柠檬烯纳米乳液驱油剂在油藏中的增产机制

结合实验与理论计算,分析纳米乳液的组装结构和稳定性,通过能量最小化结构优化和分子动力学模拟,考察柠檬烯纳米乳液在油藏沥青质和胶质中的行为,探讨柠檬烯纳米乳液驱油剂的作用机制。结果表明:柠檬烯分子的强疏水性和非平面结构在驱油过程中发挥关键作用,其疏水特性促进表面活性剂组装成高度稳定且尺寸较小的纳米胶束,从而有效减少地层对纳米乳液的吸附损失,扩大波及体积。此外,柠檬烯的非平面结构使其在分子间不规则碰撞中灵活旋转,能够深入渗透至稠油中的沥青质和胶质,并通过π—π相互作用解离这些组分的缔合作用,降低稠油黏度,增强流动性和剥离性能,从而显著提高原油采收率。这些发现为深入理解纳米乳液驱油剂的增产机制提供了新视角,并为开发更高效的纳米驱油剂提供了重要参考。

大庆致密油储层压裂渗吸增产表面活性剂研制及性能评价

大庆外围致密油藏物性差、储层岩石表面弱亲水,常规压裂液用表面活性剂洗油性能差,渗吸作用不明显,与致密储层配伍性差。为提高致密油层压裂效果,延缓产量递减,提高采收率,利用Amott瓶渗吸洗油法,从渗透率、pH、矿化度和使用浓度等方面开展了岩心渗吸洗油效率影响因素评价实验,研制的一种压裂渗吸用表面活性剂XYJ-1可渗透到低渗透储层深部,改变岩石润湿性,并通过压裂后闷井一定周期,使表面活性剂渗吸到超低渗储层孔喉内,将更多原油渗吸置换出来,进而提高单井产量及采收率。通过红外光谱及核磁共振对分子结构进行了表征,结果表明特征吸收峰与产物符合。评价结果表明,该渗吸用表面活性剂能将储层岩石表面润湿性由弱亲水性改变为强亲水性,当表面活性剂质量分数为0.20%时,表面张力为24.01 mN/m,界面张力为0.061 mN/m,接触角为26.2°,渗吸洗油效率可达21.69%,比常规压裂用助排剂渗吸洗油效率提高了1.89倍,可用于超低渗透储层的增产改造,为压裂提高采收率提供有效手段。

CO_(2)分注井气嘴节流特性及矿场应用

为了解决CO_(2)分注井节流压差建立困难,气嘴易冲蚀的技术难题,通过构建CO_(2)物性变化的流动-传热耦合模型,揭示2级和3级节流气嘴的流场演化机制,优化设计气嘴结构、建立了绕流气嘴节流图版并开展现场应用。结果表明:流量为10 m3/d时,2级嘴径1.4 mm和3级嘴径1.6 mm的绕流气嘴分别能产生将近6 MPa和8 MPa的节流压差,证明绕流气嘴结构合理、性能可靠、能够达到调整层间压差的技术要求;参照气嘴图版优选的节流气嘴,现场应用20口井,节流压差可达4 MPa左右,调整后注入压力上升2.4 MPa,加强层相对吸气比例由9.7%上升至50.7%,有效调整了层间差异,解决了分注井小层吸气不均的问题。研究结果指导现场测调,为CO_(2)分注规模化应用提供技术支撑。

不同支撑剂组合方式下页岩导流能力实验评价

为了深入了解多粒径支撑剂组合条件下页岩储层导流能力的大小,依据达西定律,采用API支撑剂实验装置,评价分析不同支撑剂质量比例、粒径、铺砂浓度、类型、流体类型、岩性等对导流能力的影响。实验结果表明:随着闭合压力增加,各种支撑剂组合方式下的导流能力都有很大程度下降;相同条件下,铺砂浓度与导流能力呈正相关关系,覆膜砂的导流能力高于石英砂,清水条件下的导流能力高于破胶液,硬度高的页岩储层导流能力高于硬度低的页岩储层;70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂支撑剂组合,在质量比为1∶6∶3时导流能力最优;在高闭合压力下,70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂组合的导流能力,略高于70/140目陶粒+30/50目覆膜砂+20/40目覆膜砂支撑剂组合。可见,对于较软地层采用覆膜砂组合支撑剂,更有利于长期保持较高的导流能力;压裂液选用时更要注重压裂液配方的低伤害性,以提高导流能力。

