高溫高壓油田采油工藝研究

王華音

【摘? 要】油田某些油藏具有異常高溫，高壓，深埋，滲透率低，油氣比高的特點(diǎn)。在制造過程中遇到許多問題。本文介紹了此類油田在氣舉，壓碎，高壓注入，剖面控制，堵塞，堵塞和其他可改善熱油層和熱油層壓力的技術(shù)中的成功應(yīng)用。油田。開發(fā)水平提供了技術(shù)保證。

【關(guān)鍵詞】高溫高壓;采油工藝技術(shù);研究

引言

高溫高壓油田是一種非常特殊的儲(chǔ)層類型。具有以下特點(diǎn)：深埋水庫;嚴(yán)重的層間異質(zhì)性;儲(chǔ)層的物理性能差;異常高溫;高飽和壓力。由于其儲(chǔ)層的特殊性，在工藝技術(shù)的發(fā)展和改進(jìn)中造成了許多困難。為了進(jìn)一步提高開發(fā)效率，有效遏制斷水事故的增加并推遲兩次下降，油田開發(fā)在現(xiàn)階段提倡對(duì)石油生產(chǎn)工藝的迫切要求。

隨著油田的主要區(qū)塊進(jìn)入高含水率的發(fā)展，大部分主要油藏都被淹沒了。為了提高油藏的采出率，進(jìn)一步提高開發(fā)效果，采油技術(shù)主要是對(duì)地層進(jìn)行細(xì)分和提高采出率?？刂乞?qū)技術(shù)，分層注水技術(shù)，組合減壓/注采強(qiáng)化大型技術(shù)通過應(yīng)用水垢破碎技術(shù)和輔助技術(shù)將進(jìn)一步提高抽水效率。

上述在各個(gè)階段應(yīng)用的采油技術(shù)，在提高油田開發(fā)效果方面發(fā)揮了積極作用。

1高溫高壓油田采油技術(shù)現(xiàn)狀

1.1高溫高壓壓井技術(shù)

水力壓裂改革提供了有效開發(fā)低滲透性和熱儲(chǔ)層的手段，在提高產(chǎn)量，釋放潛力和提高油田的水力壓裂水平方面發(fā)揮著重要作用。存在的問題：密封斷裂技術(shù)仍不成熟，封隔器容易失效。對(duì)于反復(fù)壓裂，還沒有清楚地理解壓裂起始和伸長的機(jī)理，也沒有充分考慮到由最后一次壓裂形成的壓裂引起的局部應(yīng)力。近年來，由于在破碎過程中對(duì)上殼體的保護(hù)不足，環(huán)形鋼泄漏井的數(shù)量迅速增加。

1.2高溫高壓油田酸化除堵工藝

考慮到高溫高壓油田成鹽，結(jié)垢的問題，目前尚無有效的堵漏去除技術(shù)，目前主要采用的是擠鹽抑制劑的方法，效果不理想。氣舉井中不動(dòng)管柱的酸化受到諸如氣舉閥的耐壓性等因素的影響。在實(shí)際應(yīng)用中，需要改進(jìn)工藝技術(shù)。分層酸化阻塞高滲透性層后，低滲透性層的起始?jí)毫^高，無法采取措施增加注入量。一些井受到井間距的影響，井之間存在停滯區(qū)，注入水難以推進(jìn)，注入增加技術(shù)不能解決注入不足的問題。高溫和高壓油田中的某些井沒有單獨(dú)的井型用于壓裝I型和II型層，因此，當(dāng)前的常規(guī)污只能解決主層污染問題。增加注入堵塞解決了I型和II型差分層注入不足的問題。

1.3預(yù)防高溫高壓油田的井況

近年來，高溫高壓油田一直在積極探索和實(shí)施井況防治技術(shù)，雖然取得了一些成果，但過程困難，油田的井況也不佳。近年來，已經(jīng)進(jìn)行了許多嘗試和應(yīng)用來修復(fù)高溫和高壓油田中的套管損壞的井的技術(shù)，但是它們通常規(guī)模小，效率低并且困難。事故井的維修主要限于清除掉落的井中堵塞的漁業(yè)以及大修和更換自由段中的泄漏井。存在許多的問題：大修費(fèi)用高，程序多，方法不完善，工藝適應(yīng)性不足，套管補(bǔ)貼，爆炸成型等技術(shù)，井深，套管直徑小，注水壓力高，受套管強(qiáng)度高等因素影響，但不適合適用于高溫高壓油田。

1.4高溫高壓油田止水技術(shù)

進(jìn)行了填砂分層擠塞和灰渣注入懸浮水泥塞分層擠塞。對(duì)于在井底有出水層的井，嘗試了堵塞。同時(shí)，考慮到淡水的高驅(qū)替壓力（45-55MPa），進(jìn)入地層的少量堵塞物以及井的高堵塞性，采用了泥漿置換工藝來控制施工壓力。確保將其平穩(wěn)地推入目標(biāo)層。

1.5高溫高壓油田剖面控制與驅(qū)油工藝

剖面控制是實(shí)現(xiàn)層間轉(zhuǎn)換和增加油采收率的好方法。然而，在高溫高壓油田中，層與層之間的差異很大。在主吸水層被阻塞之后，低滲透性差分層的起始?jí)毫υ黾?，很難處理。由于高溫高壓油田的深層和低滲透地質(zhì)特性，在調(diào)剖施工過程中注入調(diào)剖劑會(huì)導(dǎo)致施工壓力迅速上升，從而限制了加工半徑。由于高溫和高壓石油儲(chǔ)層的高溫，高含鹽量和低滲透性，輪廓控制和替代劑必須具有耐熱性，耐鹽性和良好的可操縱性。

