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新滩油田低温防砂技术的开题报告
标题：新滩油田低温防砂技术的研究
背景：
新滩油田位于中国四川省南部，油藏地温低，水深较浅，沉积物粗大，因此存在较严重的砂垮现象，加剧了钻井难度和生产成本。
传统的防砂措施无法满足新滩油田
的特殊地质环境，需要研究低温下的新型防砂技术。
目的：
本研究的目的是开发适用于新滩油田的低温防砂技术，并验证其可行性和有效性，提高油田的开发效率和经济效益。
方法：
1. 地质分析和实地调查：分析新滩油田地质结构和沉积环境，调研已有的防砂技术和设备。
2. 实验室测试：采用自制的防砂试验设备，模拟新滩油田的特殊环境，测试不同的防砂材料和工艺的性能。
3. 数值模拟：借助CFD软件模拟新滩油田井筒内部的流动情况和颗粒运动规律，探究不同防砂技术的优化方案。
4. 田间试验：选取新滩油田的典型井作为试验场地，进行现场验证和优化。
预期结果：
1. 理解新滩油田地质结构和特殊环境对防砂产生的影响。
2. 研究出适用于新滩油田低温环境下的新型防砂技术，并验证其性能。
3. 优化防砂方案，提高钻井和生产的效率和经济效益。
结论：
通过本研究，可以为新滩油田的油田开发提供一种适用于低温环境的高效防砂技术，促进国内油气勘探开发行业的发展。
氮气泡沫驱在新滩油田的应用及效果分析作者：陈文霞来源：《科学与技术》2014年第08期【摘要】新滩油田处于垦东潜山披覆构造带，属于常规边底水稠油油藏，层间矛盾突出，边底水推进快，在油田开发过程中表现出含水上升快，产量递减快，采出程度低等特点。
针对这一问题，通过开展注氮气泡沫驱现场试验，改善了水油流度比，取得了显著的控水增油效果，对其它同类油田的蒸汽驱开发具有借鉴意义。
【关键词】新滩油田；边底水稠油油藏；氮气泡沫驱动；采收率新滩油田属于常规边底水稠油油藏，1998年以一套层系采用常规注水和热采开发。
经过近16年热采开发，部分油井已进入了高轮次蒸汽吞吐周期，吞吐效果逐渐变差。
随着吞吐轮次的增加，表现出地层能量逐渐降低，主体中心区域压降大，综合含水高，采出程度低的开发特点。
为稳油控水、提高采收率，新滩油田先后进行了大剂量吞吐和氮气泡沫驱现场试验，来探索下一步转化开发方式的可行性，从而实现稠油热采开发由单井吞吐转向井组见效的突破。
1 区域油藏概况新滩油田构造上位于垦东凸起之上，是一个在前第三系潜山背景上发育起来的第三系超覆-披覆构造带，主力区块KD18+32区块为一向西南方向抬升的单斜构造，构造高点位于KD18井附近，整体呈现南高北低格局，主要含油层系为馆上段5、6砂层组，为一套曲流河沉积的沙泥岩互层地层。
受油藏自身发育影响，储层含水饱和度高，砂体横向变化快。
储层的平均空隙度为35.7%，平均空气渗透率1860X10-3μm2，碳酸盐含量为2.0%，平均粒度中值0.17mm，平均泥质含量13.0%，总体上看，属于高孔高渗常规稠油油藏。
目前新滩油田总井227口，开井185口，日产液量7417t/d，日产油633t/d，综合含水91.5%，采出程度14.08%，采油速度0.97%，受边底水影响，采出程度低、综合含水高，开发矛盾较为突出。
为有效提高区块整体开发采收率，对压降较大的中心区开展大剂量吞吐试验，摸索蒸汽驱开发规律认识。
垦东34区块管线腐蚀机理研究及下步建议发布时间：2023-04-22T06:27:35.194Z 来源：《中国科技信息》2023年第34卷第1期作者：姚震[导读] 区块2005年投入整体开发，2007年陆续发现井下油管及地面配套存在腐蚀穿孔现象姚震中国石化胜利油田分公司海洋采油厂海三采油管理区姚震山东东营 257237 摘要：区块2005年投入整体开发，2007年陆续发现井下油管及地面配套存在腐蚀穿孔现象，投产以来共发生15井次油管漏失情况。