大庆致密储层水平井密切割穿层提产增效压裂试验

大庆致密油储层为陆相沉积,主要发育有扶余和高台子油层。扶余油层存在单井产量低、采出程度低、产量递减快等问题,同时扶余油层水平井钻出层情况比较普遍;某区块完钻20口井,其中11口井平均砂岩钻遇率仅40.7%,常规压裂储量损失大。为此,开展大庆致密油储层水平井密集切割穿层压裂提产增效试验,提高储量动用程度,实现井筒的立体改造;开展钻遇储层段密集切割+钻出层段穿层压裂优化设计,优化储层段簇距9.0~10.5 m,穿层段簇距20~24 m,根据致密油穿层标准优化参数,优选伽马值低、储隔层应力差值低、隔层厚度小的位置进行穿层压裂布缝,同时应用压前测试压裂诊断和现场施工控制技术,保证穿层成功率,优选一体化滑溜水压裂液体系,保证基质到裂缝、裂缝到井筒油气流通全通道的畅通,大幅降低储层伤害和施工成本。

大庆泥页岩储层支撑剂嵌入导流能力实验研究

大庆纳米级孔隙泥页岩储层中,支撑剂易发生嵌入,使人工裂缝导流能力变差,为此,开展不同闭合压力、不同粒径及组合、不同铺砂浓度的支撑剂对导流能力的影响实验,分析泥页岩储层支撑剂嵌入影响导流能力的变化规律。实验结果表明:嵌入情况和导流能力随闭合压力的增大均有不同程度的降低,在0~10 h内导流值降低快,超过30 h后,导流能力基本达到稳态,颗粒间形态稳固,流动通道变化较小;在闭合压力较低时,支撑剂导流能力随粒径变大而升高;当闭合压力升高时,大粒径支撑剂更易发生破碎,粒径对支撑剂导流能力的影响也逐渐缩小,同时,增大铺砂浓度能够显著地降低支撑剂的嵌入程度。通过量化支撑剂嵌入对压裂裂缝导流能力的影响程度,可为页岩储层压裂方案优化及参数设计提供一定依据。

分层注水井全电控测试技术完善与应用

随着大庆油田进入特高含水开发后期,分注井数、层段数逐年递增,测试工作量大幅增加,测试能力已达瓶颈,测试队伍与测试工作量之间的矛盾日益突出。近年来,攻克了包括电动验封技术、电动投捞技术和电动验封测调一体技术的全电控测试技术,这些技术可实现分层注水井验封、投捞、测调工作全过程电缆直控、地面直读,使测试工作由机械方式向机电一体化转变,大幅度提高了测试效率。但在技术推广应用过程中,出现工具结构设计不合理、材质强度不够等情况导致工艺成功率较低。因此,攻关完善分层注水井全电控测试技术,通过对电动验封仪、电动投捞仪和电动验封测调一体仪的优化完善,进一步提高工艺成功率,累计开展现场试验318口井,节约了测试费用,具有良好的推广应用前景。

基于无线充电及通信技术的智能配注水系统分析

油田进入特高含水后期,注采关系复杂,需不断缩小测调周期以保证注水合格率,这就造成了测试工作量大量增加,注水技术急需向数据实时监测、注入量自动调配方向发展。开展了智能配注技术的研究,将井下参数采集模块、电路控制模块、流量控制阀集成在智能配注器内并长期置于井下,结合无线充电技术、无线通信技术及自动调整算法,形成了包括智能配注器、智能测控充电一体仪及地面通信控制主机的智能配注工艺及配套装置。室内及现场试验表明,无线充电及通信技术可靠,智能配注器对井下生产参数进行实时监测,并根据设定值进行自动调整。利用智能配注技术对地层参数的实时动态监控,通过对控制数据的分析与挖掘,可为油田精细开发方案的制定及调整提供数据支撑,为油田“数字化、智能化”建设提供技术支持。

