渤海两油田油井堵塞原因分析及化学解堵试验

简要介绍了埕北油田和绥中 36 1油田的储层特点及钻完井方式和原油特性 ,对两油田油井的堵塞原因进行了分析 ,并对油井解堵施工工艺技术进行研究。在此基础上研制出针对有机垢的解堵剂YS 0 1进行现场试验 ,试验结果表明 :化学解堵剂YS 0 1可以很好地解除埕北油田和绥中 36 1油田油井近井地带的有机垢堵塞 ,增产效果十分明显 ;9口解堵井平均有效期已超过 2 0 0天 ,经济效益十分显著。其成果对与埕北油田和绥中 36 1油田相类似油田的油井管理、堵塞原因分析、施工工艺技术研究、解堵剂研制。

渤海埕北油田、绥中36—1油田注水井堵塞机理研究

介绍了埕北油田和绥中36—1油田的油藏物性和完井方式，通过测定岩心阳离子交换容量、体积流过量试验、动态结垢试验与理论预测、温度变化对水相渗透率的影响试验和敏感性试验结果及现场注水资料对两油田注水井水敏性堵塞、酸敏性堵塞、固体颗粒侵入堵塞、微粒运移堵塞、地层结垢堵塞、污油堵塞和地层出砂堵塞的机理进行了研究，得出造成埕北油田注水井堵塞的主要原因是水敏性堵塞、污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞和地层出砂堵塞；绥中36－1油田造成注水井堵塞的主要原因是污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞、地层出砂堵塞和地层结垢堵塞。为解堵方法的选择、解堵剂的研制、防垢剂的选择和解堵施工打下了基础，对两油田的注水工作具有指导意义。

绥中36-1油田东二下段沉积演化及对油气的控制作用

根据岩心相、测井相、地震相,结合对背景资料的分析,认为渤海绥中36-1油田由三角洲、浊积扇、浅湖-半深湖3种沉积体系构成,合理的生、储、盖组合关系为油气聚集创造了条件。由于差异压实作用,造成潜山斜坡部位坡降加大,在洪水、地震等条件的诱发作用下,三角洲前缘沉积物垮塌形成了多期次的滑塌浊积岩。不同沉积微相沉积砂体由于砂体厚度、分布面积、储集物性、分布位置等不同,其储量丰度不同。其中,水下分流河道砂体储量丰度最高,其他依次为河口坝、浊积扇、前缘席状砂和远砂坝。

疏松砂岩地层微细粒运移特征实验研究

利用绥中36-1油田G区块油藏冷冻取心岩样,研究了疏松砂岩油藏在无应力和有应力条件下微细粒运移的特征。结果表明,疏松砂岩油藏冷冻取心岩样的流速敏感性评价实验结果不能反映油层岩石微细粒运移的真实特征。疏松砂岩油藏开采过程中,油层压力下降和采油速度的增加以及岩石结构的破坏,是造成油层岩石微细粒运移和油井出砂的主要原因。

聚合物作为稠油降粘剂的实验研究

绥中36-1油田稠油蜡含量低，而胶质和沥青质含量高，40℃下脱气原油粘度高达56200mPa·s。为解决绥中36-1油田稠油开采中的问题，室内用苯乙烯、（甲基）丙烯酸高碳醇酯、丙烯酰胺／马来酸酐合成了三元共聚物降粘剂，并在稠油中进行了降粘性能评价。实验结果表明，合成的HOT-RP聚合物降粘剂对绥中36-1稠油具有良好的降粘效果，在加量为500～800mg／L时，其降粘率大于85％。

超临界CO_2对疏松砂岩储层物性影响的实验研究

为了评价超临界CO2注入对绥中36-1油田疏松砂岩储层物性的影响,利用改进的实验装置在地层条件下测试了岩心在注气前后的孔隙度和渗透率。结果表明:在接触反应后,储层的孔隙度、气测渗透率和液测渗透率均降低。含气饱和度为30%、50%岩心的孔隙度分别由平均值55.36%、54.84%降至55.15%、54.59%,变化率分别为-0.4%、-0.5%;其气测渗透率分别由平均值5.019、5.060μm2降至4.925、4.952μm2,变化率分别为-1.9%、-2.1%;其液测渗透率分别由平均值2.417、2.426μm2降至2.289、2.291μm2,变化率分别为-5.3%、-5.6%。在地层条件下,溶蚀产物由于CO2分压的降低生成了碳酸盐沉淀。初始孔隙度和渗透率越大,储层物性降幅越小;含气饱和度对储层物性的影响不明显。

海上稠油油田聚驱后二元复合驱注入时机与注入方式优选

模拟海上绥中36-1油田油层条件,进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机(直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时)转注二元复合体系,最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%,直接转注二元驱的采收率最高(42.61%)。在相同水驱条件下,以不同注入方式注入二元复合体系后发现,注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小,以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下,用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下,聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%,比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%,使油田开发的整体效益最大化。

