缓蚀阻垢剂NY-HGA在涠洲12-1油田生产污水处理中的应用评价

涠洲12-1海上油田生产污水温度高(85～90℃)、Cl-浓度高(12.5～17.8 g/L)、矿化度高(30～40 g/L),因而具有较大腐蚀性,且成垢离子HCO3-、Ca2+、Mg2+等浓度高,SI值为1.96～2.00,结垢性也较强.针对此状况研制了咪唑啉类缓蚀阻垢剂NY-HGA.80℃下在该污水中加入40 mg/L的NY-HGA,使A3、N80、K0-95钢的腐蚀速率分别由0.084、0.080、0.068 mm/a降至0.059、0.064、0.063 mm/a(同时加入20 mg/L脱氧剂),使污水结垢率降低96.2%.在涠洲12-1油田生产系统进行NY-HGA应用试验,用美国Corrpro公司的旁通式腐蚀仪在线监测排海污水的腐蚀速率,在原处理工艺条件下(48 mg/L缓蚀剂IMC-80-N+56 mg/L阻垢剂V402+67 mg/L清水剂JPA-Ⅱ)腐蚀速率为0.08806 mm/a,只加清水剂时腐蚀速率高达0.8663 mm/a,不加阻垢剂而改加37 mg/L NY-HGA时腐蚀速率为0.02475 mm/a,只加清水剂和NY-HGA时腐蚀速率为0.03162 mm/a.因此,在涠洲12-1油田用NY-HGA代替IMC-80-N和V402可满足油田腐蚀控制要求.图5表4参5.

涠洲12-1油田中块油井结垢防治

涠洲12-1油田位于南海西部海域,富含SO42-的注入水(海水)与含有Ba2+、Sr2+的地层水不配伍,导致该油田中块油井结垢现象严重。所结垢为硫酸钡锶垢,硫酸钡含量约占70%,硫酸锶含量约占30%。分析了成垢机理,并对可能的7种防垢方案进行了对比分析,认为注入井调剖与油井注防垢剂组合方案是涠洲12-1油田中块油井防垢的最佳方案。

复杂断块油藏优势通道识别与定量描述——以涠州12-1油田北块6井区为例

海上断块油藏平面与纵向上非均质性强,注采井距大,长期注水开发易形成优势通道,水驱开发效果差;并且由于合采合注井较多,纵向各层注入、产出不清,单一的优势通道评价方法准确性较差。以涠洲12-1油田北块6井区为例,综合应用井间动态连通性分析方法、无因次PI值方法、示踪剂试井及流线模拟技术,对该区块优势通道发育情况进行识别和定量描述,并结合数值模拟相互验证,为后续的剩余油分布研究和制定合理的调整方案奠定基础。

涠洲12—1油田储层损害及其防治

在钻完井及修井过程中,涠洲12-1油田储层受到了一定程度的损害,这影响了该油田的投资回收和原油产量.文中根据该油田的地质情况、实际施工工艺及室内实验结果,重点分析了钻井液液相侵入产生的乳化堵塞对低压、低渗油层产能的影响,提出了提高钻井液暂堵性能,采用防漏的一次性不压井管柱完井工艺,以及使用防漏压井液等防治措施.这一研究成果为该油田新开发井的顺利投产、老井修井效果的提高,以及减少修井工作量提供了技术支持,对该地区同类油田的有效开发具有借鉴意义.

层理性泥页岩地层井壁坍塌控制方法研究

涠州12-1北油田涠二段泥页岩地层层理发育、水敏性强，虽然采用了油基钻井液钻进，但井壁垮塌等井下复杂情况仍频繁发生。该油田涠二段地层岩石力学试验结果表明，涠二段泥页岩强度具有显著的各向异性，其受到的最大主应力方向与层理面法向之间的夹角为30°～70°，岩心易发生沿层理面的剪切滑移破坏，强度远低于最大主应力方向与层理面法向平行时的最大强度，这是造成定向井井壁失稳的主要原因。结合岩石力学试验结果，将层理性泥页岩视为横观各向同性材料，建立了合理钻井液密度的确定方法，确定了定向井坍塌压力随井眼轨迹的分布规律。利用定向井坍塌压力随井眼轨迹的分布规律，对该油田的定向井钻井液密度和井眼轨迹进行了优化，成功解决了涠二段地层的并壁失稳问题。

涠四段油藏注天然气非混相驱油层非均质模拟

涠洲12-1油田涠四段油藏是国内海上第一个注天然气开发的油田。油藏构造倾角20°左右,利用油气重力分异作用,方案设计在油藏的高部位注气,低部位采油,开发方式为非混相驱。通过组分模型与黑油模型模拟该油藏的二维剖面和油藏三维地质模型后,对比分析模拟结果,选择了黑油模型模拟油藏的非均质因素对注气开发效果的敏感性,以及模拟预测了注气非混相驱的开发方案,而没有使用混相驱工程中常用的组分模型。

涠四段油藏注天然气开发油藏模拟器优化

涠洲12-1油田涠四段油藏是国内海上第一个注天然气开发的油田。油藏构造倾角20°左右,利用油气重力分异作用,方案设计在油藏的高部位注气,低部位采油。注气恢复地层压力5MPa后采油,开发方式为非混相驱。经过组分模型与黑油模型模拟该油藏的二维剖面和油藏三维地质模型后,对比分析模拟结果,选择了黑油模型模拟油藏的非均质因素对注气开发效果的敏感性,以及模拟预测了注气非混相驱的开发方案,而没有使用混相驱工程中常用的组分模型。