三元复合驱注入井共轭酸解堵增注体系

由于三元复合驱中聚合物、碱的存在,易形成“胶团”状混合物,使注入井堵塞,常规化学解堵技术解堵半径小、有效期短,容易产生二次沉淀且需要返排残酸,大幅增加了措施成本及安全环保隐患。为了解决措施有效期短及残酸返排不环保的问题,研发了三元复合驱注入井共轭酸解堵增注体系。通过扫描电镜及CT三维数字岩心重构,明确了堵塞物的微观形貌及结构特征;通过无机质溶垢及离子络合评价实验,研发出一种共轭酸解堵增注体系。实验结果表明,三元复合驱注入井堵塞物是由聚合物、垢质、蜡胶质形成的多元“团状”聚集体;共轭酸解堵增注体系可实现深部解堵,无二次沉淀;岩心渗透率的恢复率较常规解堵剂提高29.2%,平均措施有效期193 d,措施后无需返排,实现了三元复合驱注入井解堵措施的高效环保。

基于缆控式智能注水工艺的验封技术研究与应用

随着分层注水井逐年增加,大庆油田验封测试工作量已接近测试班组极限,同时以缆控式智能注水为代表的第四代注水技术已经小规模现场应用,为此开展更加智能、效率更高的验封技术势在必行。基于缆控式智能注水工艺的验封技术,实时监测井下分注层段嘴前压力和嘴后压力,不需要向井筒内下入验封仪器,根据各层段嘴前、嘴后压力曲线变化趋势,判断各层段封隔器的密封情况。形成了快速验封和标准验封2种验封技术,验封过程仅需1人即可完成,单井验封时间在1 h以内。该验封技术在现场应用500余口井,节省费用700余万元。随着油田数字化、智能化的发展,智能注水技术将逐步替代传统分注技术,该验封技术应用前景广阔。

大庆油田长垣地区萨零组横波速度预测方法研究

萨零组是大庆油田萨尔图油层组顶部发育的一个沉积单元,含油面积广,油气资源丰富。萨零组储层致密、物性差、一直未动用,为了对大庆油田长垣地区萨零组进行高质量勘探开发,急需开展萨零组储层横波速度预测方法的研究。根据萨零组在平面上的分布特征,将长垣地区由南到北分5个区块,以67口井Xmac测井曲线和全波声波测井资料为基础,采用最小二乘法,分别进行线性关系和二次多项式关系拟合,得到长垣地区不同区块的纵横波速度经验公式。线性关系拟合的相关指数比二次多项式关系拟合的相关指数小,二次多项式关系预测值更接近实测值,应用不同区块的经验公式可以预测出横波速度,弥补了萨零组横波速度资料少的问题,对于提高垂向应力解释精度、判断压后裂缝形态等方面具有参考价值。

高停泵特征储层压裂施工参数优化设计方法——以海拉尔油田为例

海拉尔油田深部储层大规模压裂施工停泵压力梯度高,加砂困难,压裂效益低。为了明确高停泵储层裂缝起裂和扩展特征,优化高停泵储层压裂施工参数,利用FracproPT软件模拟海拉尔油田高停泵储层的裂缝扩展,分析了裂缝起裂和扩展的特征,以及高停泵储层渗透率、储层与隔层应力差、杨氏模量和泊松比对施工参数的影响,并对排量、液量、平均砂比和前置液百分数四个施工参数进行了关联性模拟研究。结果表明,高停泵储层压裂裂缝高度易失去控制,裂缝长度和铺砂浓度小,施工成功率低。针对高停泵储层压裂施工特征,最终形成了控制压力,限制缝高的高停泵储层压裂优化设计方法。通过开展实例井应用,证实了该方法的适用性,可为高停泵储层的压裂优化设计和高效开发提供借鉴。