一种基于构型界面的三角洲前缘储层精细表征方法:以绥中油田古近系东营组下段为例

三角洲前缘砂体是由河口坝不断迁移、前积形成的,内部发育薄层泥质夹层,三维表征难度较大;另一方面,数值模拟往往需要粗化模型,为表征前积层会影响粗化效率。因此,本文提出了基于构型界面的三角洲前缘储层表征方法,即在精细构型研究基础上,以3-4级构型界面作为构造层面,以单井构型特征作为条件数据,以构型单元边界约束平面规模,以构型单元顶底界面约束纵向规模,建立更符合地质模式、条件化的精细三维地质模型。本文以绥中油田古近系东营组下段三角洲前缘储层为例,利用该方法对典型区进行精细三维表征,结果表明,采用本方法建立的地质模型能够完全忠实于条件数据,再现了三角洲前缘储层三维构型特征,有效地解决了精细表征前积层与粗化模型的矛盾。

绥中36-1油田注聚井JD-01解堵体系性能评价及应用

对JD-01解堵体系进行性能评价,结果表明,JD-01解堵体系质量分数为9%~11%时,聚合物溶液的降解率较高,现场垢样溶蚀率大于50%。物理模拟岩心流动实验表明,JD-01解堵体系对岩心处理24 h后,渗透率增加倍数为4.8~6.7,能有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、注聚压力升高等问题。2015年1月,JD-01解堵体系在SZ36-1-A21注聚井现场应用,目的层注入量大幅提高,实现了注聚井解堵的目的。

渤海绥中36-1油田生产套管修复技术

在绥中 36 1油田 Ⅱ 期开发工程丛式井组钻井、完井作业中 ,E9井和E15井的 2 4 4 5mm生产套管被钻头磨破 ,经分析研究选用在 2 4 4 5mm套管内下入 177 8mm套管进行补贴固井的方法 ,使 2口井得以修复。采用的套管修复技术具有 6个特点 :工艺简单 ,可操作性强 ;作业全部采用现有的套管系列 ;部分采用自制井下固井工具 ;补贴修复过程中对已完井的储层实施了充分的保护 ;套管修复后不影响今后起下生产管柱及电泵作业 ;用修井机即可完成这类套管的修复作业 ,节省了钻机作业费用。此次套管修复技术的成功使用 ,为在丛式井组生产平台上处理套管磨损、磨破问题积累了经验 ,并为处理类似问题提供了范例。

海上油田开发后期储层沉积模式分析——以绥中S油田东营组二段下Ⅰ油组为例

绥中S油田位于辽西低凸起中段,东营组二段下(E_(3)d^(2L)) I油组为主力油层,开发多年目前已进入高含水期。为完善海上高含水期油藏精细描述技术,该文以河流沉积学理论为依据,对S油田东营组二段下I油组各时间单元进行沉积相展布特征进行研究。在精细地层格架研究基础上,综合前人研究成果、岩芯及测井资料,结合辫状河三角洲沉积环境,详细分析各时间单元测井响应特征,并细致分类,建立测井微相模式,识别1种亚相11种微相。绘制13沉积时间单元沉积相带图,归纳总结3种沉积相模式(分枝状、朵状、片状)。由沉积演化模式分析,研究区目的层处于地层上升期对应的储层沉积沉积模式,并且研究区内主要发育分支条带形河口坝沉积。本次研究可合理有效指导后期开发调整措施。

绥中36-1油田稠油聚合物降粘剂的研究

通过对绥中 3 6 1油田原油物性的分析 ,有针对性地对聚合物降粘剂单体进行了初选 ,继而合成了一系列聚合物降粘剂。通过对所合成的聚合物降粘剂降粘效果的筛选和研究 ,确定了对绥中 3 6 1油田具有较好降粘效果的聚合物降粘剂BST RP及其配方 ;并对该聚合物降粘剂存在情况下 ,体系其他因素对降粘效果的影响以及采用聚合物降粘剂对原油后处理的影响进行了研究。结果显示BST RP降粘剂具有较好的综合效果 。

适用于渤海绥中油田含聚污水的高效清水剂

渤海绥中油田三次采油污水中含有阴离子聚合物,存在空间位阻效应,传统聚醚嵌段型清水剂具有清水速度慢、药剂用量大、大量黏稠絮凝物黏附于管道壁面及转弯处造成装置堵塞等缺点。以环氧氯丙烷、有机胺为起始剂,乙二胺为交联剂,制得一种高效的季铵盐型小分子阳离子清水剂H1,优化了合成条件,对比了H1与现场应用的清水剂(BHQ-04和BN-5)的清水效果。结果表明,环氧氯丙烷、有机胺、乙二胺投料摩尔比为1.2∶1∶0.3时,在75℃下反应5数6 h制得的清水剂清水效果最佳;与现场用清水剂相比,H1油水分离速度快、油水分离后的上层絮状体松散且可自由流动,有效清水浓度为175 mg/L,远低于BHQ-04的400 mg/L和BN-5的300 mg/L。H1清水剂有效解决了渤海绥中油田区块含聚污水处理过程中的黏性油泥问题。

