轮古油田氮气水混注采油技术实践

轮古潜山油藏储层埋藏深(5000～6000m),油气藏成藏复杂,油井生产表现出“一井一藏”特征,油井生产经历自喷、停喷转机采、注水替油、关井压锥等几个阶段,井底附近油水界面逐步抬升,目前轮古油田整体处于高含水开发阶段。为了挖潜油井井底周围构造高点剩余油,2013年在大量调研和室内试验的基础上,提出开展气水混注采油技术试验,逐步完善并形成了单井潜力评价、注入介质优选、注气工艺优化等配套技术。截至目前成功完成了3井次的矿场试验,该研究为轮古碳酸盐岩油藏及类似油气藏的开发提供了技术借鉴。     

超深高温高盐油藏注天然气提高采收率评价与应用

塔里木油田碎屑岩油藏进入“双高一低”开发中后期阶段,受超深、高温、高盐条件影响,国内成熟应用的提高采收率技术难以适应。从地质特征、开发特征、开发矛盾、潜力评价出发,开展了提高采收率室内实验,认为注气不受高温高盐条件限制,超深油藏注气容易实现混相驱；结合天然气气源充足条件,明确注天然气驱是塔里木超深高温高盐碎屑岩油藏最现实的三次采油技术方向。编制完成东河塘油田注天然气辅助重力驱试验方案,现场实施见到明显效果。     

轮南油田注天然气三次采油潜力评价研究

轮南油田属于超深碎屑岩油藏,目前主要采用稀井网,以天然能量和水驱开发为主,尚未形成三次采油,其地质油藏特征(埋藏深、地层温度高、地层压力高、地层水矿化度高、原油黏度低)决定了注天然气是其三次采油的现实方向。通过细管实验、长岩心驱油实验和在现有组分模型基础上提取局部地质模型,数值模拟计算连续注天然气波及系数为48.75%,提高采收率10.72%,明确了轮南油田在目前水驱剩余潜力较小的情况下,注天然气开发具有较大潜力。     

哈拉哈塘油田缝洞型挥发性油藏注水保压开采实践与认识——以热瓦普区块为例

哈拉哈塘油田南部热瓦普区块奥陶系缝洞型油藏部分试采井为弱挥发油生产特征,当油藏压力低于饱和压力后,原油急剧收缩脱气,油层内气饱和度增加,生产气油比持续攀升,日产油能力迅速下降,导致天然能量过快衰竭,造成油藏最终采收率偏低。针对该区油藏地质特征,借鉴国内外此类油藏开发实践和经验,首次在热普3-5井实施超深缝洞型挥发油注水保压开采现场试验。通过多轮次注水补充能量,将油藏压力恢复至饱和压力以上,生产气油比显著下降,单井日产油量升高,有效遏制住由于地层脱气造成天然能量过快衰竭的不利形势。     

哈得油田超深超薄油藏高效开发特色技术

哈得油田石炭系中泥岩段薄砂层油藏开发面临埋藏超深、油层超薄、储量丰度及品位超低、开发难度大等 诸多世界性难题。构造、储层及流体分布规律难以预测, 直井单井控制储量低且产吸能力差, 提高水平井油层钻遇率及 双台阶水平井动态监测、稳油控水难度大。通过开展动、静结合研究, 针对这种埋深超过5000m、厚度小于2m 的超深 超薄油藏, 提出适应油藏地质特征的储层预测、水平井钻井及轨迹调整优化、复杂井动态监测及综合治理3 项集成创新 技术对策, 在国内首次整体采用双台阶、双分支、超长水平井复合高效井网全面注水开发, 取得了良好的经济效益, 该 油藏自2003 年起年产规模25×104 t 以上已稳产12a, 预计水驱采收率可达44. 72%, 形成多项配套特色技术, 实现了边 际油田的高效开发并成为中国石油高效开发油田的典范。     