适于徐深气田的耐寒耐高温泡排剂

针对徐深气田深度≥3000 m、井温≤150℃、冬季时间长、气温低的特点,以马来酸酐、十六胺、无水亚硫酸钠为原料,通过酰胺化反应和磺化反应两步合成了阴离子表面活性剂棕榈酰胺磺基丁酸二钠(ASB-16A)。将ASB-16A与优选的起泡剂月桂基葡糖苷(APG1214)、防冻剂乙醇、去离子水混合制得耐寒耐高温泡排剂(CYY-1)。评价了CYY-1的泡沫性能、耐高温性能、低温稳定性、与地层水的配伍性,并在徐深气田进行了现场应用。结果表明,CYY-1的最优配方为:10%ASB-16A、10%APG1214、44%乙醇,其余为去离子水。CYY-1的起泡性和稳泡性较好。在80℃下,1.25%CYY-1溶液的初始泡沫高度为150 mm,静置3、5 min的泡沫高度分别为150、75 mm,携液量为1100 mL。在150℃、pH=8.5的弱碱条件下老化24 h,对CYY-1的泡沫性能影响较小。CYY-1的低温稳定性好于常用的低温泡排剂。在-35℃冷冻7 d,CYY-1变浑浊,但仍可在管线中流动,满足装置自动加注要求。CYY-1与地层水的配伍性良好,0.5%~10.0%的溶液在常温下静置48 h后仍澄清透明,可以实施自动化泡排加注。在现场试验2口井,某井日产气量由2.46×10^(4)m^(3)增至3.07×10^(4)m^(3),日产水量由5.77 m^(3)降至3.70 m^(3),实现稳定带水生产。CYY-1适用于井温≤150℃、矿化度≤16 g/L、pH值为8.5的气井的泡沫排水采气。

大泵油管防喷工艺管柱作业安全性

为解决Φ70 mm及以上抽油机井起下杆管过程中的防喷安全性隐患,优化设计了防喷脱接器结构,攻关形成了抽油机井大泵油管防喷技术,并结合理论分析及数值模拟方法建立了此工艺管柱作业过程防喷安全性评价方法。首先,通过数值模拟手段分析了防喷脱接器对接过程的使用强度。然后,开展了起抽油杆过程防喷脱接器密封系统的强度和密封性能研究,结合抽油杆起下过程工艺管柱的屈曲行为分析结果获得了防喷工具的防喷压力界限,其数值约为30.85 MPa。最后,结合起抽油杆过程中工艺管柱的受力特点,建立了该防喷工艺管柱作业过程防喷安全性评价方法,设计了其作业过程防喷安全性评价图版,实现了其作业过程防喷安全性的量化评价。研究成果可为不压井作业安全性提供理论依据。

CO_(2)驱抽油机井高气液比防气举升技术

针对CO_(2)驱替过程中,采出井气液比升高、产液量下降快,抽油泵气影响严重,无法正常生产的问题,形成了CO_(2)驱抽油机井高气液比防气举升技术。首先,通过在柱塞上增设导压孔,平衡泵筒内部压力,形成导压式防气抽油泵,防止气锁现象发生,维持油井生产;其次,应用基于重力沉降的串联型气液分离装置,减少进入抽油泵泵筒内的气体体积,降低气的影响,提升举升效率;最后,利用室内实验、现场试验相结合的方式,证明了高气液比防气举升技术的可行性,措施后平均单井日增油0.2 t,经济效益显著。CO_(2)驱抽油机井高气液比防气举升技术在气驱油井的应用过程中,单井产液量提升明显,能有效举升CO_(2)驱替出的原油,是碳利用的重要组成场景,可进行工业化推广。

低产抽油机井变速优化运行实践与认识

为解决大庆外围油田常规抽油机运行过程中系统效率较低、常规间抽执行率低等问题,在大庆油田开展了低产抽油机井变速优化运行技术研究和实践应用。建立了电参数、曲柄轴扭矩、减速箱振动和悬点示功图四节点测试评价方法,为抽油机变速优化运行提供节能评价依据。现场测试结果表明,与曲柄整周运行相比,摇摆模式下功率峰值下降77.6%,曲柄轴扭矩峰值降低67.3%,振动峰值和振动均值分别降低36.1%、80%,应用后示功图面积增加35.3%,供液不足得到明显改善,动液面波动范围仅为8.5 m;现场14口井测试结果表明,平均节电率为13.6%,系统效率平均提高3.6个百分点,现场累计节电量16.3×10^(4)kWh,累计节电费用10.4万元,显示了良好的应用前景。

