新疆油田红浅稠油原位气化制氢过程及其影响因素研究

研究了温度、含水饱和度、氧气体积分数和压力对新疆油田红浅稠油原位气化制氢影响。实验结果表明,温度的增加显著提升气化效率和产氢反应,600℃条件下制氢效率达18.33 mg/g。含水饱和度的升高可以促进水气变换反应产生更多氢气,但达到一定值后不再提高氢气产量。增加氧气体积分数可以显著提高氢气生成,但过高的氧气体积分数会促使氢气生成量下降,50%浓度下制氢效率最高。压力对产气组成有显著影响,较高的压力会增加二氧化碳产量并抑制氢气生成。

新疆油田某超临界CO_(2)管道安全停输时间预测

为得到超临界CO_(2)管道安全停输时间,本文采用商业软件OLGA建立了多因素协同作用下管道安全停输时间计算模型。基于中国石油新疆油田分公司规划的超临界CO_(2)管道工程参数范围,开展了对输量、管径、管长、首站出站温度、土壤环境温度、总传热系数、末站进站压力等管道安全停输时间影响因素研究,并基于灰色关联度分析方法,得出了土壤环境温度、管长等为敏感因素。为预测管道的安全停输时间,基于以上参数化分析得到的1728组安全停输时间计算结果,建立了管道安全停输时间数据库,结合量纲分析方法,利用Python拟合得到了用于映射七大可变参数(自变量)与超临界CO_(2)管道安全停输时间(因变量)的高度非线性回归计算公式。结果表明:该拟合公式预测结果的最大相对误差小于10%,预测准确性良好,且该方法具有较高的计算效率。

新疆油田强水敏砾岩油藏二氧化碳驱连通特征

明确CO_(2)驱油藏注采井间连通特征可为后续针对性实施CO_(2)驱波及效率改善技术提供基础支撑。以新疆油田某强水敏砾岩油藏为研究对象,通过现场注采相关数据分析,明确注采连通性判断关键参数,预设关键参数比重后设计评价系数C,确定C值不同取值范围下注采井间连通关系,建立一套强水敏砾岩油藏连通性评判方法。通过该方法可判断该区注采井间弱连通、中等连通、强连通情况,分析不同连通特征主控因素,形成针对性治理对策。研究表明,注采连通性判断关键参数为生产井产油量、油压、气体组分;C值大于8时注采井属于强连通关系,C值在3~8时注采井属于中等连通关系,C值小于3时注采井属于弱连通关系。统计全区注采数据,根据C值判断,区块注采井间连通性呈两种明显连通特征,一是注采连通具有方向性,中强连通主要偏西北方向,但局部连通具有一定差异性,分析主要受构造及前期水驱影响;其次是注采连通具有区域性,区块中心偏东北注采连通性较好,该区22口井中强连通井14口,占比达63.6%,主要受地层渗透性差异及注碳量影响。根据注采连通性判断结果,建议对该区各类连通井分类治理,边缘区弱连通井吞吐补能,核心区弱连通井小规模压裂,强连通井封窜调剖。本研究可对提升强水敏砾岩油藏注水后CO_(2)驱高效开发提供参考和借鉴。

氮气泡沫调驱技术在新疆油田Y区块的适用性研究

针对新疆油田Y油藏的强非均质性特征以及开发剖面动用程度低、含水高的特点,筛选适合注入水配液的氮气泡沫体系配方,评价泡沫体系的油藏适应性、油藏温度压力条件下的性能和细菌对泡沫性能的影响,研究泡沫的流变性,开展物理模拟分析在不同渗透率级差下的驱油效果。结果表明,在油藏条件下,所筛选的氮气泡沫体系的起泡体积为530 mL,泡沫半衰期为167 min,综合指数为66382 mL·min,具有良好的油藏适应性;优选出的氮气泡沫体系表现出典型的剪切稀释性,并且稳泡剂的加入对泡沫体系的黏度有较为明显的提升,但不会对其在地层中的流动产生影响。在0.1~10 Hz的频率范围内,氮气泡沫的黏性模量均高于弹性模量(G''/G'>1),泡沫表现出较好的黏性行为,并具有一定的弹性行为。通过岩心流动实验看出,在水驱阶段,高渗透岩心的分流率随着级差的增大而增大,当渗透率级差为11.53时,低渗透岩心不能有效启动;在泡沫驱和后续水驱阶段,低渗透岩心的驱油效率随着渗透率级差的增大先增加后减小,在渗透率级差为8.67时,低渗岩心提高驱油效率达到最大,为44.97%。

