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一种大液量水平井均衡动用技术研究与矿场试验: 2025年; 文章提出一种适用于大液量水平井、可进行无极调控分段液量的智能分采技术,有效解决了以往南海东部大液量水平井沿程均衡动用的难题。通过对X油田A13井开展地质油藏与井筒工艺一体化设计,制定水平段分采方案,在满足目标油藏经济有效开发最大液量2 600 m^(3)/d的前提下,成功解决了该井水平段因沿程地质模式差异而导致的平面矛盾突出问题。该井投产后,通过关闭跟端分段,测试含水下降7.3%,日产油平均增加44 m^(3)/d,降水增油效果显著。应用实践表明,该技术适用于南海东部大液量水平井的智能分采,为类似油田高效增产挖潜提供了全新方案。; 李海龙黄军立朱迎辉郭晓东王晨汪洋; 关键词：水平井矿场试验

常温液态CO_(2)压注工艺的研究及矿场试验: 2025年; 针对低温CO_(2)压注过程中存在易汽化、易冻堵及对井筒管材的应力伤害等问题,优化常温CO_(2)压注工艺和流程,研制了CO_(2)换热器、CO_(2)喂液泵和CO_(2)注入泵等关键设备,实现了CO_(2)常温压注(0~25℃),即将CO_(2)压注温度由低温(-20~-25℃)提高至常温(0~25℃)后注入井内。苏北盆地溱潼凹陷页岩油SD1井运用常温CO_(2)压注工艺开展万吨级CO_(2)吞吐矿场试验,CO_(2)喂液温度和喂液压力分别为0~10℃、5~6 MPa,井口CO_(2)注入压力31~38 MPa,CO_(2)注入速度25~30 t/h,累计注入液态CO_(2)量17050.73 t,连续注入时间732.5 h,提高了CO_(2)压注的平稳性和时效性,保证了井筒管柱和工具性能的稳定性。SD1井自喷期已延长330 d,产油量6009.47 t,产液量11873.63 t。矿场试验表明,常温液态CO_(2)压注为页岩油井大规模开展CO_(2)吞吐提供了有效的技术支持。; 戈宝富; 关键词：吞吐页岩油

浅薄层稠油油藏串珠状剩余油动用对策及矿场试验: 2024年; 河南油田浅薄层稠油油藏进入蒸汽吞吐后期开发阶段,地下剩余油呈现“串珠状”的空间分布形态,利用现有直井井网继续应用组合蒸汽吞吐技术难以有效动用地下剩余油。提出采取部署加密水平井控制“串珠状”剩余油,与原有直井协同实施注蒸汽开采提高采收率的技术策略,并在井楼油田部署一口加密水平井,与原井网的直井构成试验井组开展矿场试验,加密水平井吞吐三个周期,累计油汽比0.31、累计产油1192 t,取得了较好的效果,证实井间剩余油富集区含油状况好,并且出油温度较高,原油地下流动能力增强,转第二阶段蒸汽驱的条件已经成熟。该研究为延长浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐后的生命期提供了一种新的技术选择。; 费永涛侯振李长宏刘宇胡德鹏刘宁郑勇; 关键词：矿场试验

东胜气田井下雾化工艺矿场试验及效果评价: 2024年; 气井后期受积液影响,产气量大幅度降低,严重时会导致水淹停产,因此需要选择合适且有效的排水采气工艺来保证气井稳产。井下雾化排水采气是一种新型的排水采气技术,通过开展雾化排水采气装置结构设计,并针对该装置进行流体力学数值模拟仿真及现场试验。研究结果表明,井下雾化排水采气装置能够把气液两相流转变为雾状流,且随着入口流速及气液比的增加,雾化效果更好。现场先导性实验表明,采用当量直径法把雾化器工具压降设置为节流器压降,雾化器作业前后雾化排水采气效果对比明显,瞬时产气量波动程度大幅下降,气井油压、套压、产气量和产液量更加稳定,气液比降低,提高了排水采气效果,有助于气井稳产,验证了工艺的有效性。; 梅哲; 关键词：井筒积液排水采气

普通稠油降黏复合驱技术研究与矿场试验被引量：1: 2024年; 针对普通稠油油藏水驱采收率低且热采成本高、碳排放量大的问题,基于春光油田低温高盐储层的流体性质,优选了阴离子型降黏剂和耐盐聚合物,通过室内物理模拟实验,明确了热水驱、单一降黏剂驱、复合驱的降水增油机理;建立了降黏复合驱反应动力学方程,在CMG-STARS软件中开发了降黏复合驱数值模拟方法,并优化了春2单元普通稠油降黏复合驱井网、井距及注采方案。研究结果表明:降黏复合驱可以充分发挥驱替相增黏、被驱替相降黏的加和效应,具有体系用量少、碳排放低、提高采收率幅度大等优势;降黏复合驱适合五点法井网,注采井距应小于200 m,在增稠剂质量分数为0.25%、降黏剂质量分数为0.20%的条件下,最佳注入段塞量为0.5倍孔隙体积,注采比为1.05。矿场实践表明,特高含水后期(含水率96.0%)的油井实施降黏复合驱,含水率降幅达30%以上,日增油5 t/d。研究证实了该项技术矿场应用的可行性,可为改善普通稠油开发效果、实现工业减排提供借鉴。; 赵林郝丽娜于春生张勇肖梦华柴细琼姚江龚恒圆; 关键词：普通稠油复合驱提高采收率春光油田

