大庆油田公司勘探开发形势与发展战略

目前,中国石油大庆油田公司(简称大庆油田公司)面临“后备资源接替不足、开发难度日益增大”等难题。通过回顾大庆油田公司油气勘探开发历程,总结了各领域勘探开发成果与技术系列,阐述了存在的关键问题和攻关方向,提出了大庆油田公司发展战略构想。分析认为:大庆油田公司油气勘探完善了陆相生油理论、源控论,发展了陆相坳陷湖盆、复杂断陷、火山岩、致密油气等勘探理论,形成了配套的勘探开发特色技术。随着油气勘探开发领域的不断拓展与延伸,结合大庆长垣油田的特高含水期开发和长垣外围油田的难采油气储量动用等方面面临的一系列开发难题,大庆油田公司明确了在完善已有勘探开发技术基础上,加快页岩油、碳酸盐岩勘探开发配套技术攻关及大幅度提高采收率、难采储量有效动用配套技术攻关等,以期实现后备资源有效接替和提高油气产量目标。同时,通过分析面对矛盾和挑战,以及自身发展的优势和潜力,大庆油田公司提出了“本土油气业务持续有效发展、海外油气业务规模跨越发展、新兴接替业务稳步有序发展和服务业务优化升级发展”的发展战略。基于大庆油田公司发展战略目标,编制了“十四五”油气勘探开发规划方案,为大庆油田公司转型升级发展提供资源保障。

聚焦心理援助 加强人文关怀 大庆油田公司工会战“疫”暖心系列工作见实效

新冠肺炎疫情发生以来,大庆油田工会主动担当作为,依托“员工帮助计划”(EAP)服务体系,通过组建心理志愿者队伍,开通援助热线、开辟网上专栏,开展心理健康七日行等多种活动和举措,彰显企业人文关怀,助力油田夺取疫情防控、复工复产“双胜利”。

基于地震波阻抗反演的小层砂体预测技术——在大庆油田州57水平井区块的应用

在油气勘探与开发的整个历程中,无论是勘探阶段还是进入开发后的任何时期,尤其在对水平井区目的层的砂体预测时,始终离不开对储层沉积特征的分析,州57井研究区主力油层为葡萄花油层,其沉积时期处在松辽盆地北部大型三角洲沉积体系中的前缘相带到湖相的过度带之上,沉积地层较薄,沉积单砂体一般不超过2 m。因为砂体的三维展布特征受控于地质历史时期沉积体系的时空变迁及演化,每一次的湖进湖退严格控制砂体的分布与走向,因此,在精细刻画小层砂体过程中,首先要精细的地质研究,然后利用储层地震波阻抗反演对油田小层砂体进行预测,为后期调整注采关系、提高采收率提供重要参考依据。

体膨颗粒深部调剖技术及其在大庆油田的应用

大庆三大主力油田已进入高含水、高采出程度开采阶段 ,油藏内已出现高渗透大孔道 ,必须进行封堵。选用交联聚合物颗粒作为深部调剖剂。从三种颗粒剂中筛选出的颗粒剂WT ,在自来水中 2 4h膨胀倍数为 80～ 90 ,抗压强度为 0 .8～ 1.2MPa,可形成胶结体 ,在渗透率 3～ 3.5 μm2 的岩心中突破压力梯度为 10 .7MPa/m ,在油田污水中膨胀倍数下降至 6 0～ 80 ,抗压强度基本不变。所用颗粒剂的粒径由区块典型井和选定的施工井现场试注压力 时间曲线求得 ,为 2～ 5mm。介绍了在杏北油田 3口注水井实施颗粒剂WT深部调剖的工艺和结果。颗粒剂用注入水携带 ,连续注入注水井。在X7 2F35井 ,颗粒剂在注入水中的质量浓度为 5 .3kg/m3 ,总注入量为 6 0 93m3 ,设计调剖半径 2 1.5m。实施深部调剖后 3口注水井在平面和纵向上的吸水剖面都获得了很大改善 ,一些连通油井产油量增加 ,含水量有所下降。图 6表 4。