基于储层甜点特征的致密砂砾岩油气藏压裂增产技术研究

中拐凸起南斜坡二叠系佳木河组二段储层为一套含浊沸石的致密砂砾岩。早期,在有利构造上钻探的直井产量均较低,2014年钻探该区第一口水平井用于提产,但因未能有效控制缝高,致深部水体锥进过快,长期试采效果差。近年来,地震地质综合研究发现,储层存在局部甜点。因下部并无隔层,压裂时需严格控制裂缝下延。通过对储层甜点特征进行梳理,综合评价了各断块甜点的优质程度,为试油段优选和新井的部署提供依据。为了实现控缝高压裂,提高单井产量和试采效果,开展人工隔层导流能力室内实验、完成人工隔层支撑剂粒径的优选,进行压裂数值模拟研究、确定了研究区形成有效厚度人工隔板的临界施工参数。研究认为,前置液阶段,改变液体黏度和排量、铺置有效人工隔层能够抑制水力裂缝向下扩展;携砂液阶段,加入一定浓度纤维,可进一步提升支撑剂对上部优质储层的支撑。这种组合控缝高工艺技术投入该区压裂实施后,有效控制了裂缝下延高度,甜点层段得到充分改造,试油及后续试采期间维持了较高油气产能,压裂提产效果明显。

新疆油田外排污水达标处理工艺技术研究

新疆油田稠油开采过程中产生的大量高含盐废水中COD、挥发酚和硫化物等指标超标,若不处理直接外排将会对周围的生态环境造成极大的破坏。鉴于此,根据新疆油田外排污水可生化性的特点,培养筛选出耐高温耐高盐的高效复合菌群,并结合曝气、旋流气浮和水解酸化等预处理工艺协同降解废水中的污染物,形成了"预处理+生物接触氧化"的处理工艺。试验及应用结果表明:采用该工艺处理后污水中含油、悬浮物、COD均达到国家二级排放标准,石油类平均去除率90%,悬浮物平均去除率96%,COD平均去除率82%。已在现场建成投产高含盐废水达标处理站3座,累计处理废水量约150万m^3,具有显著的社会效益。

玛湖深层致密砾岩油藏体积压裂关键技术研究与应用

为探索玛湖地区深层致密砾岩油藏水平井体积压裂改造效果,提高储层动用程度,文中以地质建模与数值模拟为手段,建立地质工程一体化模型,开展水平井体积压裂关键技术研究。综合考虑压后生产效果、井间地应力干扰、天然裂缝发育程度等因素,确定了最优布缝方式、簇间距、加砂规模、压裂顺序与泵注工艺,形成了深层致密砾岩油藏平台井体积压裂关键技术。研究表明:采用交错50%布缝方式,优化簇间距、加砂规模与泵注工艺,以“先压两边+后压中间”为压裂顺序原则,进行水平井协同平齐推进拉链体积压裂,可显著降低深层致密砾岩油藏平台井压裂成本、提升储层改造效果。现场应用15井次,SRV较单井提升10%,压裂费用降低5%,采收率由18.0%提升至20.1%,为深层致密砾岩油藏水平井体积压裂改造提供了技术借鉴。

