新疆油田首创国内SAGD井下电加热技术

截至2024年1月11日,新疆风城油田重18井区FHW3120井组在采用SAGD井下大功率电加热启动技术后,阶段油汽比提高20倍,能耗降低90%,投入产出比达1:2.6,标志着稠油开采“以电代汽”取得新突破。这个井组是我国第一个采用SAGD井下大功率电加热启动技术开采稠油的井组。这项技术是稠油原位电加热开采技术的一种。

新疆油田率先构建碳MRV技术体系

经过两年的推动建设,新疆油田已构建起碳MRV技术体系,碳减排量核算标准填补了行业空白,推动了碳统计监测体系的规范化、科学化。MRV技术体系包括监测、报告、核查3个组成部分。新疆油田实验检测研究院先后攻克了“缺数据、缺仪器、缺方法”三大难关,建立了天然气场站激光甲烷监测、固定顶罐呼吸气监测、涡度相关通量监测、二氧化碳注入与采出检测4类油气田碳排放源监测技术,为油气生产过程中的碳排放强度提供了可量化、可核证的技术手段。

新疆油田智能压裂设计迈出关键一步

2024年2月7日,新疆油田公司工程技术研究院(监理公司)压裂数智化研发团队应用147口页岩油水平井地质工程及生产数据进行了室内测试,顺利通过压裂参数智能优化程序。这表明,人工智能算法已成功应用于现场压裂数据分析,标志着新疆油田在智能压裂设计项目上迈出关键一步。这也是国内首次将人工智能与压裂现场数据实现有机结合。据了解,目前国内人工智能在压裂方面的应用多数仍处于研究阶段,现场应用的较少。

新疆油田发明专利填补国内外弱碱性介质缓蚀剂研究空白

2024年3月14日笔者获悉,新疆油田实验检测研究院申报的“化合物、包含其的缓蚀剂组合物、缓蚀剂的制备方法和用途”近日获得国家发明专利授权。随着国内很多油田逐渐进入中、高含水期,油田采出水矿化度增高,并且富含腐蚀性无机离子及二氧化碳、硫化氢等溶解性气体,对油田注输管线和设备极易产生腐蚀,严重影响油田生产安全.

新疆油田公司成果管理系统设计及实现

科研成果评审与管理工作是新疆油田科技管理的重要内容,存在申报数量多、审核层级多、评审周期长等问题,通过设计、研发,开发了B/S结构的成果管理系统,可以优化原有的评审模式,实现了无纸化申报、审查及专家评审全过程管理。系统提供了全面、规范的标准化成果申报及评审流程及模型,实现科研成果申报、成果数据、评审业务的统一管理和共享应用,有力提高油田科研成果的信息化管理水平,为油田公司的数据应用和科研成果转化发挥重要的作用。

高导流压裂技术在新疆油田的应用与分析

新疆油田玛湖区块历经多年勘探开发得出,该区域内砾岩储层是典型高压特低孔特低渗油层,具有储层埋深大,两向应力差,脆性指数低,天然裂缝不发育等特点。前期多采用胍胶压裂液/一体化变粘滑溜水实施“段内多簇+密切割+体积压裂”的工艺对水平井进行储层改造开发,以充分进行储层改造为前提,最大限度降低储层改造成本、提高效益为目标,引入高导流通道压裂新技术,通过在常规压裂液基础上、采用独特的泵注程序和高导流聚合剂(聚团复合材料),使普通支撑剂颗粒固结成团,团与团之间实现厘米级大通道,从而在裂缝内形成具有高导流能力的大通道,比常规压裂通道大10至100倍。经重点通过对高导流通道压裂新技术影响因素进行分析研究,结合现场运用情况分析,得出有关使用结论,促进储层改造效果提升,为新疆油田实施低成本、高效开发战略提供了有力的技术基础。

注汽锅炉给水除氧技术在新疆油田的应用

影响油田注汽锅炉安全运行和使用寿命的重要因素之一是氧腐蚀,因此在油田注汽系统中,锅炉给水除氧是非常关键和必要的环节。通过锅炉进口过滤器垢样成分分析,结垢成分以Fe3O4为主,其次是Fe S和盐垢;清水给水管线及净化水给水管线主要腐蚀因素是氧,同时存在硫腐蚀。新疆油田湿蒸汽锅炉采用“亚硫酸钠化学”除氧技术,给水水质溶解氧≤0.05 mg/L;过热锅炉采用“低位真空+亚硫酸钠”除氧技术,给水水质溶解氧≤0.05 mg/L;循环流化床锅炉采用“热力+丙酮肟药剂辅助”除氧技术,锅炉进口水质溶解氧≤0.007 mg/L。实际应用中,应根据油田锅炉的特点和对水质的要求,综合考虑供汽模式、热力参数、水源水质情况、负荷变化、经济条件等因素,因地制宜地使用合适的除氧方式,以减少注汽系统腐蚀结垢,保障油田注汽锅炉安全运行。