大庆油田三元复合驱采出液热化学破乳研究

以模拟三元复合驱采出液为介质研制了大庆油田表面活性剂ORS 4 1三元复合驱O/W型采出液热化学脱水的破乳剂 ,用模拟采出液和实际采出液评价了其破乳性能并通过测试模拟含油污水的油珠聚并、水相粘度、油水界面张力、油珠Zeta电位和油水界面流变性的方法研究了大庆油田表面活性剂ORS 4 1三元复合驱O/W型采出液的热 化学破乳机理。实验结果表明 ,表面活性剂ORS 4 1三元复合驱O/W型采出液在破乳剂加药量为 15 0mg/L、脱水温度为 45℃和沉降时间为 3h的条件下 ,可经热 化学脱水达到外输原油含水率指标 ;三元复合驱O/W型采出液的热 化学破乳机理为 :破乳剂ASPD 1吸附到油水界面上顶替原油中的天然界面活性物质、碱与原油中天然物质反应生成的界面活性物质和驱油表面活性剂 ,降低油珠表面的负电性和油珠之间的电排斥力 ,促进油珠之间的聚并 ,使油珠上浮速率加大并使O/W型三元复合驱采出液分层后所形成的油珠浓缩层内的油珠粒径增大 ,使得油珠聚并过程中被束缚在油相中的水滴直径增大 ,使所形成的W /O型乳化原油的稳定性下降 ,容易破乳。

大庆油田泡沫复合驱矿场试验评价研究

大庆油田北二区东部泡沫复合驱矿场试验历时5年,但对于试验效果的评价与认识并不一致。在深入分析总结试验历程、动态数据与密闭取心检查井岩心资料的基础上,对泡沫复合驱试验作出了比较客观的评价,认为无论从工艺实施,还是试验的最终结果(即提高采收率的效果)看,都不能说明试验是完全成功的,暴露出了泡沫复合体系中泡沫形成的时机及其稳定性问题、注采工艺技术问题、提高三元复合体系长距离传输的问题、注入压力的控制和乳化结垢等问题,这成为目前泡沫复合驱技术亟待解决的关键难题。但是,北2-丁6-71井试验效果确预示着泡沫复合驱是继三元复合驱之后一种很有前途的提高采收率方法,需要进一步加强攻关力度。该矿场试验指明了泡沫复合驱技术的攻关方向,这为泡沫复合驱的成功奠定了基础,同时也为天然气开发和利用提供了新的有利方向。

大庆油田水平井分流压裂技术

水平井分流压裂的技术原理是将水平井的水平段分成若干个单元，在每个单元的最佳部位进行射孔，每段的射孔数由孔径、单元数、设计施工排量等参数决定，射孔方案为压裂方案的有机组成部分。大庆油田已有5口水平井实施分流压裂，根据油层厚度分为两类：裂缝限制在油层内和裂缝穿透隔层贯穿多个薄油层。通过肇57-平35井和肇57-平33井进行的分流压裂贯穿多个油层现场试验，介绍了大庆油田水平井分流压裂的设计方法、压裂液体系、现场施工控制方法和效果分析方法。微地震裂缝监测结果表明，在最大施工排量7．5m^3／mim条件下，一次施工形成3～4条裂缝，加砂量最大达到75m^3（陶粒），平均砂比达到35％以上。水平井采用分流压裂技术施工后，初期产能可达到相邻直井压裂后产能的2．0倍以上。如何检测裂缝是否穿透了隔层并贯穿多个油层，是指导水平井分流压裂技术的选井选层，提高压裂效果的关键技术。图8表2参2。