腐蚀机理研究结果表明二氧化碳腐蚀形成的轻微腐蚀膜是地面管线腐蚀加剧的诱因，高含量的氯离子在高温的环境下出现的局部点蚀为垦东地面管线腐蚀的主要原因，针对腐蚀原因进行管线选材试验及下步防范措施的实施。
关键词：管线腐蚀氯离子点蚀二氧化碳腐蚀1油井设施腐蚀情况胜利油田某区块2005年投入整体开发，2007年陆续发现井下油管及地面配套存在腐蚀穿孔现象，投产以来共发生15井次油管漏失情况。
油管一旦穿孔会影响注水开发效果且修井作业复杂、费用高、耗时长[1],A-5-8井2018-2019年出现4井次管柱穿孔；采油树的油嘴套、油嘴、丝堵腐蚀严重，需频繁更换；地面管线腐蚀出现6次管线穿孔，2016年后流程腐蚀有加剧的趋势。
1.1 井下管柱腐蚀及治理情况 2010年发现井下管柱腐蚀穿孔（下井3年），腐蚀现象主要分为两类：一是主要是由于过电缆封隔器上提升短节未防腐导致；二是其它油井井下油管未进行防腐处理，腐蚀位置主要集中在本体及丝扣位置。
区块二氧化碳含量为0.4-1.3%，在泵效好、油压较高井中PCO2一般大于0.21MPa，因此得出结论腐蚀机理为二氧化碳腐蚀。
井下及油嘴套等高压位置通过采用镀渗钨处理技术，腐蚀程度有所缓解；之后推广采用镀渗钨油管，油管腐蚀穿孔次数由2010-2014年10次降到2014-2019年5次。
1.2 采油树设施腐蚀 2014年8口油井井油嘴套、油嘴、丝堵出现腐蚀情况，油嘴套的使用寿命平均不足60天。
滩海地区稠油开发优化设计研究作者：崔维春来源：《科技资讯》 2011年第7期崔维春(胜利油田孤东采油厂山东东营 257237)摘要:本文应用油藏工程分析方法,结合数值模拟手段,对新滩油田垦东192稠油区块的开发方式、开发井网、井距、注采参数、水平井适用性、水平井井段等进行了优化,形成了滩海地区稠油开发的独特技术,取得了较好的开发效果。
对于地面条件差、有效厚度小、具有较强边底水的普通稠油油藏开发具有一定的借鉴作用。
关键词:滩海地区稠油油藏蒸汽吞吐定向井水平井中图分类号:TE973 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2011)03(a)-0103-011 地质简况新滩油田垦东192块位于黄河入海口处的滩涂地带。
构造位置上位于垦东潜山披覆构造带中部的垦东19鼻状构造带高部位。
馆上段是主要储集层,属于曲流河沉积,储层横向变化大。
含油砂体主要为中细粒岩屑长石砂岩,胶结疏松,粒度中值0.30mm,泥质含量0.73%,分选系数1.21。
平均孔隙度44.6%,渗透率4255×10-3μm2,碳酸岩含量3.1%。
敏感性试验结果分析,馆陶组储层表现为非速敏、中等偏强水敏、非盐敏、无酸敏,弱碱敏。
原油性质较差,地面原油密度为0.9747g/cm3,粘度为3769mPa·s。
含硫0.035%,凝固点-1℃。
地层水资料分析,总矿化度为15944mg/L,氯离子含量9237mg/L,水型为氯化钙型。
该块属于常温、常压普通稠油油藏。
计算的含油面积0.78km2,石油地质储量53.6×104t。
2 开发设计研究2.1 热采可行性从常规试采效果看,原油较稠,生产效果不好。
垦东191井常规试油日油能力3.1t,试采日油能力为0.2t,最后不出关井。
注蒸汽试采后,日油能力达到7.6t/d,累油7707.5t,热采取得较好的开采效果。
根据调研,胜利油田草20块等区块原油粘度范围在2000～35000mPa.s之间,都采用蒸汽吞吐开采方式。