1.6高溫高壓油田高壓注入工藝

考慮到高溫高壓油田復(fù)合套管的特性，可以使用Y34l-112，Y34l-112（改進(jìn)型）和Y22l-110封隔器進(jìn)行分層注水測(cè)試?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明：Y341-112（改進(jìn)型）和Y221-110封隔器在耐熱性和壓力差方面可以滿足高溫高壓油田的要求。存在的問題：難以部署高壓分流壓配井。如果壓入壓力超過30MPa，則在井口防噴器中將發(fā)生安全問題，同時(shí)，漁具將很難掉落。井中的高壓。由于該層的60%在II和III層較小，因此機(jī)械分層很困難。很難將注射工具安裝到位，因?yàn)樵诟邷馗邏侯愋虸I的S365-66和II型層S3的6-8之間的最小中間層只有1.7m。

1.7高溫高壓油田提升技術(shù)

高溫高壓油田的主要舉升方法是氣舉和機(jī)械開采。成功的技術(shù)包括“連續(xù)，間歇和半封閉式氣舉”，其中氣舉工藝可以滿足不同類型油藏的開發(fā)需求，開發(fā)了“地表氣體分配自動(dòng)化控制器”。而“套管壓力無線”包括在內(nèi)。“遠(yuǎn)程傳輸測(cè)試系統(tǒng)”的應(yīng)用;“氣舉排水和天然氣產(chǎn)量增加支持技術(shù)”已經(jīng)解決了油田低壓氣藏開發(fā)的問題。存在的問題是：?jiǎn)尉畨毫Φ蜕a(chǎn)，提升效率低，系統(tǒng)成本高。

1.8高溫高壓油田抽水井技術(shù)

在高溫高壓泵井中存在的主要問題是，它們受到井況的破壞。有許多低能耗，低效率的井。局部磨損與腐蝕并存是一個(gè)重要的限制因素。高溫高壓抽水井的管理水平;鹽的形成嚴(yán)重影響高溫和高壓泵送。在常規(guī)井的生產(chǎn)中，高水井的采液方法不完善，難以擴(kuò)大采液空間。

2高溫高壓油田采油新技術(shù)探討

1.從高溫高壓的特點(diǎn)出發(fā)，綜合考慮井深，井段長，發(fā)育層劃分粗，層間不一致明顯，水驅(qū)力低等高溫高壓油田的特點(diǎn)油田開發(fā)石油生產(chǎn)技術(shù)需要不斷發(fā)展和改進(jìn)以滿足要求。您需要確定石油生產(chǎn)過程中下一步的總體思路。關(guān)于當(dāng)前高溫高壓油田發(fā)展的特點(diǎn)。2，積極改善分層注水，分層轉(zhuǎn)化。分層注水的應(yīng)用，針對(duì)高溫高壓油田同時(shí)注采同時(shí)生產(chǎn)，層間干擾大，生產(chǎn)水平差異大的問題。需要對(duì)油井層進(jìn)行優(yōu)化，以改善高壓油田結(jié)構(gòu)更為復(fù)雜的油井的壓配合關(guān)系，同時(shí)提高差壓層開發(fā)的有效性。在進(jìn)行技術(shù)改進(jìn)以發(fā)揮效果的同時(shí)，必須優(yōu)化采油方法并提高泵送效率。

3.目前正在分兩層開發(fā)高溫高壓油田。平均吸水層比率為約40%，并且水驅(qū)動(dòng)率低。因此，在調(diào)節(jié)和關(guān)閉主層時(shí)，必須積極應(yīng)用分層轉(zhuǎn)換和分層注水技術(shù)，以增加水驅(qū)的程度并減少自然下降?？紤]到高溫高壓油田目前嚴(yán)重的油井損害狀況，根據(jù)機(jī)理研究，有必要采取預(yù)防和處理相結(jié)合的方法來恢復(fù)注入生產(chǎn)油井的格局。

4.對(duì)于高溫高壓油田的低阻油藏，從技術(shù)上講，有必要在弄清低阻油藏滲透規(guī)律的基礎(chǔ)上，對(duì)優(yōu)化生產(chǎn)方法進(jìn)行評(píng)價(jià)和評(píng)價(jià)。您需要為您的街區(qū)選擇最佳的街區(qū)。采油方法。對(duì)于導(dǎo)致井況嚴(yán)重惡化，儲(chǔ)量嚴(yán)重?fù)p失的高溫高壓油田，我們根據(jù)井況破壞規(guī)律研究，積極開發(fā)和優(yōu)化井況防治技術(shù)。需要恢復(fù)壓配合。改善生產(chǎn)關(guān)系和水的操作條件。

5.對(duì)于單儲(chǔ)層，夾層電位小的高溫高壓油田，可以采用深剖面控制技術(shù)，以改善層內(nèi)不一致性，提高注水方法的效果。簡(jiǎn)而言之，高溫和高壓油田受到復(fù)雜地質(zhì)條件的影響，鉆井成本仍然很高。您需要依靠新的鉆井來改善井眼模式的協(xié)調(diào)性，并加強(qiáng)對(duì)事故井的管理。層間轉(zhuǎn)換的潛在攻絲技術(shù)。

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（作者單位：大慶油田第一采油廠第三油礦）