新疆油田CO_(2)驱采出工况柔性复合管接头可靠性评价

提出了一套非金属管材接头可靠性评价方法。采用高温高压釜对柔性复合管金属接头进行缝隙腐蚀试验,并利用3D景深显微镜对试片表面形貌进行观察;采用傅里叶红外光谱仪和邵氏硬度计对试验前后密封垫圈的性能进行分析;在极端工况下对整管密封进行可靠性测试。结果表明:在温度60℃、CO_(2)分压1.5MPa的多相介质环境中,接头管材的腐蚀速率为0.1194 mm/a,属于中等腐蚀程度,加入缓蚀剂后,腐蚀速率显著降低,且低于0.076 mm/a;在极端工况下,聚四氟乙烯垫圈和丁腈橡胶垫圈无破损,接头性能稳定、可靠。

新疆油田某区块注汽锅炉给水硬度超标成因分析及控制对策

新疆油田稠油开发采用注蒸汽开发,注入蒸汽来源于注汽锅炉。为保证锅炉的正常运行,需对锅炉给水水质进行控制。以新疆油田某稠油开发区块为例,对其采出水水质现状进行监测,发现采出水硬度是制约锅炉给水达标的主要因素。新区产能井来液硬度偏高、稠油采出水处理系统超负荷运行、软化设备树脂失效、站区污泥池废水对系统冲击是造成锅炉给水硬度超标的主要原因。为此根据开发需求有针对性关闭部分硬度超标井,复苏及更换部分失效树脂以恢复软化能力,定期清理污泥池以改善进入采出水系统废水水质,对软化再生产生的高含盐、高硬度废水采取回注和达标外排的方式处置。通过采取以上一系列水处理系统的优化措施,实现了注汽锅炉给水稳定达标,保障了稠油开发区块的正常生产。

新疆油田火山岩气藏体积压裂机理研究及应用

进行火山岩气藏压裂改造时,通常采用形成单一裂缝的增产改造技术,气井稳产时间较短。借鉴页岩气开发理念,深入研究火山岩气藏体积压裂机理。根据缝内压力传导的力学模型,研究不同液体体系对压力传导的影响,分析无滤饼压裂液体系对体积压裂的作用,优选出压裂液体系;建立不同角度天然裂缝开启的力学模型,确立体积形成的关键力学条件,并针对火山岩气藏压裂目的层的地应力结构进行实际分析。从储层矿物角度出发,研究对比火山岩储层的脆性系数;根据力学条件,结合压裂工艺过程,建立相关模型,优化研究体积压裂关键工艺参数,包括排量、压裂规模等;分析降阻水、线性胶、浓胶液三种不同黏度液体对裂缝网络的作用。在上述研究基础上,针对新疆油田DX1413井实际地质条件,分析该井进行体积压裂的有利条件,并进行压裂设计与改造施工,对施工曲线、施工过程、施工结果进行分析,得到了一些有益的结论,这些结论对火山岩气藏的开发有重要的启迪作用。

新疆油田某区块井身结构优化设计与应用

新疆油田某区块位于新疆准噶尔盆地西部,随着该区块勘探开发的不断深入,原有井身结构开始显现出复杂事故多、钻井效率低等问题。为了解决该区块中部地层泥岩水敏性强,井壁垮塌、钻头泥包频发以及下部地层存在异常高压,漏失严重的问题,根据室内岩石地应力实验结果及现场地层破裂试验,建立了该区块地层三压力剖面,为井身结构优化设计提供有关压力系统的理论依据。结合地质特征确定了该区块的地质工程必封点。根据地质工程必封点,以减少钻井复杂事故为目标,把原有三开井身结构优化为二开复合井眼井身结构。该区块应用优化二开复合井眼井身结构后,钻井中复杂事故明显减少,均顺利完成钻井作业,平均钻井周期由前期的76 d缩短为目前的47 d,缩短38.15%。这表明,该区块采用优化后的井身结构,成功降低了钻井复杂、提高了钻井效率。