大庆油田天然气干法脱硫剂的比选与应用

对天然气干法脱硫技术（分子筛法，氧化铁法及活性炭法）及所用脱硫剂作了综合分析。在相应的室内脱硫装置上，在单一空速、温度等条件下，测定了5种氧化铁脱硫剂和5种活性炭脱硫剂用于含3mg／LH2S的N2气脱硫时的硫容。在扩大的空速（500-20001／h）、温度（20～120℃）、H2S浓度（2-11mg／L，氧化铁）或粒度（0．2～1．0mm，活性炭）条件下，对初选氧化铁脱硫剂EF-2和活性炭脱硫剂3018作了进一步考察，通过脱硫效果和工艺条件对比，选择3108为大庆油田天然气脱硫剂。在3108基础上，改用Na2CCh为浸渍用碱，浸渍量6％，改用商品TLC为催化剂，制得了一种高效煤制活性炭脱硫剂。将这种脱硫剂用于大庆油田喇二注气站天然气脱硫，日处理天然气72×10^4m^3，空气需求量24m^3／h，原料气含H2S0．0445～0．213mg／L，净化气含H2S0～0．0017mg／L，满足有关国家标准的要求（≤0．02mg/L）。图1表6参9。

大庆油田MD膜驱提高采收率室内实验研究

在大庆主力砂岩油藏岩心上 ,考察了膜驱剂MD 1在不同开发阶段的驱油效果 (4 5℃ )。膜驱剂MD 1为含2 5 %单分子双季铵盐的工业品 ,用矿化度 5 2 10mg/L的油田采出水配制驱替液。注入 0 .5 7PV的 5 0 0mg/LMD 1溶液使未洗油、含束缚水的岩心表面由亲油变弱亲油 ,由弱亲油变中性。在洗油后饱和水 ,再用油驱替至束缚水状态的若干组岩心上 ,膜剂驱的采收率如下 :直接用 5 0 0mg/L溶液间歇驱油 ,采收率 6 0 .8%和 6 4 .1%;水驱后提高采收率 2 .2 3%(5 0 0mg/L× 0 .5PV) ,3.0 9%(10 0 0× 0 .5 ) ,9.10 %(5 0 0× 2 .0 ) ,8.2 0 (5 0 0× 10 .0 ) ,最终采收率略低于直接膜剂驱 ;水驱、聚合物驱 (提高采收率 6 .4 8%～ 8.6 1%)之后提高采收率 1.96 %(5 0 0× 0 .5 ) ,2 .4 4 %(10 0 0×0 .5 ) ,6 .4 8%(5 0 0× 5 .0 ) ,6 .4 6 %(5 0 0× 10 .0 ) ;水驱、三元复合驱 (提高采收率 14 .89%～ 15 .89%)之后提高采收率1.4 5 %(5 0 0× 0 .5 ) ,0 .6 5 %(10 0 0× 0 .5 ) ,5 .98%(5 0 0× 5 .0 ) ,5 .13%(5 0 0× 10 .0 )。在大庆油田 ,聚合物驱和三元复合驱之后采用膜驱技术可进一步提高采收率。表 4参

大庆油田齐家-古龙地区扶余油层储层敏感性分析和预测

通过X射线和扫描电镜等方法 ,分析了扶余油层的敏感性和造成敏感性的原因 ,查明了储层中粘土矿物的含量、产状及分布特征。研究目的是为储层保护和改造提供依据。扶余油层中的粘土矿物主要有 4种类型 ,即伊利石、高岭石、绿泥石以及少量混层粘土矿物 ,蒙皂石极少见。在相同的实验条件下 ,储层的速敏、水敏除了与粘土矿物的组成有关外 ,还受渗透率制约。扶余油层速敏程度以中、强速敏为主 ;水敏程度以强水敏为主 。

大庆油田不同区域原油与强碱三元复合体系作用研究

三元复合驱过程中,碱(A)、表面活性剂(S)和聚合物(P)与储层岩石和原油发生物理化学作用,造成部分化学剂损失,使驱油体系到达油层深部后性能大幅度降低。本文检测了三元复合体系与大庆油田一厂、四厂和六厂原油作用后,水相中碱、表面活性剂和聚合物的含量。结果表明,仅有表面活性剂和碱可以与原油作用,其中表面活性剂的分配系数为0.2率0.3,且表面活性剂在油相中的溶解是可逆的,水洗后油相中20%率30%的表面活性剂会转移到水相中。采油六厂原油中表面活性剂和碱的分配系数较大。与一厂和四厂相比,六厂原油主峰碳为C23,重质组分含量较高,碳链分布范围较广,表面活性剂更易溶解到油相中去。随油水比和搅拌作用时间增加,表面活性剂在油相中分配系数增大。在相同搅拌时间下,表面活性剂在原油中的分配系数从大到小依次为:"A/S"二元体系、表面活性剂溶液、"A/S/P"三元体系、"S/P"二元体系。

