距300m300m左右,左右,也是制约开发的瓶颈。
也是制约开发的瓶颈。
中心低渗透油藏不同渗透率储量饼状图中心低渗透油藏不同渗透率储量饼状图2、最大难点储层渗透率低,目前无经济有效开发手段、最大难点储层渗透率低,目前无经济有效开发手段前前言言中心低渗透油藏不同渗透率储量统计表中心低渗透油藏不同渗透率储量统计表石油开发中心前前言言3、储层以砂泥岩薄互层为主,有效压裂改造难度大、储层以砂泥岩薄互层为主,有效压裂改造难度大(11)油水层间互,压裂易水窜;()油水层间互,压裂易水窜;(22)压裂加剧层间非均质性;)压裂加剧层间非均质性;(33)砂泥岩互层,地层塑性强;()砂泥岩互层,地层塑性强;(44)压裂后无法实现分注。
)压裂后无法实现分注。
滨滨425块岩心分析渗透率柱状图块岩心分析渗透率柱状图滨滨425-斜斜24井测井图井测井图笼统压裂下裂缝形态示意图笼统压裂下裂缝形态示意图分段压裂下裂缝形态示意图分段压裂下裂缝形态示意图渗透率渗透率,mD小小层层号号渗透率渗透率,mD渗透率渗透率,mD石油开发中心2013年,在毕总审查指导下,经开发处总体协调,在地质院等单位大力支持下,针对特低渗油藏开发难点,结合中心实际情况,由开发中心具体组织特低渗透油藏机理研究,创新开发理念,并集成相关配套技术及管理措施,初步实现了低渗透油藏的常规井网注水高效开发。
前前言言石油开发中心汇汇报报内内容容一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理二、有效注水的开发技术二、有效注水的开发技术三、有效注水的管理措施三、有效注水的管理措施四、现场取得的主要效果四、现场取得的主要效果石油开发中心
(一)孔喉半径大小是影响渗流的主要因素
(一)孔喉半径大小是影响渗流的主要因素根据中心区块岩心资料研究表明:
特低渗透油藏孔根据中心区块岩心资料研究表明:
特低渗透油藏孔喉半径大小是影响渗透能力的主控因素,且孔喉越细小,喉半径大小是影响渗透能力的主控因素,且孔喉越细小,渗透率越低。
渗透率越低。
一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理孔喉半径均值与渗透率关系图孔喉半径均值与渗透率关系图不同渗透率下不同渗透率下孔隙半径孔隙半径分布频率图分布频率图不同渗透率下不同渗透率下孔喉半径孔喉半径分布频率图分布频率图石油开发中心特低渗储层微观孔隙结构复杂、特低渗储层微观孔隙结构复杂、岩石孔喉细小、比表面积急剧上升,岩石孔喉细小、比表面积急剧上升,固液两相间表面吸附作用固液两相间表面吸附作用越强越强,导致渗流阻力变大。
,导致渗流阻力变大。
比表面积与渗透率关系曲线比表面积与渗透率关系曲线11、孔喉越细小,比表面积越大、表面作用增强,渗流阻力增加、孔喉越细小,比表面积越大、表面作用增强,渗流阻力增加一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心渗流边界层示意图渗流边界层示意图体相流体体相流体边边界界流流体体孔隙中渗流存在孔隙中渗流存在边界流体,边界流体,且且边界流体边界流体粘度远大于体相流体;粘度远大于体相流体;由于特低渗油藏孔吼细小,由于特低渗油藏孔吼细小,边界边界流体流体对渗流影响远大于中高渗油藏。
对渗流影响远大于中高渗油藏。
低渗油藏原油粘度在孔道中的变化低渗油藏原油粘度在孔道中的变化22、孔喉越细小,边界流体粘滞力增加,渗流阻力增加、孔喉越细小,边界流体粘滞力增加,渗流阻力增加一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理中高渗储层示意图中高渗储层示意图特低渗储层示意图特低渗储层示意图石油开发中心固体颗粒直径对堵塞的影响固体颗粒直径对堵塞的影响完全伤害完全伤害无伤害无伤害不完全伤害不完全伤害区区1/31/7水锁伤害水锁伤害贾敏效应贾敏效应33、孔喉越细小,储层更易受到伤害,且大多数不可逆、孔喉越细小,储层更易受到伤害,且大多数不可逆固体颗粒浓度对堵塞的影响固体颗粒浓度对堵塞的影响一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心44、液测渗透率受孔喉半径的影响远大于气测渗透率、液测渗透率受孔喉半径的影响远大于气测渗透率岩心编号岩心编号46:
RZ=0.563mR98=0.344m=0.154mR孔隙孔隙132m岩心编号岩心编号65:
RZ=0.830mR98=0.553m=0.239mR孔隙孔隙132m气测渗透率近,孔喉半径均值仅相差气测渗透率近,孔喉半径均值仅相差0.2730.273mm,液相渗透率却相差,液相渗透率却相差77倍;这对注水水驱开发此类油倍;这对注水水驱开发此类油藏影响不容忽视。
藏影响不容忽视。
不同岩心气、液测渗透率对比图不同岩心气、液测渗透率对比图不同孔喉半径渗透率贡献值曲线对比图不同孔喉半径渗透率贡献值曲线对比图一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心试验表明,只有驱替压力梯度试验表明,只有驱替压力梯度大于最小启动压力梯度(大于最小启动压力梯度(a)a)时,流体时,流体才开始流动;克服最大启动压力梯度才开始流动;克服最大启动压力梯度(b)b)后,遵守达西渗流规律。
后,遵守达西渗流规律。
驱替压力梯度驱替压力梯度驱替速度关系曲线驱替速度关系曲线实测驱替压力梯度实测驱替压力梯度驱替速度关系曲线驱替速度关系曲线
(二)特低渗油藏中渗流存在启动压力梯度二)特低渗油藏中渗流存在启动压力梯度一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心原油通过天然岩心的渗流特征曲线原油通过天然岩心的渗流特征曲线11、启动压力梯度影响因素、启动压力梯度影响因素渗透率渗透率单相单相油水油水两相两相流体粘度流体粘度渗流速度渗流速度界面张力界面张力毛管阻力毛管阻力启动启动压力压力梯度梯度孔隙结构孔隙结构粘滞阻力粘滞阻力单相流体渗流时,启动压力梯度大小与储层渗透率正相关,与流体粘度和渗流速度成负相关。
单相流体渗流时,启动压力梯度大小与储层渗透率正相关,与流体粘度和渗流速度成负相关。
一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心11、启动压力梯度影响因素、启动压力梯度影响因素实验表明其他条件一定时,油水两相的启动压力梯度数值比单相高实验表明其他条件一定时,油水两相的启动压力梯度数值比单相高881212倍;油水界面张力降低一个数量级后,驱倍;油水界面张力降低一个数量级后,驱替压力减小了替压力减小了1.81.8倍倍油水两相渗流启动压力梯度推导公式:
油水两相渗流启动压力梯度推导公式:
降低油水界面张力对驱替压力的影响降低油水界面张力对驱替压力的影响界面张力的变化对两相渗流启动压力梯度影响大界面张力的变化对两相渗流启动压力梯度影响大一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心2、启动压力梯度对渗流的影响、启动压力梯度对渗流的影响
(1)启动压力梯度存在,导致特低渗透油井存在最大动用半径)启动压力梯度存在,导致特低渗透油井存在最大动用半径不同渗透率和原油粘度下油井动用半径图版不同渗透率和原油粘度下油井动用半径图版根据原有认识,计算滨根据原有认识,计算滨425425沙四上技术沙四上技术极限泄油半径极限泄油半径84m84m,注采井距注采井距168m168m;需要采用小井距、密井网开发,才;需要采用小井距、密井网开发,才能保证储量有效动用。
能保证储量有效动用。
低渗油井动用半径示意图低渗油井动用半径示意图Pe-Pw=20Mpa一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心(22)注水井波及半径远大于油井最大泄油半径)注水井波及半径远大于油井最大泄油半径油水井间渗流区间及压力梯度分布示意图油水井间渗流区间及压力梯度分布示意图不同渗流条件下启动压力梯度对比曲线不同渗流条件下启动压力梯度对比曲线11)油水井间存在三个渗流区间;)油水井间存在三个渗流区间;22)驱替试验表明:
水相启动压力远)驱替试验表明:
水相启动压力远小于油相,小于油相,注水井有效波及半径可达油井注水井有效波及半径可达油井的的1.5-2.51.5-2.5倍;倍;33)认识突破:
认识突破:
注采驱替压差大于油注采驱替压差大于油藏启动压力梯度,即可实现渗流,奠定了藏启动压力梯度,即可实现渗流,奠定了大井距开发的理论基础。
大井距开发的理论基础。
一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心滨滨425-4425-4井组:
平均渗透率井组:
平均渗透率6.7mD6.7mD,注采井距,注采井距210-280m210-280m,对应油井均见到注水效果,也很好的验证了这一认识。
,对应油井均见到注水效果,也很好的验证了这一认识。
滨滨425-4425-4井组注采井网图井组注采井网图210m230m230m270m280m滨滨425-4425-4井组月度注采曲线井组月度注采曲线细分注水细分注水(22)注水井波及半径远大于油井最大泄油半径)注水井波及半径远大于油井最大泄油半径一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心33、水驱过程中存在反相乳化点,影响启动压力的变化、水驱过程中存在反相乳化点,影响启动压力的变化滨滨425425块沙四上亚段原油粘度与含水率关系图(块沙四上亚段原油粘度与含水率关系图(5050)含水率(含水率(%)粘粘度度,mPa.smPa.s原油粘度随着含水上升呈现先原油粘度随着含水上升呈现先上升后下降上升后下降过程,导致启动压力梯度也呈先升后降的过程,影响注水井的压力变化。
过程,导致启动压力梯度也呈先升后降的过程,影响注水井的压力变化。
一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心(三)取得的认识(三)取得的认识(11)特低渗油藏存在达西渗流与非达西渗流交互现象,主要原因是渗流启动压力梯度,)特低渗油藏存在达西渗流与非达西渗流交互现象,主要原因是渗流启动压力梯度,本质是孔喉细小。
本质是孔喉细小。
(22)注采沿程压力梯度大于油藏启动压力梯度,注采井距可以大幅增加,从而为常)注采沿程压力梯度大于油藏启动压力梯度,注采井距可以大幅增加,从而为常规井网注水开发奠定了理论基础。
规井网注水开发奠定了理论基础。
(33)渗流机理研究表明,提高沿程驱替压差的有效途径是降低)渗流机理研究表明,提高沿程驱替压差的有效途径是降低油藏的启动压力梯度,油藏的启动压力梯度,核心在于降低界面张力。
核心在于降低界面张力。
(44)孔喉细小是导致特低渗油藏储层容易受到伤害的主要因素,因此,全过程油藏)孔喉细小是导致特低渗油藏储层容易受到伤害的主要因素,因此,全过程油藏保护是实现注水开发的重要保障。
保护是实现注水开发的重要保障。
一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理石油开发中心汇汇报报内内容容一、特低渗油藏渗流机理一、特低渗油藏渗流机理二、有效注水的开发技术二、有效注水的开发技术三、有效注水的管理措施三、有效注水的管理措施四、现场取得的主要效果四、现场取得的主要效果石油开发中心二、有效注水的开发技术二、有效注水的开发技术技术手段技术手段主要技术成果主要技术成果问题问题水质达标率低水质达标率低储层预测难度大储层预测难度大拓频增精度拓频增精度相控对比相控对比沉积微相沉积微相小层展布小层展布储层伤害储层伤害精细构造解释精细构造解释断裂系统复杂断裂系统复杂超滤膜处理技术超滤膜处理技术低矿化度水低矿化度水精细过滤精细过滤油层保护油层保护钻井、作业、采油钻井、作业、采油全过程工艺配套全过程工艺配套特殊目标处理特殊目标处理精细地层对比精细地层对比A1A1水质标准细分水质标准细分分层注水分层注水精细调配精细调配层间非均质性强层间非均质性强注水压力高注水压力高降压增注降压增注智能自动智能自动调测技术调测技术小分子表活性剂小分子表活性剂孔喉细小孔喉细小六级水质标准六级水质标准精细油精细油藏描述藏描述精细精细注水注水配套配套技术技术全过程全过程油层保油层保护护名称名称在渗流机理研究的基础上,配套形成了在渗流机理研究的基础上,配套形成了“精细油藏描述、全过程油层保护、精细注水配套技术精细油藏描述、全过程油层保护、精细注水配套技术”的特低渗油藏的特低渗油藏有效注水开发技术系列有效注水开发技术系列。
石油开发中心识别低序级断层,优化断层组合,构造解释更精细。
识别低序级断层,优化断层组合,构造解释更精细。
滨滨425块沙四上块沙四上1砂组底面构造图(老)砂组底面构造图(老)滨滨425块沙四上块沙四上1砂组底面构造图(新)砂组底面构造图(新)11、精细构造解释、精细构造解释配套了配套了特殊目标处理、精细地层对比技术特殊目标处理、精细地层对比技术
(一)精细油藏描述技术
(一)精细油藏描述技术识别了低序级小断层断层组合略有变化石油开发中心拓频后:
分辨率提高;地震反射轴连续性变好;合成记录与处理后井旁道对应性好。