新疆油田利用地震资料预测套管变形技术

随着水平井和水力压裂技术在新疆油田页岩油藏的应用,出现了越来越多的套管变形现象。一旦出现套管变形将会带来巨大的经济损失,如压裂施工无法正常进行、井段丢失和单井产量不高等问题。通过对套管变形处的地球物理响应特征分析,建立相关模型,利用三维地震属性在水平井压裂前开展套管变形预测,优化压裂方案,在施工过程中综合微地震监测成果开展套管变形预警,指导压裂施工,最大限度减少套管变形的发生,改善储层改造效果,提高单井产量。

新疆油田致密油火北探区钻井提速技术探索

准噶尔盆地火山岩地层可钻性差,机械钻速慢,是制约油田勘探开发的主要瓶颈,多年来一直在探索有效的提速技术。火北探区断裂发育,火北断裂上盘石炭系推覆体厚度跨度大,岩性复杂;二叠系平地泉组云质砂泥岩互层,钻头选型困难,断裂带附近地层倾角大,存在机械钻速慢,防斜打快矛盾突出,钻井周期长等难点。为了加快火北探区致密油勘探步伐,试验应用了高速螺杆+孕镶PDC钻头,垂直钻井系统及气体钻井等技术。现场实钻表明,与常规钻井液条件下的提速技术相比,气体钻井在火北石炭系和二叠系平地泉组提速效果显著,平均机械钻速达到5.0m/h以上,是常规钻井的4倍左右。气体钻井在火北探区的成功应用,将对准噶尔盆地火山岩地层的钻井提速起到积极的推动作用。

新疆油田油气生产自动化技术创新及展望

油田生产自动化、数字化是对油田生产动态参数进行实时采集和精准调控,进而科学开发油田,大幅度提高生产效率的技术方法。论文通过对新疆油田多年来数字化、智能化建设的总结和分析,阐述了其在物联网技术、功图量液技术和低功耗广域网络技术方面的几个创新,构建了非常规整装的百万吨油田自动化新模式,并在F油田、K油田的智能化试点进行推进^([1])。结果证明,新疆油田的自动化新模式达到增产不增人、少人多产的目标,实现了新疆油田建设现代化"油公司"的计划,推动油田体制机制创新和管理模式变革,闯出一条新技术之路。

新疆油田稠油集输管线检测技术适应性分析

管道完整性管理在长输管道上的应用不断成熟,目前开始逐步向油田集输管线推广,但集输管线由于管线敷设杂乱、带保温层等特点,管线检测难度和准确性较差。新疆油田以某稠油作业区为试点,开展稠油集输管线检测技术适应性研究。通过不同检测方法对单井集油管线(包括注采合一管线)和集油干支线进行内外腐蚀检测,并对检测结果准确性进行开挖验证,形成了一套适应新疆稠油集输管线的完整性检测方法,保证了集输管线的安全运行,为开展集输管线完整性管理奠定了基础。

小井眼水平井洗井岩屑清除效率研究

为研究小井眼水平井洗井钻柱旋转时的岩屑清除规律,针对玛湖深层三叠系长水平井小井眼洗井工况,进行了相似试验设计,开展了岩屑启动流速和岩屑清除效率的试验研究。试验发现,采用不同排量冲洗岩屑床时,岩屑床呈现稳定运移、沙丘式波浪运移和整体运移等3种运移形态。试验研究了岩屑床稳定运移形态下岩屑粒径、排量和钻柱转速对岩屑启动流速及钻柱转速对岩屑床高度和形成稳定岩屑床所需时间的影响规律,分析了岩屑床整体运移形态下岩屑粒径、排量和岩屑床初始质量对岩屑床清除效率的影响。研究结果表明,岩屑粒径越小所需启动流速越低,钻柱旋转后等效岩屑启动流速降低45.5%,钻柱转速升高会使形成稳定岩屑床所需时间缩短,岩屑清除效率提高;当岩屑床发生整体运移后,较低排量下岩屑床清除速度受岩屑粒径影响较小,高排量下大粒径岩屑床的运移速度快。排量和钻柱转速是提高洗井过程岩屑床清除效率的关键,而现在洗井时钻柱转速较低,可适当提高钻柱转速,以提高洗井效率。