大庆油田三元复合驱水岩反应实验研究

为了探寻大庆三元复合驱油田结垢的原因 ,实验测定了储层所含各种矿物和储层岩心与 6 .0 g/L表面活性剂(S)ORS 4 1溶液、1.5 g/L聚合物 (P)HPAM溶液、12、5 0、10 0g/L碱 (NaOH ,A)溶液及ASP三元复合驱油溶液 (A、S、P浓度分别为 12、6 .0、1.5mg/L)在 4 5℃、0 .1MPa压力下密闭振荡反应 16 8h后 ,各溶液中K、Al、Fe、Si、Ca、Mg、Na离子浓度的变化。实验结果详列表中。粘土矿物伊利石、高岭石、绿泥石、蒙脱石 ,骨架矿物石英、钾长石、钠长石及储层岩样基本上不与S、P溶液发生作用 ,与A溶液作用较强烈 ,溶出的矿物离子量随A溶液浓度增大而增大。ASP溶液与岩样作用后溶出大量Si、Al离子 ,其中Si离子量较空白溶液中的量 (3.0mg/L)增大 4 0～ 70倍 ;在压力不变、温度由 4 5℃升至 80℃时 ,ASP溶液溶出的Si、Al离子量分别由 172 .2和 6 .0mg/L增至 82 6 .5和 2 7.9mg/L ,但不受压力增大的影响 ,随温度升高Ca离子溶出量增大 ,Mg离子溶出量不变 ;在 4 5℃下压力由 0 .1MPa升至 1.4MPa时 ,溶出的Ca、Mg离子量分别由 0 .4和 0 .6mg/L增至 11.9和 7.9mg/L。表 2。

大庆油田含钙薄互储层水淹层判别方法

大庆长垣西部萨尔图、高台子油层含钙薄互储层具有岩性复杂、孔隙度和渗透率低、单层厚度小的固有特性,致使储层四性关系混乱,测井响应有效信号减弱,注水开发后地层水电阻率难于确定。从原始油藏入手,以多元回归分析为手段,建立起水淹前实测纯油层、纯水层电阻率与测量环境、储层岩性及物性参数的内在关系。通过水淹后当前地层电阻率与纯油、纯水电阻率对应比较,找出水淹与未淹情况下油、水层电阻率的差异,在未知地层水电阻率情况下实现水淹层识别。经5口生产井19个水淹层检验,水淹层解释符合率达到89.4%。

大庆油田三元复合驱效果影响因素

针对大庆油田三元复合驱试验区开采效果差异大的问题，应用数值模拟方法，结合矿场实际资料，研究了油层非均质、复合驱控制程度、剩余油分布和三元复合体系性能等几项因素对驱油效果的影响。研究认为，油层非均质越强对驱油效果的影响越大，对强非均质油层，应提高驱替黏度比以改善开发效果；化学驱控制程度越高复合驱效果越好，要使三元复合驱提高采收率达到20个百分点，化学驱控制程度应达到80％以上；三元体系界面张力对复合驱效果起着至关重要的作用，界面张力达到10^-3mN／m数量级超低范围是三元复合驱取得好效果的前提；剩余油是三元复合驱效果的物质基础，初始含水越低，剩余油饱和度越高，复合驱效果越好。