新疆油田水平井地质导向技术研究及应用

新疆油田通过引进、消化和吸收水平井地质导向技术,结合现场实际应用,逐步形成了系统完善的水平井地质导向配套技术。根据油藏特性及地质导向技术的适应性,可以概括为MWD+岩屑录井、MWD+综合录井、LWD(PeriScope15)+综合录井以及电磁波无线随钻地质导向技术+综合录井4种模式。地质导向技术在现场应用266口井,油层钻遇率达到96%以上,开发效果得到明显提高,为水平井规模应用奠定了基础。

新疆油田致密油地质工程一体化实践与思考

新疆油田近年来启动了致密油的勘探与前期开发试验,在取得了一定成绩的同时,也在技术及管理领域进行了更多的实践与尝试。数年的致密油开发经验表明,致密油储层特性导致不能采用常规的开发思路对致密油资源进行开发,需要应用非常规的理念、方法和技术,需要采用地质工程一体化的理念来保障该类储层的勘探开发效果。通过在项目管理中的大量经验与实践,摸索出一套具有实践意义的方法,将地质工程一体化的核心应用于生产项目中,通过项目运行中不同阶段需求的差异性,推进不同环节的一体化工作,从而逐步提升致密油开发综合效益。在2015年,依照地质工程一体化的思路及方法,对新疆油田玛湖凹陷致密油进行了现场实践并获得显著成效。以致密油产量提高为中心,借助多个学科的无缝协同,利用地质条件与工程技术的紧密结合,通过管理与技术结合的手段,切实实现优选甜点、保障储层钻遇率及最优化压裂设计等动态决策,从而推动致密油的规模效益开发进程。在一体化思路指导下,深入推进精细化技术管理,建产部署及施工中的关键环节实现最佳把控,最终取得更佳的经济效益,同时摸索了工程技术服务新的模式,通过工程技术服务一体化总包模式,为中国陆地致密油开发建立了更为坚实的实践基础。

新疆油田超低渗透油藏注水开发储层损害研究

超低渗透储层由于其特殊的孔喉特性,在注水开发过程中对外来流体的悬浮物含量与结垢性等都有很严格的要求,如何在注水开发过程中降低储层损害与有效保护储层孔喉成为高效开发超低渗透油藏的关键。以新疆油田某区块为例,通过储层敏感性评价与注入水结垢分析,明确了注水开发过程中储层的损害因素。结果表明:该区块储层具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害;混合注入水容易产生以Ca2+为主的不溶性结垢,导致堵塞注水管线及储层孔喉。因此,超低渗透油藏在注水开发过程中,不仅要注重储层保护措施,更要严格控制注入水水质,从而有效地保护储层,为长期高效的开发奠定基础。

新疆油田红浅1井区火驱开采效果评价

以新疆油田红浅1井区火驱先导试验为例,分别利用广义产量递减法和油藏数值模拟法对注蒸汽开发后期转火驱开采效果进行了评价。结果表明,红浅1井区火驱先导试验区在注蒸汽开采之后,通过火驱的接替开采,最终采收率可达到59.9%,火驱阶段至少可提高采收率30.0%.两种方法的对比应用表明,广义产量递减法评价火驱开采效果是切实可行的;广义产量递减法较油藏数值模拟法所需资料较少,更为简捷实用。

普通稠油油藏渗流特征实验研究——以新疆油田九_4区齐古组油藏为例

稠油油藏原油粘度高,流体渗流不符合达西定律,其流动时存在启动压力。根据稠油油藏渗流特点,设计了合理确定稠油启动压力的实验测试方法。通过对新疆油田稠油油藏不同原油粘度、不同渗透率、不同温度条件下天然岩心的渗流实验,研究了束缚水饱和度下油相启动压力梯度及流速-压差关系,并对实验数据进行回归,得到了启动压力梯度、流速-压差曲线参数与岩石气测渗透率、流体粘度关系的经验公式。实验结果表明,利用该测试方法能快速、准确地测定稠油油藏的启动压力。原油粘度对稠油启动压力梯度的影响大于储集层物性的影响。稠油启动压力梯度及描述流速-压差曲线的参数和岩石气测渗透率与流体粘度比值有很好的相关性。

新疆油田气井排液采气工艺优选方法

随着新疆油田气藏进入开发中后期,相当数量的气井已经出现井筒积液,严重影响了气井的正常生产。为使气井稳产,达到提高采收率的目的,研制了排液采气工艺技术优选图版。在新疆油田排液采气工艺初选的基础上,结合积液诊断精度较高的Coleman模型,以生产液气比和日产气量为横、纵坐标,绘制了新疆油田排液采气工艺优选宏观控制图。应用该图版对新疆油田积液气井的排液采气工艺进行优选,现场实施效果表明,该方法选择的工艺技术达到了使气井稳产,甚至增产的目的。