垦东32区块抽油杆断脱因素研究及防治措施【摘要】抽油杆的断脱是影响油井正常生产的主要因素之一，近几年来，垦东32区块因抽油杆断脱造成的躺井越来越多多，通过对抽油杆断脱的资料进行了详细分析，确定了区块抽油杆断脱的主要影响因素为腐蚀与偏磨，本文结合目前区块的生产特点，找出抽油杆断脱的主要影响因素，探索抽油杆断脱的防治措施，最大限度地延长油井检泵周期，降低作业维护成本，提高经济开发效益。
【关键词】抽油杆；断脱；腐蚀；偏磨；防治措施1.垦东32区块基本情况新滩油田垦东32区块位于山东省东营市垦利县境内，新黄河口的南部，北、东、南三面环海，西邻孤东油田、红柳油田。
构造上位于垦东凸起之上，它东临莱洲湾凹陷，南靠青东凹陷，西部通过垦东断裂带与孤南-富林洼陷相接，北部为一斜坡带与黄河口凹陷相连，是一个在前第三系潜山背景上发育起来的第三系超覆-披覆构造带。
垦东32区块一直以“加强工况分析、强化躺井预警”为思路，有效控制躺井，并积极做好抢扶井工作，区块躺井得到有效控制，自2008年以来，垦东32区块年躺井数分别为23、18、20、27、45口，2012年躺井率达到了3.95%，为近几年最高，从躺井解剖原因分类来看，2008-2012年垦东32区块躺井主要以杆断脱为主，占区块的90%，随着油田开发的深入，油井含水的不断升高，已进入中高含水开发阶段（综合含水87%），油井高矿化度、蒸汽吞吐、泵上掺水工艺等等，导致了抽油杆腐蚀、偏磨加剧，再加上抽油杆老化、使用修复抽油杆等问题，每年抽油杆断脱井次不断增加，造成躺井率居高不下，并且采油成本也不断上升。
因此找出影响抽油杆断脱的主要原因及对策，延长抽油杆的使用寿命，对提高油井免修期，减少作业工作量，降低油田开发成本具有重要意义。
2.影响抽油杆使用寿命的因素垦东32区块为普通稠油油藏。
采油的抽油杆为高强度抽油杆，由于抽油杆长期受交变载荷和油、气、水以及腐蚀介质的共同作用，导致抽油杆偏磨腐蚀，偏磨会加剧腐蚀，从而导致抽油杆很容易发生断脱，使其成为机械采油中比较薄弱的环节。
新滩油田垦东403块分析及研究
摘要：本文通过对垦东403井的地理概况、油藏特征、采油方式、生产情况等资料的分析及与临井的地层对比分析，明确了垦东403区块的地质概况及油层特征，通过对垦东403区块的油藏特征、构造及断裂系统、储层发育特征、油层发育特征、流体性质及温度压力系统、油藏类型及试油资料的详细分析与研究，进一步明确了垦东403块馆上段油藏特点，综合考虑油藏特点、采油方式的适应性、平台配电、油井免修期等各方面因素，合理制定出垦东403区块开发方式、方案部署及指标预测，为垦东403区块的开采提供了详实的资料，从而提高油藏的开发效果和采收率。
关键词：油藏特征；区块分析；开发方式；指标预测
1垦东403井地质概况及油藏特征
新滩油田位于山东省垦利县境内，北、东、南三面环海，西临孤东、红柳油田。
垦东403井区位于新北油田3～8m水深范围内的极浅海水域。
构造上处于垦东凸起北部斜坡。
垦东403井区馆上段油藏为曲流河沉积的高孔高渗疏松砂岩，油层发育受构造和岩性双重因素控制，原油性质好，油藏为正常温度压力系统，油藏类型为稀油、高孔高渗岩性-构造高饱和油藏。
2垦东403井生产情况
垦东403井于2004年6月挂滤防砂电泵投产，生产层位馆上段，射孔厚度10.8米/层，生产1个月后泵抽不出，关井至2007年8月。
2007年9月起出井内电泵生产管柱，打捞精密滤砂管，防砂、下电泵,并于10月恢复油井生产。
生产初期生产方式电潜泵,生产方式4mm,日产液64.2t,日产油62.2t,综合含水5.06%,至2008年底,生产方式6mm,日产液96.2t,日产油93.3t,综合含水3%.
