南海东部油田复合控堵水技术研究与应用

珠江口盆地大部分油田已进入高含水开发后期,井型多以水平井为主,低产高含水井所占比例较大,在生产油井中高含水和特高含水井占比达86%。随着油田开发的不断深入,由于地层非均质性强,油水粘度比大以及底水锥进、边水侵入等因素,水平井出现了含水上升快,产油量递减大等问题。基于此,本文针对南海东部油田生产过程中存在出水严重的实际问题,在技术调研成果基础上,针对性开展了控堵水增油工艺适应性研究与规模化的现场实践与应用,取得了较好的效果,为南海东部油田的高效开发提供了技术支撑。

南海某高温油田防垢剂的研究及应用

为保障油田生产,选取了多种不同类型的防垢剂,并根据其特性进行了复配,制备了多种高效的复合防垢剂,其中防垢剂SG-14展现出良好的防垢效果,室内静态评价表明,当防垢剂SG-14加注浓度为20mg·L^(-1)时,防垢率可达99%。现场应用结果表明,当防垢剂SG-14加注为20mg·L^(-1)时,结垢挂片无明显结垢现象,展现出良好的防垢性能。目前该防垢剂已在南海某油田工业化应用,效果稳定。

一种适应海底低温输送的防蜡剂研制

为解决南海某深水油田海底原油混输海管在低温下的结蜡问题,根据混输原油性质、析出蜡的碳数分布及现场工况,合成了以甲基丙烯酸十八脂、马来酸酐及对苯乙烯为单体的聚合物型防蜡剂PCF-21,采用动态实验、静态实验、降黏实验及凝点变化实验等系统评价了该防蜡剂的效果并分析了其作用机理。结果表明,南海某深水油田原油属于轻质原油,含蜡量3.9%,析蜡点17.2℃,在低温环境中极易结蜡。合成的聚合物型防蜡剂PCF-21自身凝点为-10℃,在8℃下黏度为46mPa·s,满足深水脐带缆加注要求。性能评价实验表明,当防蜡剂PCF-21加注浓度为200mg/L时,静态防蜡率达到65%,动态环道防蜡率达到68%以上,表现出良好的防蜡效果。8℃下,防蜡剂PCF-21加注浓度为200mg/L时,原油降黏率为42.8%,表现出良好的降黏效果。防蜡剂PCF-21加注浓度为200mg/L时,原油凝点由5℃降低至-11℃,远低于海底管道8℃的运行环境,表现出良好的降凝效果。防蜡剂PCF-21通过改变蜡晶结晶过程,抑制蜡晶长大形成三维网络结构,从而展现出良好的防蜡降黏降凝性能。

海上特高含水老油田挖潜策略与措施——以珠江口盆地陆丰凹陷LFD13-1油田为例

珠江口盆地大部分油田已进入特高含水开发后期,综合含水率高,采油速度下降,剩余油分布零散,加密井网难度大,需要探索新的开发策略和工艺技术以实现油田的可持续开发。以陆丰凹陷LFD13-1油田为例,总结了海上特高含水老油田挖潜策略和措施:通过"纵向上层系转移"提高整个块状油砂体的垂向波及效率;通过非均匀井网加密开采分布零散的剩余油;通过水平分支井及MRC技术增大油井泄油面积、增强横向导流能力;通过自流注水补充地层能量方式建立有效注采系统提高单井产能;加大冲洗强度,通过换大泵提液等措施进一步提高油田整体采收率;积极寻找替代资源,实现老油田滚动开发。这些开发策略和措施的探索与实践,对海上同类特高含水期老油田的开发具有借鉴意义。