大庆油田化学驱分层注入技术现状与发展趋势

化学驱分注技术已成为高含水油田提高采收率、保障油田可持续发展的重要技术手段。大庆油田根据不同油层类型、不同开发阶段需求,形成了较为成熟的注聚工艺体系,取得了较好的开发效果。目前已形成以“全过程一体化分注技术”为主体的化学驱分注技术,实现了同井分层注入量与分子量的双重调节,一趟管柱满足空白水驱、化学驱及后续水驱2~7层分注需要,测试工艺与水驱兼容,投捞、验封、流量测调全电控。随着油田生产的发展,化学驱开发规模的不断扩大引发了现场应用中的新问题:分注井测试工作量逐年增多,班组测调能力已达极限;分注合格率下降快,测调周期缩短;开发油层向渗透率更低、隔层更薄、厚度更小的油层转变等问题,为此提出了结合自动监测、远程控制等自动化技术,以实现化学驱分层注入技术监测与调整智能化的新工艺,同时研发了小卡距和小隔层细分工艺,为油田化学驱分注进一步高质、高效开发提供技术参考。

硫酸盐还原菌与油气的相互作用对硫化氢生成的影响

油田生产过程中部分油水井出现硫化氢气体,并且见硫化氢井井数呈现连年增多的趋势,给油田的生产安全带来了很大压力。为了弄清硫酸盐还原菌与油气的相互作用对硫化氢生成的影响,利用培养硫酸还原菌测定其产生硫化氢浓度的方法,从硫酸盐还原菌种类、硫酸盐还原菌接种量、温度、pH值、矿化度、原油种类、压力等方面,对硫化氢质量浓度变化进行研究。结果表明:在原油组成一定条件下,影响硫化氢生成量的主要因素是pH值和矿化度。过酸、过碱,矿化度过高都对硫化氢生成量有较大的影响,尤其是碱性环境和矿化度为10 000mg/L时几乎检测不到硫化氢;随温度和压力升高,硫化氢生成量出现降低趋势,而接种量和原油组成对于硫酸盐还原菌数量的最高值影响不大。原油与硫酸盐还原菌作用生成硫化氢有利条件为:温度45~80℃、pH为中性或偏酸性、矿化度小于7 500 mg/L,该条件下实验室培养液中最大硫化氢生成量为13.935 mg/L。研究成果为大庆油田有效抑制油井产出硫化氢提供了实验依据,为保障油田安全生产提供了技术支撑。

大庆油田缆控智能分注技术工艺优化

缆控智能分注工艺实现了井下参数的连续监测和实时测调,为油藏分析提供充足数据,但由于井下工具涉及多学科应用且工艺复杂,前期现场试验过程中发现,缆控智能分注井运行2年以上井数占比仅为51.9%,无法满足规模应用需求。通过对前期试验井进行故障分析,找到影响工艺可靠性的关键因素,针对主要问题对缆控智能配水器流量控制阀、电缆密封连接工艺以及过电缆封隔器洗井阀结构进行了改进和优化;实现了缆控智能配水器流量控制阀10 MPa压差下顺利开关,漏失量小于1 m^(3)/d;电缆与缆控智能配水器连接密封可靠,电缆可从过电缆封隔器上、下接头顺利穿过。工艺技术优化与完善后截至2022年4月,现场试验223口井,运行2年以上井数占比由原来的56.1%提高到91.9%。优化后的缆控智能分注工艺,可靠性得到提升,为该技术在油田开展规模化应用奠定基础。

大庆油田采油工程降本增效设计与实践

大庆油田进入特高含水期,油田呈现出剩余油高度分散、低效无效水循环严重、开发储层条件变差等问题。作为油田开发的重要组成部分,采油工程相应也面临着单井产量低、能耗高、投资成本高等难题。为了提高采油工程整体经济效益,以降本增效为目标,通过设计思路和优化方法创新,研究形成了基于相控建模的压裂工艺优化、抽油机系统能耗预测方法和节能优选优化技术、抽油机井提高系统效率优化设计方法、老井措施工艺优化设计方法等组成的一系列采油工程优化设计方法。“十三五”期间,采油工程通过降本增效设计累计新建成产能约500万t,减少投资约9亿元,老井措施增油近400万t,系统效率提高2.2个百分点,在井数增加的情况下,能耗降低15.6%。