长庆陇东页岩油气稳产增效机制研究

长庆油田陇东油气田工作区域横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省(区),向北京、天津、石家庄、西安等十多个大中城市安全稳定地供气。加快陇东页岩油气的发展,这是长庆石油人的共同目标。主要通过对长庆陇东页岩油气的发展潜力、开发应急机制建设进行分析梳理,结合长庆油田高质量、高效益差异化的发展实际,突出陇东油田坚持提速增产、提质增效的发展方向。重点围绕完善应急处理的措施、六种机制的指导作用和企业员工的团队精神展开研究,从而为长庆油田陇东油气田稳产增效提供实践依据。

用储层油气包裹体岩相学确定油气成藏期次——以鄂尔多斯盆地陇东油田为例

鄂尔多斯盆地陇东油田长3油层砂岩储层主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和裂隙作用等，成岩自生矿物以绿泥石、自生石英、方解石和石膏为主。根据油气包裹体寄主成岩矿物的形成时间序列，识别出两期油气包裹体。第一期油气包裹体形成于早成岩阶段晚期埋藏成岩过程中，分布在石英和长石等矿物溶蚀孔隙、次生加大边底部和早期裂隙中，包裹体形态不规则，一般较小（多为3～8μm），为多相烃类包裹体。第二期油气包裹体形成于晚成岩阶段晚期盆地抬升阶段，分布在晚成岩阶段的晚期裂隙、硅质胶结物和亮晶方解石胶结物中，油气包裹体普遍含盐水，油、气、水相态边界清楚。研究认为，第一期油气包裹体代表了油气运移充注过程，而第二期油气包裹体代表了油气大规模聚集成藏过程。应用不同期次油气包裹体形成温度与储层沉积热演化史地质分析方法，确定本区油气充注运移时间约为122Ma（早白垩世），而油气大规模聚集成藏时间约为80Ma（晚白垩世晚期）。

陇东油田酸化废水就地处理及经集输系统外输的可行性实验研究

对陇东油田酸化废水通过中和-沉降、中和-絮凝-沉降、H2O2氧化-中和-絮凝-沉降实验室处理效果进行对比,确定出酸化废水适宜的就地、快速处理方法和工艺条件;采用室内实验研究处理后酸化废水经集输系统外输的可行性。结果表明：在双氧水投加量0.2%（V/V）,采用NaOH-CaO复合碱调节废水pH至7.0-7.5,PAM投加量为3.0 mg/L条件下,陇东油田酸化废水经H2O2氧化-中和-絮凝-过滤处理,其各项指标均达到油田回注水的水质要求,且处理后酸化废水与集输管线中采出水具有良好的配伍性,不易结垢,并对后续原油破乳未产生不利影响。

陇东油田清防垢技术应用效果分析

针对陇东油田的结垢现状与特点,分析了结垢机理及其影响因素,介绍了目前应用于陇东油田油水井、集输系统的刮垢刀、高压除垢、长效地层清防垢等物理化学技术。现场应用表明,这一系列技术为陇东油田清防垢治理提供了新的工作思路。

鄂尔多斯盆地陇东地区长8^1段低渗油藏成藏过程

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长81段低渗储层油藏具有典型性和代表性。通过对长81段低渗储层成岩过程、沥青赋存状态的细致观察,分析了古流体的活动特征,总结出西峰油田长81段储层经历了多期成岩过程,其间至少发生了3期油充注。在前人及作者先前工作的基础上,分析了西峰油田低渗储层的特征,结合对各种可能的油气成藏模式的动力学条件分析,提出研究区较为可信的成藏模式:在侏罗纪晚期,储层孔渗性良好,长73段优质烃源岩生成的油气进入长81段输导体系,在浮力作用下发生侧向运移,并第一次成藏;以后随盆地发生翘倾构造活动,已聚集的油发生散失,而持续的压实、胶结等成岩作用使得储层变为低渗;早白垩世以来的油气运聚成藏过程中,油气利用先前与油长期接触而具亲油性的残留路径网络,沿优势输导通道侧向运移、聚集成藏。

陇东油区包气带土壤对原油吸附行为

通过静态吸附实验研究了陇东油区包气带土壤对原油的吸附行为,考察了溶液pH、温度、石英砂及不同介质对原油吸附的影响.结果表明:陇东土壤对原油吸附等温线很好地符合Langmuir和线性吸附方程,其吸附系数为0.0135,0.0126L/g,且在水相中原油快速吸附到土壤颗粒上,5h后基本达到平衡.5种介质吸附原油能力依次为石英砂<高岭土<黄绵土<高压灭菌土<硅藻土.水相pH、温度和石英砂质量分数的升高,不利于原油在土壤中的吸附,而增加盐度会加大原油的吸附量.对于土壤偏碱性,砂粒质量分数高的陇东地区,这些特性有利于原油在包气带土壤中向下运移.