渤海绥中36-1油田注水井堵塞原因分析及解堵增注试验

分析了造成Ａ８ 井堵塞的三种主要原因，认为堵塞的原因依次是污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞和地层出砂堵塞。在此基础上进行了冲砂洗井和化学解堵增注试验。试验结果表明：冲砂洗井能够有效地解除井筒堵塞，化学解堵剂ＢＲＪ－９６０４ 可以有效地解除近井地带堵塞，两者增注效果都比较明显，有效期已接近１ 年。研究成果对绥中３６－１ 油田及其它油田的注水开发有指导和参考价值。

FLO-PRO无固相钻开液对绥中36-1油田水平井的储层保护

为提高单井采油率和延长油井生产寿命,绥中36-1油田Ⅱ期水平井在储层钻进中应用了FLO-PRO无固相钻开液,该钻井液能最大程度的保护储层。本文从影响钻井液伤害油层的主要因素进行分析,探讨了现场应用过程中FLO-PRO钻井液体系优异的性能如何将对储层的伤害降到最低,从而实现产量最大化。在绥中36-1油田12口水平井的应用表明:FLO-PRO钻开液井眼清洁能力强,钻井效率高,润滑性和稳定性好,渗透率恢复值高,无毒环保,尤其适用于大位移水平井,实现优、快、好、省的作业目标。

辽东湾绥中36-1油田硫化氢成因研究

通过研究水中硫酸盐的变化及水中硫酸盐硫同位素和硫化氢硫同位素的同源性,最终确定绥中36-1油田生产中发现的硫化氢为生物成因。

海上油田含聚合物污水水质对储层保护技术的影响

研究含聚合物(含聚)污水水质对储层的伤害为确定含聚污水回注储层的可行性提供了依据。以渤海绥中36-1油田含聚污水为例,利用偏光显微镜、扫描电镜、核磁共振仪等,通过岩心动态损害实验分别对污水中的乳化油、悬浮物和产出聚合物浓度及粒径中值进行了评价,分析了含聚污水回注对储层的伤害机理。结果表明,含聚污水中油、悬浮物、聚合物三者的协同作用是主要伤害源,且对储层的伤害程度随着单一水质指标的增大而增加;由于聚合物分子的吸附聚集作用而形成高强度的可变形团状集合体,是造成岩心孔隙喉道堵塞的关键因素;含聚污水进入储层对孔喉的堵塞形式是优先堵塞大-中孔喉,并逐步由内滤饼向外滤饼的堵塞形式转化。优化含聚污水水处理工艺及现行加药方式,是解决含聚污水处理问题的关键。

精细相控储层地质建模技术在老油田调整挖潜中的应用——以绥中36-1油田为例

以绥中36-1油田I期为例,首先,利用以精细地质建模为目的的地震、测井和地质一体化综合研究与建模方法,合理划分模拟单元;依据单井微相的解释成果,结合三角洲前缘亚相各沉积微相平面的组合关系,编制各沉积单元的沉积微相平面图,作为三维沉积微相模拟的趋势约束条件;建立沉积微相三维模型。其次,依据相控建模思路及各微相物性参数的分布特征,采用相控方法建立三维孔隙度模型。最后,采用相控加孔隙度协模拟的方法建立渗透率三维模型。老井及新钻调整井的生产动态资料表明,以地质模型为基础的数值模拟结果与生产动态吻合较好。

利用水平井挖潜底部强水淹的厚油层剩余油

绥中36-1油田为东营组下段湖相三角洲沉积的大型披覆背斜稠油油田,已进入高含水开发阶段。如何利用水平井挖潜厚油层顶部剩余油、提高油田采油速度,是目前开发过程中面临的主要问题。文中通过建立精细井组油藏模型,在剩余油分布研究的基础上,利用多段井技术与多相垂直管流(VFP)技术相结合的方法研究水平井部署的可行性。现场实施结果表明,采用上述方法部署水平井,不仅可以大幅提高产能,还能控制单井含水上升速度,达到了改善油田开发效果和提高采油速度的目的。

绥中油田钻头优选及应用分析

绥中油田通常一口井二开12-1/4"井眼作业需要3只钻头完成钻井作业,在该油田调整井施工中,钻完井方面以提高钻井效益为目的,确定了钻头选型原则,根据绥中油田的地层特点和岩石可钻性分析,优选钻头型号,并对钻头冠部形状,切削结构等方面进行优化设计,最终在绥中N1和N6井实现了一只PDC钻头完成一口井二开由平原组钻穿明花镇组、馆陶组至完钻井深东营组地层的新突破,减少了起下钻次数,缩短了建井周期,提高了经济效益。