大宛齐油田薄互层油藏提高采收率对策研究

大宛齐油田属于复杂断块油藏,纵向多套油层发育,含油砂体面积小且厚度薄,注采井距仅为50~70m,油田开发过程中采用多层合采和合注的方式,层间矛盾突出。基于大量的产液剖面、吸水剖面等资料对井区层间矛盾进行系统分析,同时建立油藏数学模型,采用正交实验设计方法对含油单砂体采收率的主控因素和层间矛盾进行了系统研究,明确砂体规模、水体大小是影响砂体采收率的关键因素,基于研究成果对井区提出了砂体分类、分级动用、对应精细注水等开发调整对策并取得了良好的应用效果,对井区的下步调整和同类油田开发具有一定的指导意义。     

旋转地质导向技术在钻探哈得油田薄砂层油藏中的应用

塔里木哈得油田多采用双台阶水平井钻井,主要难题为常规钻井技术井眼轨迹控制难,储层钻遇率低,钻井周期长。1m厚薄砂层油藏未能实现有效开发,东河砂岩水窜严重,油水分布混乱,影响后期开发效果。针对以上难题,在哈得油田钻井中引进旋转地质导向技术,与常规技术相比应用效果良好,平均储层钻遇率由55.43%提高至87.84%,平均单井日产量提高1倍,单井水平段节约钻井工期15d,成功地解决了薄油层钻井储层钻遇率低、钻井施工进度慢等难题。     

大宛齐油田采收率主控因素及开发对策

大宛齐油田新近系库车组油藏含油砂体厚度薄,砂体规模小,该井区油井生产均采用衰竭式、多层合采方式,层间矛盾突出,影响了开发效果。结合该区油藏地质及生产特征,采用正交试验设计方法,通过数模技术研究单因素影响程度,认为大宛齐油田多层油藏合采时影响单层采收率的控制因素主要为水体能量,其次为砂体延伸长度和砂体厚度；而单层产量贡献的控制因素主要为砂体延伸长度,其次是砂体厚度和水体能量。据此提出砂体分类、精细注水、分级补充能量的开发对策。     

牙哈凝析气田注入干气运移规律

牙哈凝析气田从2000年循环注气至今,已取得了理想的开发效果,但经过十几年的注气开发,出现部分采气井气油比快速升高、注气利用率低等问题。清楚认识注入气在储层中运移能提高注气利用率及循环注气开发效果,从产吸气剖面测试、示踪剂测试、MDT测试等相关动态监测资料,结合PVT注入干气相态实验和理论计算,总结出牙哈凝析气田注入干气运移规律。在注采井的近井区域,注入干气主要沿物性较好的高渗条带运移；近井区300m以内,主要受注采压差的影响,横向运移；在大于300m的区域,主要受垂向压差的影响,向上运移,注入干气易发生重力超覆现象,聚集在构造顶部。注入干气运移规律的认识,为牙哈凝析气田下步优化调整提供了理论依据。     

生物酶稠油解堵剂室内实验研究

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏连通单元井组实施注水驱替开发效果差异较大这一问题, 开展了缝洞单元连通方式及注水开发对策研究。对于3种不同的缝洞单元连通方式: 暗河岩溶管道、大尺度缝、弥散缝伴有大尺度缝, 开展机理性和矿场试验研究, 提出了合理的注水开发对策。暗河体系连通井组低注高采、洞注暗河驱洞采的注采关系; 大尺度缝沟通缝洞单元, 建议以单独机采为主；弥散缝伴有大尺度缝沟通缝洞单元, 因不同单元之间的匹配具有差异性，应控制合理的注采比。后续动态调整, 提高了注水开发采收率, 极大改善了区块连通单元注水驱替效果。该研究对相同或类似的缝洞型碳酸盐岩油藏连通单元注水开发具有一定的借鉴及指导意义。     