空气热混相驱矿场试验中的工艺配套研究与实施: 2024年; 空气热混相驱是油田提高采收率的前沿技术之一,为进一步探索低渗透油藏提高采收率的工艺技术,结合A区块油藏特征,开展空气热混相驱工艺技术先导试验。本文主要针对空气热混相驱工艺现场试验所存在的技术难点,从注入井井筒、采出井井口、地面工艺流程、现场实施工艺、数字化监控等方面进行研究及配套,确保空气热混相驱工艺试验顺利实施,为后期空气热混相驱在低渗透油藏扩大试验提供技术支撑。; 陈宏涛周冰欣郭邦彦韩昭海; 关键词：低渗透油藏

浅层超稠油油藏双水平井SAGD电加热预热启动参数优化设计与矿场试验: 2024年; 由于新疆油田陆相非均质超稠油油藏SAGD注蒸汽循环预热启动过程中,注采井井间压差波动较大,现场调控难度大,蒸汽易进入高渗透水平段油层,造成水平段局部优先连通或者汽窜,蒸汽腔发育不均衡,导致水平段动用程度较低,从而影响SAGD生产效果。为此,提出了双水平井SAGD水平段下入电加热器的开发方式,利用热传导原理对注采井井间的油层进行均匀加热,并优化了SAGD电加热预热启动的关键操作参数,包括SAGD电加热启动井筒预处理、流体替液循环操作参数和转SAGD生产时机,形成了SAGD电加热预热启动操作流程。在新疆油田重A井区FHW01TW井组浅层超稠油双水平井进行SAGD电加热预热启动矿场试验,预热启动时间从320 d下降至163 d,节省蒸汽3.79×10^(4) t,减少CO_(2)排放4846.6 t。该技术将成为双水平井SAGD开发降低CO_(2)排放的重要手段之一。; 何万军孙新革吴永彬罗池辉郭昊张基朋李淑娴; 关键词：SAGD 电加热预热启动超稠油

深层砂砾岩整体压裂矿场试验研究: 2024年; 玛湖深层砂砾岩储层埋藏深、非均质性强,压裂面临起裂困难、施工易超压、裂缝复杂程度低等难题。为实现玛湖深层砂砾岩储层规模化开发,探索整体压裂技术在深层砂砾岩储层的适用性,开展了平台立体井网整体压裂矿场试验研究。文中利用有限元方法和地质工程一体化平台,优化簇间距和井间距,实现空间应力场的主动利用;重点分析了压裂施工过程中的压力响应规律及泡酸、段塞打磨对压裂施工的影响。研究表明:四井平台簇间距15~25 m、井间距300 m时可确保段内多裂缝均匀扩展,实现空间应力场主动利用;四井平台整体压裂施工难度沿水平轨迹呈降阶式规律分布,跟端提排量较容易、压裂改造难度小,而靠近趾端难度较大;发生钻井液漏失的区域,压裂难度明显增大;四井泡酸处理后可显著降低施工压力25 MPa左右,且连续送酸较停泵送酸工艺可平均节约单段施工时长83.7 min;采用40/70目石英砂进行2~3个段塞打磨,压力下降明显,呈现磨蚀压降特征。; 项远铠张谷畅承宁马俊修张建军王博; 关键词：整体压裂井间干扰

鄂尔多斯盆地BL区块长2油藏深部调驱矿场试验: 2023年; 针对BL区块长2低渗透油藏含水升高的问题,选取区块内3口注水井开展深部调驱试验。采用自主研发的自适应凝胶体系通过多段塞交替注入措施进行矿场深部调驱,措施历时95 d,共注入调驱液3 616 m~3。措施后,3口注水井平均注水压力提高1.34 MPa,视吸水指数下降7.5 m~3/(d·MPa),PI值增加1.23 MPa;对应18口采油井平均含水率降低了4.2%,合计日增油3.4 t/d,累计增油754.8 t,相对于高液高含水油井,低液低效油井受效更佳。试验效果为提升该区块开发效益提供了技术支撑与借鉴。; 黄飞飞段旭涛; 关键词：鄂尔多斯盆地低渗透油藏深部调驱矿场试验

低伤害高效渗吸压裂液体系研究及矿场试验被引量：1: 2023年; 为实现入地压裂液不返排渗吸吞吐采油、补充致密储层能量和提高原油采收率,在全面评价矿场用压裂液性能的基础上,通过处理剂优选、增渗机理分析和体系性能评价,开展了低伤害高效渗吸压裂液体系研究。结果表明:(1)传统胍胶压裂液在256 h的滞留时间内,裂缝导流能力损害程度高达30%~50%,无法满足不返排补能增渗的现场需求;(2)明确了最优减阻剂、降黏剂和增渗剂的类型和使用浓度,建立了低伤害高效渗吸滑溜水压裂液体系:清水+0.2%减阻剂XPRT-3+0.3%黏土稳定剂+0.02%过硫酸铵+0.3%ZSD-SX型增渗剂,储层伤害性弱,减阻性能优异;(3)增渗剂进入储层后,原油中吸附的非极性物质逐渐脱附,储层岩石表面暴露的羟基逐渐增多,亲水性逐渐增强,界面张力逐渐减小,原油渗吸速度和采出程度显著提升。矿场试验表明,低伤害高效渗吸滑溜水压裂液体系对XSW油田致密油藏具有良好的适应性,可有效提升油水置换效率,延缓产量递减速度,提高原油采收率。该研究成果对XSW油田乃至鄂尔多斯盆地南部非常规油气高效开发具有一定的指导意义。; 段方钟宝鸿李锦锋魏涛涛; 关键词：渗吸低伤害压裂液致密油藏

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