生物法抑硫提高污水配聚黏度

油田污水系统普遍存在硫酸盐还原菌(SRB),其代谢产生的硫离子导致污水稀释配聚过程中聚合物溶液黏度损失。采用生物竞争方法,通过投加反硝化抑制剂和功能细菌,对生物法抑硫处理后污水稀释配聚黏度稳定性进行评价,对稳黏机理进行分析。实验结果表明:生物法抑硫处理后污水稀释配聚30 d后黏度仍达34 mPa·s以上,黏度保留率大于80%。微生物群落结构分析显示生物法抑硫处理通过激活污水中的反硝化细菌与SRB竞争营养底物,从而限制SRB活性,防止SRB代谢产生的硫离子对聚合物的降解。

青南洼陷烃源岩地球化学特征及资源潜力

对青南洼陷沙四段上亚段、沙三段烃源岩地球化学特征的研究结果表明,沙四段上亚段烃源岩为优质烃源岩,其形成于快速沉降和欠补偿沉积条件、咸水—半咸水过渡到淡水的沉积环境;有机质丰度高,63.2%的样品有机碳含量大于2%,50%的样品氯仿沥青“A”含量大于0.2%,84%的样品生烃潜量大于9;有机质类型好,干酪根以Ⅰ型和Ⅱ1型为主,镜下鉴定Ⅰ型占50%,Ⅱ1型占43%。多种指标对烃源岩演化研究表明,沙四段上亚段下部烃源岩已进入生烃高峰期,沙四段上亚段上部大部分已成熟,沙三段下亚段成熟度较低。盆地模拟资源量估算结果表明,沙四段上亚段资源潜力为102.76×106t。

论成藏动力学与成藏动力系统

油气成藏动力学包括油气成藏的各种动力、盆地地球动力学背景以及油气从源岩到圈闭形成油气藏所经过的"路"——成藏动力系统。成藏动力系统既是成藏动力学的载体,也是成藏动力学研究的主要内容。成藏动力系统的构成要素包括排液(烃)单元、排液(烃)组合、成藏动力子系统、连通体系等。成藏动力系统研究的主要进展是:1)层序地层学研究在成藏动力系统识别和划分中的应用,认识到最大洪泛面是识别和划分成藏动力系统的关键界面;2)异常压力封存箱发育区的成藏动力系统;3)构造动力在油气生、排、运、聚、再运移、再聚集、直至油气藏破坏的成藏作用过程中的研究。

阳信洼陷油源对比

以沉积环境、烃源岩成熟度和母质类型等指标,对阳信洼陷进行了沉积环境分析和油源对比。研究结果表明,阳信洼陷沙四段下亚段和沙一段为半咸水—咸水的沉积环境,沙四段上亚段为微咸水—半咸水的沉积环境,沙三段为淡水—微咸水的沉积环境。该区烃源岩母质类型为水生生物、藻类和高等植物的混合来源,且沙四段偏重于藻类,沙三段和沙一段偏重于水生生物。油源为沙四段的成熟油和沙三段的低熟油,有"自生自储"和"下生上储"2种储集类型。

油井产液分布式光纤声波传感监测的应用与研究进展

掌握井下产液状况是实施精准生产调控的关键,分布式光纤声波传感技术是一种实时、高效的产液监测新技术。本文从分布式光纤声波传感技术工作原理出发,介绍并讨论了基于分布式光纤声波传感数据的油井产液分析和机器学习的最新进展,同时指出了各种方法的局限性和研究的热点问题,为分布式光纤声波传感技术在我国油井产液监测中的应用提供技术参考。

不同储层类型压裂液动态滤失对比分析

不同储层类型在压裂施工中存在明显的差异,主要是压裂液的滤失。将储层类型分为基质模型、裂缝模型、双重介质模型,分别建立不同储层类型的压裂液动态滤失计算的数学模型。考虑压裂液粘度的变化,得到随时间变化的滤失参数,对比分析了不同储层类型压裂液动态滤失速度的差异。认为基质模型与裂缝模型的动态滤失速度变化趋势一致;双重介质模型滤失速度最快,且比基质模型滤失速度大出几个数量级。

氮气泡沫在浅薄层超稠油油藏开发中的适用性

春风油田排601中区、排6南区新近系沙湾组超稠油油藏具有埋藏浅、油层薄、原始地层压力小、地下原油黏度高等特点,主要采用水平井-降黏剂-蒸汽-氮气复合开发模式。多轮次吞吐后,地层压力下降,边底水突破油水界面发生锥进,面临油井排水期长、周期累计产水量增加、有效生产时间变短等问题,导致最终采收率较低。为此,开展了氮气泡沫辅助蒸汽吞吐实验,通过室内实验和数值模拟,进行泡沫适用性筛选及注入参数和工艺优化。现场应用效果表明,在边底水入侵区块采用氮气泡沫辅助蒸汽吞吐,较上一周期平均排水期缩短8.3 d,含水率下降32.2%,累计产油量增加2606.0 t;在吞吐高周期区块,注入氮气泡沫可使周期含水率降低8.6%,累计产油量增加1668.0 t,表明氮气泡沫可有效提高地层能量和封堵大孔隙通道,达到调整吸汽剖面的目的,在提升最终采收率方面起到了关键作用。

基于格子玻尔兹曼方法的井筒热流固耦合数值模拟

基于格子玻尔兹曼方法(LBM)建立一种求解井筒温度分布的模型。该模型可同时求解井筒内流体的温压耦合流动、流体流动中的强制热对流和井筒与地层的流固热交换三种效应的控制方程,实现井筒内流体域流动场-流体域温度场-固体域温度场三场的耦合求解,克服了传统模型井筒流速为定值的缺陷,并且具有更广的适用范围。通过理论分析和对比分析,验证模型的可靠性和精度。研究结果表明:井筒内流体流速变化影响流体在井筒中的温度分布,在产出条件下,在同一深度处会造成流体中心温度高、流体边界处温度低的分布情况。流体沿井筒轴向的温度的下降趋势会经历缓-稳-缓三个阶段,且此三个阶段受到流动雷诺数或者流体普朗特数的影响。

氮气控水增能在多轮次吞吐稠油油藏中的应用——以排612区块为例

排612区块为浅薄层特稠油油藏,2015年产能建设以来,随着吞吐轮次增加,地层能量下降,边底水推进,导致产量降低、含水上升、周期油汽比降低,开发效果变差.2018年下半年开展注入氮气控水增能试验,措施前后油井生产效果对比,排水期由34天缩短至28天,综合含水由79.5%降至73.4%,周期累油由314 t增至455 t,日油水平由3.3 t/天提高至4.4 t/天,油汽比由0.40提高至0.45,周期生产天数由94天延长至102天.表明氮气在多轮次吞吐稠油油藏中控水增能的效果明显,可有效改善浅薄层超稠油油藏多轮次吞吐后的开发效果.

浅薄层超稠油多轮次吞吐后提高采收率技术研究——以排601中区为例

浅薄层地层超稠油油藏具有储层埋深浅、地层温度低、储层温度下原油粘度高等特点,排601中区采用HDNS技术进行开发,在高轮次吞吐开发阶段,出现产量递减,吞吐采收率低,地层压力下降快,区块东部水侵严重等问题。为解决这些问题,春风油田对吞吐后期注采参数进行优化以及水侵油藏控水技术研究,并且对比研究了后续接续开发技术效果,实现超稠油油藏持续开发。