PNST剩余油测井对陇东油田的适应性分析

陇东油田侏罗系延安组和三叠系延长组的地层水矿化度较高,这有利于碳氧比、氯能谱、中子寿命、脉冲中子-中子等脉冲中子剩余油测井技术的综合应用,但是储层孔隙度较低,需要研究PNST脉冲中子全谱剩余油测井对该地区的适应性。在陇东油田的产出水含盐10.3~36.2 g/L的6口油井中开展了现场试验。结果显示PNST测井曲线能较好地反映岩性、孔隙度和含水饱和度的变化,但是随着孔隙度降低对饱和度的分辨能力也有所下降。试验井延8、延9、长3和长8储层的平均孔隙度分别为17.7%、16.4%、12.6%和9.4%,PNST的4种饱和度解释值之间的平均方差相应地分别为6.9%、7.1%、9.2%和11.9%。储层水淹状况解释结论与油井产水率的符合率为83%,不相符的主要原因被证实是测井时有较多井液侵入射孔层,推开了井筒附近的剩余油。试验结果表明,在不洗井、不压井的情况下,PNST剩余油测井能适应陇东油田孔隙度低至9%的储层。

陇东地区生产套管腐蚀现状调查分析

通过对长庆石油勘探局陇东地区油水井生产套管的综合调查，就陇东地区套管腐蚀问题从固井、套管材质、地层岩性、水质等方面进行了比较全面的统计分析．认为长庆油田陇东地区油水井生产套管的腐蚀严重度，与油水井所在地区有很大的关系，区域性水质的差异，使得不同地区与油田的套管腐蚀严重度存在较大的差别．提高固井质量，选择合适的套管是解决生产套管腐蚀的行之有效的办法之一．

低压油藏储层保护钻井液研究与应用

陇东油田某些区块延安组物性较好,但产量较低,其主要的渗流通道是储层中的微裂缝,目前该区块使用的钻井液技术并不能很好的起到保护该储层的作用。为了达到有效保护长庆油田陇东地区延安组的目的,开展了新型储层保护钻井液技术的研究,采用了屏蔽暂堵技术,并结合油层保护剂PWTBA-Ⅱ,井壁表面形成封堵带薄且致密,能有效的暂堵储层,减少钻井液对储层的伤害。室内实验显示,钻井液体系的流变性、稳定性均较好,对储层的平均伤害率为10.61%。在陇东油田的31口井进行了成功的应用,试油结果表明实验井的日产油量明显高于非实验井的日产油量,取得了良好的应用效果。

陇东油田V区Y9储层参数解释模型的建立及应用

在大量文献调研基础上,基于收集到的岩心资料、地质资料、测井资料和生产动态资料等,遵循地质约束测井、岩心刻度测井的建模原则,开展了陇东油田V区Y9储层四性关系研究,建立了储层参数测井解释模型,并将建立的泥质含量、孔隙度、渗透率和含油饱和度测井解释模型加载到专门的测井解释平台上,开展了研究区的测井资料二次解释.研究表明,经过岩心深度归位后的岩心资料和标准化后的测井资料相关性分析可靠,本研究建立的储层参数解释模型实际应用取得了良好的效果.

基于顺势开发理念的构造-岩性油藏全生命周期开发实践——以陇东油田A区延8(1+2)油藏为例

为了加强陇东油田侏罗系构造-岩性油藏的开发工作,本文基于文献调研和地质、岩心、测井、油水井生产资料收集,从陇东A区侏罗系延8(1+2)油藏开发实践出发,形成针对性的开发技术理念,提出针对性开发技术措施以服务于类似油藏的后续开发及治理。主要开展了油藏地质特征研究、顺势开发理念提出、研究区油藏全生命周期中的顺势开发实践研究。研究表明,陇东A区延81+2构造-岩性油藏呈现为西北-东南方向独立构造圈闭特征,物性较好、边底水不活跃、天然驱动能量不足;基于油藏地质特征的顺势开发注重对油藏构造特征、储层岩性物性特征、油水运动规律的运用,针对性制定开发技术政策参数,确保了油藏全生命周期开发的良好效果;合理的注采井网调整和注采技术参数选择、成功的套损修复或必要的侧钻新油井措施,将有助于延缓产量下降和继续稳步提高油藏采收率。

正电胶压裂液的研制及在陇东油田的应用

以正电荷密度很高的二甲基二烯丙基氯化铵与丙烯酰胺共聚后形成的阳离子有机聚合物为基液 ,添加适量助剂 ,可用于油田油水井压裂改造 ,克服了植物胶压裂液水不溶残渣含量高、破胶不彻底和添加剂组分多、配伍不良所引起的油层伤害难题 ,通过系统评价该压裂液的流变性、携砂能力、粘土稳定效率、防乳破乳效率、破胶效率、滤失性能及储层敏感性 ,并在陇东低渗油田进行了 19井次现场试验 ,有效率 94 .4 % ,累产原油 1.4 6万吨。结果表明 ,该压裂液各项性能指标优良 ,适合于在对注入水质要求严格的低渗油田上应用。