低渗透油藏二氧化碳驱油及埋存可行性研究——以新疆油田八区克上组油藏为例

针对新疆油田低渗透油藏储层物性差、注水开发效果差等开发难点,结合二氧化碳埋存发展趋势,探讨了二氧化碳驱油提高采收率及埋存的可行性。以新疆油田八区克上组油藏为例进行油藏数值模拟,在对典型油藏开发历史和动态资料深入分析的基础上,通过油藏流体拟合、细管实验数值模拟及水驱历史拟合,建立基础预测模型,并对开发方式、注气参数及生产工艺进行了优化。结果表明:模拟预测油藏最小混相压力为18.6 MPa;二氧化碳能够有效波及到常规水驱无法波及到的区域,采用水气交替的注入方式埋存系数为0.146,比连续水驱提高采收率12.42%,比二氧化碳连续驱提高3.33%;总注气量对水气交替开发效果影响最为显著;采用关层气油比控制能够更有效地扩大二氧化碳波及体积,进一步提高二氧化碳埋存量和采收率,比采用关井气油比控制的埋存系数提高2.7%,提高采收率3.07%。

新疆油田浅层稠油鱼骨型分支水平井技术

为进一步降低新疆浅层稠油区块开发的综合投资及开采成本,寻求稠油油藏商业开发的最佳技术途径,2006年新疆油田在百重7井区首次采用鱼骨型分支水平井技术进行了稠油开采的现场试验并取得成功。结合新疆浅层稠油油藏第一口鱼骨型分支水平井——bHW01Z井现场实施情况,从技术关键、井身结构优选、井眼轨道设计、井眼轨迹控制技术、裸眼分支侧钻技术、主井眼重入及钻井液防塌等方面对浅层稠油鱼骨型分支水平井技术进行了详细介绍。bHW01Z井的成功不但证明应用鱼骨型分支水平井开采浅层稠油是可行的,也为今后该技术在新疆油田浅层油藏的推广应用积累了经验。

新疆油田七区侏罗系八道湾组物源分析

综合利用沉积背景、薄片鉴定、分析化验等资料,运用地层厚度、骨架成分、砂岩成分与结构成熟度、重矿物组合等方法对新疆油田七区侏罗系八道湾组沉积物来源进行分析研究认为,七区侏罗系八道湾组的沉积物主要来源于准噶尔盆地西北缘冲断带。研究成果对深入盆地分析、古地貌恢复、储层预测具有重要意义。

井—地电位成像技术在新疆油田五1区剩余油分布评价研究中的应用

介绍了井—地电位测量技术方法原理,重点分析了井—地电位测量数据成像处理方法和在新疆油田五1区的应用。利用该技术获得了4口井野外实测电位数据,用数值模拟和反演成像方法对实测数据进行了处理,得到了约2 km2范围内目的层电阻率和剩余油饱和度分布,分析了剩余油分布与注采效果的对应关系。研究结果表明,井—地电位测量资料的结果与其它监测资料吻合较好,剩余油平面分布和层间分布与数模结果相符,显示了井—地电位测量技术良好的应用前景。

稠油微生物开采在新疆油田的现场应用

为了提高原油采收率,提高稠油油藏开发效益,与新疆油田合作开展了稠油微生物开采的现场试验.试验优选了混源采油菌组合,采用单井吞吐的生产方式,分两批对21口稠油开发井进行了微生物开采现场试验.经采油菌作用,作业区的稠油粘度大幅度降低,在停止注蒸汽的情况下,大多数试验井都能达到经济产能,试验得到了较高的投资回报率.结果表明,所选用的采油菌组合对胶质、沥青质含量高的稠油作用效果显著,所以说稠油微生物开采技术值得在新疆油田的稠油开发中推广应用.

新疆油田砾岩油藏调驱配方设计研究

针对新疆油田砾岩油藏长期水驱开发后,形成大量水流优势通道的问题,运用统计分析方法,对不同类型的优势通道进行了分类,在此基础上设计了不同的调驱配方体系,得到了不同渗透率、不同变异系数、不同界面高度砾岩油藏的调驱配方体系设计方法。该成果在新疆油田六中东克下组、七中区克下组及七中区八道湾组3个砾岩油藏深部调驱现场进行了应用。研究结果表明,该方法设计出的调驱体系能有效封堵优势通道,截至2016年6月累计增油为10.4×10~4t,最大含水率下降幅度为12.5%,增油降水效果显著。研究成果对深部调驱技术在新疆油田的推广有重要意义。

新疆油田超稠油蒸汽吞吐产量递减率预测新方法

针对目前超稠油油藏常用递减率预测方法无法直接反映储集层关键参数的问题,基于递减理论和超稠油油藏蒸汽吞吐递减特征,结合油藏动态分析、数值模拟等方法对影响超稠油递减的主要因素进行敏感性分析,确定主控因素为有效厚度、原油黏度、注汽干度。运用模糊数学层次分析法确定递减影响因素权重,通过主控因素与初始递减率的相关性分析和多元回归,建立初始递减率预测模型和递减率预测图版。应用实例表明,该方法预测的超稠油蒸汽吞吐递减率与实际递减率相对误差小于5%。该研究为今后超稠油蒸汽吞吐合理产量预测奠定了基础。