3垦东403区块分析
3.1油藏地质特征
垦东403井区钻井揭示地层自下而上依次为中生界、下第三系东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。
下第三系地层自北向南逐渐向垦东凸起超覆，上第三系超覆、披覆与下第三系之上。
本区仅馆陶组上段一套含油层系。
将含油的馆上段划分为6个砂层组20个小层。
由已完钻井揭示主要含油层段为馆上段。
垦东403井区区域构造位于垦东凸起北部斜坡带上，垦东断层下降盘。
地层向东逐渐抬升，向北、向西倾伏，呈多个幅度较小的鼻状构造。
本区断裂系统较为简单，主要发育垦东断层一条断层。
垦东断层为一继承性同生断层，在垦东403井区断层北东倾，断层延伸长、活动时间长、断距大，该断层控制了本区的地层发育和油气运聚。
3.1.1储层发育特征
垦东403块储层较为发育，储层为曲流河沉积砂体，埋藏浅，岩石成岩作用弱，胶结疏松，其矿物成分成熟度和结构成熟度均较低。
由垦东401井的铸体薄片分析，馆上段含油砂体主要为中细粒岩屑长石砂岩，结构疏松，分选性中等，磨圆度为次棱角状，胶结类型主要为孔隙或接触式。
由垦东401井岩心物性资料分析，含油砂体孔隙度19.8%～39.0%，平均34.1%。
从垦东北坡的垦东344、48井渗透率资料来看，馆上段渗透率在3000-4500左右，综合分析，本区储层物性好，属高孔高渗储层。
3.1.2粘土矿物分析
由垦东401井16块样品的全岩、粘土矿物分析报告，粘土矿物组分中以伊/蒙间层为主，平均含量62.1%，伊蒙间层比为63.7%，其次为高岭石、绿泥石、伊利石。
3.1.3润湿性分析。
由邻块垦东401井润湿性试验结果分析，储层为中性润湿。
3.2 油层发育特征.油层发育受构造和岩性双重因素控制，但主要受构造控制，受构造控制的同时，砂体受河流相沉积的影响，砂体横向变化快。
3.3 流体性质及温度压力系统。
由垦东403井试油资料分析，是垦东403井2砂组原油性质较好，原油性质与垦东401井区相近，属稀油。
由气分析看，垦东403井产出气中以甲烷为主，属干气。
由垦东403井4、6砂组的试油资料，本区地层水为氯化钙型，总矿化度13256-20352mg/l。
垦东403井高压物性及试油测压资料分析表明，垦东403井属正常温度、压力系统。
3.4油藏类型
垦东403井区馆上段油藏为曲流河沉积的高孔高渗疏松砂岩，油层发育受构造和岩性双重因素控制，原油性质好，油藏为正常温度压力系统，油藏类型为稀油、高孔高渗岩性-构造高饱和油藏。
3.5 根据试油资料分析，垦东403块馆上段油藏具有以下特点：油藏原油性质较好,属稀油。
油藏为高饱和油藏。
油藏具有较强的生产能力垦东403井区储层为河流相沉积砂体,砂体规模比较小,目前该井区只完钻垦东403一口井,没有钻遇油水界面,而且该井区构造位置要比垦东405井区高30m左右,根据目前地质认识分析,该井区为满含油砂体,没有边底水能量,所以该井区天然能量不足。
馆上段油层胶结疏松，岩石成岩作用弱。
油藏投入开发以后，随着油井含水上升和采液强度的增加，油层出砂现象会越来越严重。
因此，油井投产均应防砂。
4垦东403区块开发方式
注水开发；排液3个月，地层压力降至饱和压力附近时注水；注采比为1；经济合理井网密度6.0口/km2，井网部署井距取值300～400m左右。
定向井单井日产油能力30t。
水平井单井日油能力.取值50t/d。
分支水平井日油能力取值70t/d。
注水井最大单井日注水量取值280m3/d。
[1]
5方案部署与指标预测
5.1 方案部署
方案一，砂体满含油，储量全部动用。
部署总井数11口，新井10口，利用老井1口，定向井5口，常规水平井5口,鱼骨状分支水平井1口，油井7口，水井4口。
(附表5-1)。
方案二，如果控制井KD403-X3钻遇水层，含油面积会减小，则按方案二实施。
部署总井数9口，新井8口，利用老井1口，定向井4口，常规水平井3口,分支水平井1口，油井5口，水井3口。
附表5-1新滩油田垦东403井区产能建设部署表
5.1.1 指标预测
利用数值模拟对方案进行了指标预测，预测结果如下：方案一，第一年年产原油11.3×104t，采油速度6.78%，15年末累积生产原油62.6×104t，采出程度37.7%，综合含水94.2%；方案二，第一年年产原油7.7×104t，采油速度6.24%，15年末累积生产原油45.2×104t，采出程度36.4%，综合含水94.8%；
5.1.2 采油方式选择。
综合考虑油藏特点、各种采油方式的适应性、平台配电、油井免修期等各方面因素，尤其是针对垦东403区块新井立足于水平井采油的特点，建议油井全部选择电泵开采。
[2]
5.1.3 注水工艺。
井口最大注水压力设计为11MPa ，采用250型井口装置，全井防砂。
油井测试主要采用毛细管测压技术。
水井测试主要采用钢丝投捞作业方式完成。
[3]
参考文献：
[1] 张琪,油水井增产增注技术.石油大学出版社.
[2] 张琪,采油工艺原理.石油工业出版社.
[3] 张绍槐，罗平亚主编：保护储集层技术. 石油工业出版社(北京)
作者简介：刘红芬，工程师，1974年10月出生，2010年毕业于中国石油大学（华东），主要从事油田石油地质工作.。