22、相控储层展布研究、相控储层展布研究配套了配套了拓频增精度、相控对比技术拓频增精度、相控对比技术
(一)精细油藏描述技术
(一)精细油藏描述技术原始资料:
原始资料:
频宽:
频宽:
10-50Hz主频:
主频:
15-35Hz拓频资料:
拓频资料:
频宽:
频宽:
8-60Hz主频:
主频:
15-40Hz原原始始资资料料时时频频分分析析拓拓频频后后资资料料时时频频分分析析处理效果分析处理效果分析可识别4个反射轴,可追踪解释2个砂层组可识别7个反射轴,可追踪解释4个砂层组石油开发中心实现了小层级的实现了小层级的沉积微相及储层空间展布的研究。
配套了配套了拓频增精度、相控对比技术拓频增精度、相控对比技术
(一)精细油藏描述技术
(一)精细油藏描述技术滨滨425425块斜块斜2424井井-斜斜9090侧井沙四上储层对比剖面侧井沙四上储层对比剖面编图:
尤龙绘图:
张丽娜审图:
王爱丽131934183526石油开发中心在特低渗地层储层伤害机理研究的基础上,配套了油田开发在特低渗地层储层伤害机理研究的基础上,配套了油田开发全过程油层保护技术全过程油层保护技术系列系列:
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术石油开发中心11、钻井过程中的油层保护、钻井过程中的油层保护强封堵抑制性钻井液技术强封堵抑制性钻井液技术可循环泡沫液技术可循环泡沫液技术低压低渗储层低压低渗储层致密油藏储层致密油藏储层低渗漏失储层低渗漏失储层复合盐强抑制钻井液技术复合盐强抑制钻井液技术低伤害防水锁钻井液技术低伤害防水锁钻井液技术KCl强抑制钻井液技术强抑制钻井液技术低渗敏感性储层低渗敏感性储层高压低渗储层高压低渗储层在采油处指导下,开发中心与泥浆公司、钻井院合作开展研究,对在采油处指导下,开发中心与泥浆公司、钻井院合作开展研究,对特低渗透油藏进行细化分类,特低渗透油藏进行细化分类,并据此研发相应的储层保护钻井液体系并据此研发相应的储层保护钻井液体系。
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术研发了研发了“个性化个性化”钻井液储层保护体系钻井液储层保护体系石油开发中心测定污染后孔隙结构的微观特征变化测定污染后孔隙结构的微观特征变化评价钻井液污染对岩心渗透率影响评价钻井液污染对岩心渗透率影响测定钻井液对岩心表面性质影响测定钻井液对岩心表面性质影响评价水锁伤害程度评价水锁伤害程度根据根据储层特点储层特点优选岩芯优选岩芯微观分析微观分析研究研究伤害因素伤害因素“一块一体系”个性化泥浆体系研发个性化泥浆体系研发11、钻井过程中的油层保护、钻井过程中的油层保护研发体系研发体系配方配方
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术石油开发中心
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术以滨以滨425块为例:
块为例:
针对针对低压低渗低压低渗储层特点,在储层特点,在室内岩心分析试验基础上,研制了具有鲜明针对性的室内岩心分析试验基础上,研制了具有鲜明针对性的复合盐复合盐强抑制钻井液体系。
强抑制钻井液体系。
石油开发中心(11)岩心润湿性能分析)岩心润湿性能分析钻井液较常规聚合物钻井液钻井液较常规聚合物钻井液在岩心表面形成的接触角大在岩心表面形成的接触角大,更有利于改变岩心表面性质,减缓钻井液滤,更有利于改变岩心表面性质,减缓钻井液滤液侵入造成的水锁伤害。
液侵入造成的水锁伤害。
u水与岩心的接触角越小,进入孔隙越易引起水锁伤害水与岩心的接触角越小,进入孔隙越易引起水锁伤害
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术水水复合盐复合盐聚合物聚合物石油开发中心(22)岩心污染测试)岩心污染测试受复合盐强抑制钻井液污染后,受复合盐强抑制钻井液污染后,钻井液入侵岩心深度约为整个岩钻井液入侵岩心深度约为整个岩心的心的1/21/2。
受聚合物钻井液污染后,钻井液受聚合物钻井液污染后,钻井液几乎侵入整个岩心。
几乎侵入整个岩心。
岩芯岩芯污染用染用钻井液井液深度深度/m污染前渗透率染前渗透率/mD污染后渗透率染后渗透率/mD渗透率渗透率损失率失率%9号号聚合物聚合物钻井液井液2873288015.2644.18872.510号号复合复合盐强强抑制抑制钻井液井液2873288016.59212.17626.6