“井工厂”水平井组勺形井眼轨道设计方法研究

“井工厂”水平井作业模式已成为经济有效开发非常规油气藏的关键技术,但是由于该作业模式作业井眼相对密集,为解决井眼相碰和减小死油区面积问题,开展了水平井组的勺形井眼轨道剖面优化设计方法研究。在进行井眼轨道优化时,先对井场采用交错式布井方式,对各水平井的靶前距和造斜点位置进行组合优化设计,确保靶区位置能够控制全区面积,从而构建最佳水平井组勺形井眼轨道剖面。现场应用实例表明,勺形水平井较常规水平井起下钻柱和下套管摩阻虽然略有增加,但不会影响正常钻完井作业。对比常规井眼轨道与勺形井眼轨道的“井工厂”水平井组,在相同造斜率下,勺形井眼能够将靶前位移缩减到0m,有效地减小了死油区面积,并且可以更加有效地规避井眼相碰风险,在开发致密油时,能够提高经济效益。

新疆油田气井井下节流优化设计及应用

为满足集输压力要求、防止井口水合物冻堵,基于井下节流工艺原理,对高压集输井下节流工艺、中低压集输井下节流工艺的选井条件、气嘴直径、下入深度等关键技术参数进行优化设计,并对井筒温度与压力剖面进行模拟。结果表明,井下节流工艺能满足高压集输与中低压集输的压力要求,有效解决了井筒水合物冻堵问题。

新疆玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术

准噶尔盆地玛湖致密砂砾岩油田是新疆油田提产的重点区域,为了满足该油田勘探开发的需求,提高钻井速度,缩短钻井周期,通过优化井身结构,优化井眼轨道设计,优选钻井液和个性化PDC钻头,采用韧性水泥浆、漂浮下套管固井技术、'螺杆钻具+PDC钻头'复合钻井技术及旋转导向钻井技术等一系列钻井提速技术,形成了玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术.2018年,该油田玛131区块完钻8口砂砾岩致密油井水平井,平均完钻井深4921.75 m,平均水平段长度1576.00 m,平均钻井周期46.50 d,平均机械钻速11.19 m/h,其中MaHW1247井完钻井深达5040.00 m,钻井周期只有42 d,创造了玛湖油田完钻井深5000.00 m以上水平井钻井周期最短纪录.现场应用表明,玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术能够提高机械钻速,缩短钻井周期,为玛湖油田的高效勘探开发提供技术支持.

致密油藏高起泡强渗吸驱油剂的构建及性能研究

针对致密油藏经“水平井+体积压裂”技术改造开发后井间流体发生窜流及致密油采收率偏低的问题,研制了一种高起泡强渗吸纳米驱油剂。以自研双子表面活性剂BD-2、CHSB、LAB为纳米驱油剂的主剂,通过三元相图法得出纳米驱油剂的配方为:25%BD-2+10%LAB+4.5%CHSB+5%油溶性增效剂+15.5%小分子醇。对纳米驱油剂界面性能、润湿调节性能、渗吸性能、起泡性能、耐温抗盐性能、增容性能、静态洗油性能进行评价,同时研究了驱油剂对岩心中致密油动用情况。结果表明,在2000 mg/L下,纳米驱油剂YYC-2与玛湖原油的界面张力可达6.318×10^(-3)mN/m,可将接触角降低至20.36°,渗吸采出程度达到21.37%;在90℃、10×10^(4)mg/L NaCl和5×10^(3)mg/L CaCl_(2)矿化度下均能达到超低界面水平,最大增容粒径可达593.6 nm,静态洗油效率最大可达80%左右。高压压汞曲线与核磁共振曲线的转换系数C为791 nm/ms,能启动岩心最小孔隙直径为20.0304 nm。