陇东油田某区块水力脉冲解堵优化

针对陇东油田的储层特性及堵塞因素进行了试验分析,并结合水力脉冲解堵工艺机理试验研究,优化使用方法,并在现场取得一定效果。

柱塞泵在油气集输系统中的应用与效果评价

长期以来，陇东油田油气集输系统一直应用多级离心泵进行油气输送，其缺点是离心泵流道易结垢，设备完好率低，泵效低，能耗高，管理难度大。为此，在主要集输干线悦一阜一中管线应用了柱塞泵输油工艺。经过２年多的试验表明，柱塞泵输油具有“再启动”性能优良、输油泵效高、工艺性能可靠、并泵输油效率高、节能效果显著的优点，完全能满足陇东油田油气集输系统主要输油干线上的输油工艺要求。

陇东油田套损井治理的实践与认识

针对套管破损井逐年增多、严重制约油田长期稳产的难题,分析了陇东油田套损特征及其对油田开发造成的危害,总结其套损井治理系列工艺技术包括:隔采、小套、侧钻工艺,以及延长套管使用寿命的套损预防技术、提高产能恢复率的油层挖潜技术和提高座封成功率的优选座封段技术。提出了套损井被动治理变主动预防的治理思路,为陇东油田今后的套损井治理提供了一定经验。

陇东油田Y区块油井管柱腐蚀特性及防护技术

对陇东油田Y区块油井管柱腐蚀的现场情况开展详细调研,抽取现场样本井采出水进行水质分析。在采出水中对N80钢进行动/静态腐蚀试验,通过扫描电镜观察、能谱分析、电化学试验等分析了Y区块油井管柱腐蚀的主要特性。结果表明:N80钢不仅发生了均匀腐蚀,还发生了CO_(2)、H_(2)S等酸性气体腐蚀和SRB细菌腐蚀;在结垢趋势强的采出水中,形成的垢致密,附着于腐蚀界面起到防腐蚀作用,在结垢趋势相对弱的采出水中,腐蚀产物疏松,附着于界面而加速了局部腐蚀。通过对腐蚀特性研究,提出管柱材料处理和优选缓蚀剂HSJ-02(用量150mg/L并配合适宜含量的杀菌剂)的综合防腐蚀措施,该防腐蚀措施使3a内现场腐蚀开井维护作业量降低了56%。

双子表面活性剂复配体系性能评价及在陇东油田的应用

针对陇东油田注水井出现欠注问题,以阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与双磷酸酯型双子表面活性剂XG等为原料,制得阳离子-双子表面活性剂复配体系XG-D。通过油水界面张力和润湿性能测试及室内岩心驱替等方法研究了XG-D的各项性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,XG-D与模拟地层水的配伍性较好,0.25%的XG-D可使油水界面张力降至0.01 mN/m,具备良好的降低油水界面张力的性能。XG-D的抗盐性较好。XG-D可吸附于亲油云母表面,使固体亲水表面转变为弱亲水表面,润湿性良好。岩心驱替实验结果表明XG-D具有较好的降压增注特性,可使注水压力降幅达49.88%,驱油效率提高6.4%。现场应用结果表明,可在陇东油田高压注水井用XG-D实现降压增注。

陇东三叠系低渗透油藏开发井网适应性研究

随着陇东三叠系油藏产建规模的不断扩大,油藏产量已经成为陇东油田开发的主要力量,因此,研究低渗透油田的开发是当务之急,井网适应性研究就是这之中的重要方面。在前人对低渗透油藏井网数值模拟结果的基础上,结合陇东三叠系低渗透油田开发常用的正方形反九点井网和不常用的菱形反九点井网及矩形井网进行分析,研究表明,在陇东低渗透油田开发中,矩形井网在开发中具有明显的优越性。

陇东油田污水腐蚀机理研究

针对陇东油田4种作业污水,研究了水质分析、静态腐蚀测试和现场仪器动态检测,同时分析了不同类型作业污水腐蚀的主要机理。结果显示压裂污水对金属的腐蚀最为严重,其次为采油污水,洗井污水和钻井污水的腐蚀性比较接近。

乳液型清蜡剂的研究与应用

油井长期开采会造成套管、近井地带结蜡严重,化学方法能快速有效的解决油田作业结蜡现象。研究通过对9种溶剂、6种表面活性剂的优选与复配,形成乳液型清蜡剂,其中复合溶剂石油醚:环己烷:煤油体积比为1:3:2;表面活性剂咪唑啉:异丙醇:石油磺酸钠体积比为2:1:1,占体系的5%~8%时溶蜡速率最高,室内评价结果表明,该乳液型清蜡剂闪点、凝点均符合行业标准,室温条件下对现场蜡块的溶蜡速率能够达到0.18 g/min。通过现场试验,该清蜡剂能有效清除井筒及近井地带蜡质的堵塞,增强油井改造效果。