井筒管流、喷嘴节流及地层渗流耦合的聚驱分注井分层流量调配方法——以大庆油田为例

在聚合物的注入过程中,聚合物从井口注入后在油管内流动,利用非牛顿流体力学原理建立垂向管流沿程压力损失方程。当聚合物溶液流过喷嘴时损失一部分压力与粘度。通过室内的聚合物溶液过喷嘴实验,得出了喷嘴的长径比(L/D1)及摩阻系数λ与雷诺数Re之间的关系。应用纲量分析的方法,建立了聚合物流过喷嘴后的压力损失Δp和粘度损失Δη的基本方程。结合实验数据,利用SAS软件进行回归分析,分别得到了压降及粘降关联公式。聚合物溶液流过喷嘴后进入地层,在聚合物溶液压力的作用下,聚合物溶液与岩石空隙的骨架相互挤压,聚合物的注入量也随时间逐渐降低。按照非牛顿流体在地层岩石中的渗流特点建立的单相非牛顿流体径向流的偏微分方程,结合大庆油田聚合物注入井的实际数据和前面的井筒管流、喷嘴节流产生的压力损失Δp和粘度损失Δη来束缚方程的边界条件,使用有限差分将方程离散,并应用软件求解,得出了聚合物注入压力、注入量与时间的关系,为聚合物分层配产提供了理论依据。

大庆油田聚合物驱分注工艺现状

根据大庆油田不同开发阶段的需要,形成了3种成熟配套的聚合物驱分注工艺技术。同心分注技术,其井下管柱采用单管同心分注形式,通过同心配注器对分层注入压力的调节,控制各个层段的注入量。偏心分注工艺,其井下管柱采用单管偏心分注形式,通过偏心配注器形成足够的节流压差,调节注入压力,控制限制层注入量。分层分质注入工艺,其井下管柱采用单管偏心形式,通过分子量调节器或压力调节器,控制注入层段的分子量或注入量。同时,详细阐述了这3种分注工艺技术的工艺原理、技术参数、应用规模以及效果等。依据油田实际的注聚阶段,提出了合理的分注时机与原则,并制定了不同的测试周期。此外,针对不同的油层类型,指出了选择分注技术的原则。最后,根据大庆油田的实际情况,对聚合物驱分注工艺技术未来发展方向与攻关思路进行了探讨,认为小卡距聚合物分注技术与聚合物驱分注井高效测调技术应是重点攻关方向。

大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施

大庆萨北油田北二区有一部分注聚井注入压力持续升高 ,化学解堵的平均有效期仅 4 5d。根据地质和矿场生产资料及相关实验测定 ,认为其根本原因是地层渗透率低 ,注采井连通性差 ;主要原因则有 :所用聚合物相对分子质量偏高 (1.2× 10 7～ 1.4× 10 7) ,与地层渗透率不配伍 (与 85 %油层累积厚度对应的气测渗透率约 0 .1μm2 ,由聚合物分子线团回旋半径求出该区所用聚合物M应≤ 8.2× 10 6) ,注入井配注量偏高及油井提液能力不足 ;此外 ,聚合物与高价金属离子生成的微凝胶和TGB、SRB、FB等各种细菌造成了堵塞 (堵塞注聚井反排液中 ,铁、铝离子浓度较注入的聚合物溶液中的浓度高 ,各种细菌数大大高于注入水中细菌数 )。

大庆油田聚合物驱后利用残余聚合物挖潜剩余油技术探索

油田经过聚合物驱后油层中仍有可观的剩余油,并残存大量的聚合物。利用残留在储层中的聚合物溶液进行水驱前调剖,可有效挖掘剩余油,又可显著降低调剖费用。在模拟现场注入井注入速度下,聚合物溶液流经不同渗透率变异系数(0.6、0.7)岩心组,分析了聚合物溶液在不同渗透率岩心中的存在形式及其在聚合物驱后后续水驱不同时期,吸附滞留量的变化。用Eclipse软件模拟了聚合物驱后聚合物在油层中的分布规律。通过机理研究,确定了以阳离子凝胶微球与金属交联剂为主剂的调剖剂配方,实验表明该配方可进一步提高残余聚合物的利用率及岩心的封堵效果,聚合物驱后可提高原油采收率10%。