运动干预对药物性分娩镇痛初产妇的影响

目的观察运动干预对药物性分娩镇痛初产妇的影响。方法按随机数字表将80例自愿要求分娩镇痛的初产妇分为观察组和对照组,每组40例,实施干预中观察组1例退出。两组产妇均实施药物性分娩镇痛,观察组在产妇知情同意下、分娩镇痛后由助产士对其实施运动干预,对照组按常规产程护理卧床休息。观察观察组运动干预中情况,同时记录两组产程时间、分娩方式、产后出血量及新生儿Apgar评分。结果第一产程活跃期时间观察组(207.63±56.12)min、对照组(328.17±47.83)min,经阴道自然分娩率观察组94.87%、对照组80.00%,两组比较,差异均有统计学意义(P0.05)。两组在产时出血量和新生儿Apgar评分差异无统计学意义(P0.05)。结论运动干预能促进药物性分娩镇痛初产妇自然分娩进程。     

塔里木油田迪北区块致密砂岩气藏氮气钻井技术

塔里木油田迪北区块气藏低孔低渗,属典型致密砂岩气藏,水锁损害严重,采用常规钻井加储层改造技术难以获得工业油气流,为此,油田在迪北区块开展了储层氮气钻井的前期研究与现场试验,形成了氮气钻井工艺、井控装备研制与配套、安全监测、控制系统四大技术系列。该技术在该区块致密砂岩气藏的成功应用,创造了中石油氮气钻井产量、井口压力等最高纪录,为塔里木油田致密砂岩油气藏规模性增储上产提供了重要的技术支持。     

塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏深井裸眼段挤水泥堵水技术实践

塔里木英买力油田缝洞型碳酸盐岩油藏深井裸眼段井径不规则,大裂缝、大溶洞发育,漏失严重,高温,超深,给挤水泥作业带来了困难。为提高挤水泥成功率及降低成本,根据油田地质特点和生产实践,采取平推注水泥浆、桥塞暂堵打塞等工艺,取得了很好的堵水效果,进一步挖掘了油气井潜力。     

塔中碳酸盐岩凝析气藏注水注气提高采收率数值模拟研究

塔中Ⅰ号气田缝洞型碳酸盐岩凝析气藏在衰竭式开发下采收率低,需要采取注水注气方式来提高采收率。首先,运用离散裂缝方法针对不同储层类型的理想模型建立了相应概念的地质模型;其次,根据不同储层类型及不同油气藏特征而采取注水或注气开采方式下的采收率进行了数值模拟;最后进行综合对比,得出适用于不同凝析油含量和不同储层类型情况下的合理开发方式。     

M 油田深部调驱矿场先导性试验研究

M 油田TⅠ油组为典型的层状边水中低渗透砂岩油藏, 纵向发育的2 个含油小层TⅠ2、TⅠ3 因层间矛盾 突出导致注入水利用率低、无效循环严重。在搞清井间剩余油分布和注水优势通道的基础上, 优选耐温抗盐性能突出的 纳米微球、体膨型颗粒、改性聚合物冻胶及改性聚合物凝胶等4 种调驱剂, 根据油水井井况选择不同的体系组合, 在剩 余油富集、注水优势通道发育、连通性较好的4 个井组下部TⅠ3 高吸水层段开展深部调驱先导性矿场试验。调剖后单 井平均视吸水指数由20. 2m3 / (d·MPa) 降至8. 7m3 / (d·MPa), 单井平均注入压力由7MPa 上升至18MPa, 含水率 由89. 1%下降至85. 4%, 截至2015 年12 月试验区累计增油2. 31×104 t, 区块整体递减减缓。阐述此技术的配方、用量 及应用效果, 从而为中低渗透砂岩油藏提高采收率提供技术支撑。     

缝洞型碳酸盐岩油藏饱和压力计算方法及其应用

哈拉哈塘油田为缝洞型酸盐岩油藏,缝洞之间连通关系复杂,不同缝洞单元原油饱和压力和流体性质存在明显差异。利用哈拉哈塘油田已取PVT资料的原始溶解气油比、饱和压力等数据,拟合出不同区块饱和压力计算的经验公式,计算结果表明其准确度要高于国内外已有公式。利用求得的饱和压力和油藏目前压力资料,判断油藏是否进入溶解气驱阶段并制定提前注水保压措施,为开发决策和提高采收率提供依据。