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术未污染未污染污染后污染后聚聚合合物物复复合合盐盐石油开发中心(33)电镜扫描测试)电镜扫描测试复合盐强抑制钻井液同聚合物钻井液比较,复合盐强抑制钻井液同聚合物钻井液比较,侵入岩心后,粘土水化作用不明显侵入岩心后,粘土水化作用不明显,孔隙堵塞程度轻。
,孔隙堵塞程度轻。
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术距离污染面距离污染面5-10mm5-10mm处处未未污染染污染后(聚合物染后(聚合物钻井液钻井液)污染后(染后(复合盐强抑制钻井液)少量固相颗粒残留少量固相颗粒残留孔隙通道堵塞孔隙通道堵塞石油开发中心统计统计1717口新钻井表皮系数口新钻井表皮系数-0.9-0.9,“个性化个性化”钻井液体系有效降低了钻井伤害。
钻井液体系有效降低了钻井伤害。
序号序号井号井号地层表皮系数地层表皮系数11滨滨425-425-斜斜103103-0.314-0.31422滨滨425-425-斜斜117117-1.2-1.2:
1515滨滨425-425-斜斜107107-1.93-1.931616滨滨425-425-斜斜111111-0.33-0.331717滨滨425-425-斜斜113113-0.563-0.563平均平均-0.9-0.9
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术滨滨425425块新钻井表皮系数统计表块新钻井表皮系数统计表成功实现两个成功实现两个“转变转变”石油开发中心22、作业过程中的油层保护、作业过程中的油层保护lnP=5.471-0.3668lnK渗透率,渗透率,1010-3-3mm22负压值,负压值,MpaMpa3315.8915.895513.1713.17101010.2110.2115158.808.8020207.927.9225257.307.30根据回归公式细化了不同渗透率根据回归公式细化了不同渗透率最佳负压值最佳负压值射孔筛管射孔筛管射孔筛管射孔筛管减震器减震器减震器减震器人工井底人工井底人工井底人工井底定位短节定位短节定位短节定位短节起爆器起爆器起爆器起爆器MFEMFEMFEMFE封隔器封隔器封隔器封隔器油油油油层层层层枪身枪身枪身枪身旁通接头旁通接头旁通接头旁通接头循环阀循环阀循环阀循环阀压力计压力计压力计压力计解堵测压一体化射孔管柱解堵测压一体化射孔管柱主要优点:
主要优点:
具有解堵作用;具有解堵作用;进行压力及表皮系数测试。
进行压力及表皮系数测试。
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术(11)研发解堵测压一体化射孔管柱)研发解堵测压一体化射孔管柱石油开发中心22、作业过程中的油层保护、作业过程中的油层保护
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术(22)配套了改性泡沫酸化混排工艺)配套了改性泡沫酸化混排工艺降低基岩反应速度,降低基岩反应速度,增大酸化半径增大酸化半径;泡沫暂堵高渗条带,泡沫暂堵高渗条带,实现均匀酸化实现均匀酸化;降低返排液柱压力,降低返排液柱压力,提高返排能力提高返排能力。
氮气伴注前后酸化半径对比图氮气伴注前后酸化半径对比图泡沫流体在井筒内的压力分布泡沫流体在井筒内的压力分布模拟地层水与泡沫携砂能力对比模拟地层水与泡沫携砂能力对比石油开发中心33、采油过程中的油层保护、采油过程中的油层保护(11)洗井液体不进入地层,无入井液伤害)洗井液体不进入地层,无入井液伤害(22)循环空腔体积小,热洗循环快、效率高。
)循环空腔体积小,热洗循环快、效率高。
研发空心杆热洗淸蜡技术研发空心杆热洗淸蜡技术快速接头快速接头空心杆空心杆单流阀单流阀快速接头快速接头+36mm空心杆空心杆+单流阀单流阀普通抽油杆普通抽油杆两种洗井方式现场实施情况统计对比表两种洗井方式现场实施情况统计对比表
(二)全过程油层保护技术
(二)全过程油层保护技术主要优点:
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