杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用

油田含水率的上升和产液规模的不断增大,导致集输能耗逐年增加,如何保持开发效益,降低集输能耗,成为高含水开发阶段面临的一大难题。随着节能工作不断深入,潜力已得到很大程度的挖掘,常规技术节能空间小,能耗管控压力大。因此开展能量系统优化技术研究,该方法转变原来区域优化的方式,统筹采油井、计量间、转油站、脱水站四个环节,通过确定末端能耗需求,逐级推导前端各环节能供给的方式,指导集输系统精细化、低能耗生产运行。杏北油田自2017年应用能量优化运行技术,由点及面逐步扩大规模,已实现水驱转油站全覆盖,截至目前累计节气5 621×10^(4)m^(3),节电3 275×10^(4)kWh,为油田集输系统降本增效提供了指导依据。

底水稠油油藏水平井二氧化碳吞吐研究

兴北油田垛一段稠油油藏油层厚度薄,底水活跃,为解决开发过程中底水突进、采收率低的问题,在室内进行降黏剂浓度筛选和水平井CO_2吞吐参数优化的基础上,结合4口水平井的开采现状,开展了CO_2吞吐现场试验。研究表明:提高水平井CO_2吞吐效果的关键是降黏剂筛选、优选CO_2合理的注入量和控制采油强度;在水平井CO_2吞吐试验中先注入降黏剂,后注入CO_2,可降低注CO_2过程中沥青沉淀对油层的伤害;水平井CO_2吞吐转抽后,通过降低抽油泵排量,可控制底水锥进。截至2016年10月,4口井5井次累计注入降黏剂为23 t,累计注入CO_2为5 627.45 t,累计增产原油为2 560.17 t,换油率为0.31~0.85,平均为0.45。该项研究有效降低了CO_2对储层的伤害和CO_2的注入压力,减少了CO_2注入的盲目性,延长了水平井CO_2吞吐的有效期,提高了换油率,对同类薄层稠油底水油藏开展水平井CO_2吞吐具有一定的借鉴意义。

砂泥互层地层断裂带结构特征及控油作用

通过露头区解剖、三维地震解释、测井曲线识别、岩心观察和薄片鉴定,对松辽盆地杏北油田葡萄花油层砂泥互层地层断裂带内部结构特征进行研究;建立基于测井曲线综合响应的断层破碎带厚度预测模型,进而探讨断裂带结构特征对断层边部剩余油富集和开采的控制作用。结果表明:断裂带由断层核和破碎带两部分组成,其中断层核发育泥岩涂抹的分段生长结构,破碎带发育破碎、滑动和变形3种特征;断层垂向上在葡Ⅰ4小层发生分段,造成系统取心井钻遇3个断点,其中断点1发育砂岩变形带的断层端部破碎带,断点2发育泥岩涂抹的主断层核,断点3发育泥质角砾岩和方解石充填泥岩裂缝的次断层核;断层面两侧随着距断层核距离增加破碎带微构造密度和碳酸盐含量逐渐降低。

脉冲中子氧活化测井技术在杏北油田的应用

以生产测井解释实例对脉冲中子氧活化测井技术的应用效果进行总结和评价,重点叙述了脉冲氧活化测井在笼统注水井、油套分注井、配注井的注入剖面测量及检漏验串等方面的应用效果。针对实际生产中存在的问题提出了建设性的解决方法。

松辽盆地杏树岗北部油田断裂带地质特征

松辽盆地杏树岗北部油田是受构造控制的块状油气藏,断层十分发育。为了深化断裂带的地质认识,通过钻取过断层取心井X7井,直接获取断裂带岩心资料。利用岩心归位、薄片鉴定、测井曲线精细识别等方法,结合区域构造背景,分析砂泥岩变形机制,总结断裂带的地质特征,证实断裂带具有二元结构,归纳破碎带砂岩和泥岩的测井响应,建立断层破碎带厚度与断距之间的关系。研究结果表明:构造运动并没有使杏北油田断层附近发生强烈破碎,破碎带厚度在20 m以内,破碎带厚度与断距存在正相关系。

苏北油田稠油CO2复合吞吐用新型降黏剂合成及性能评价

苏北油田兴北区块为典型“小、碎、深、薄、低”极复杂断块稠油底水油藏。原油胶质、沥青质含量高,黏度大,原油流动性差导致开发矛盾突出。为了实现该类复杂小断块稠油油藏的有效开发,提出了底水稠油油藏CO2与降黏剂复合吞吐技术方法,降黏剂是该技术成功实施的核心。通过在降黏剂分子中引入苯环结构来降低胶质、沥青质间的π-π堆积作用,合成了新型高分子表面活性剂型降黏剂。矿场应用表明,该降黏剂具有较好的耐温抗盐性,对苏北油田不同种类的稠油均具有良好的降黏效果。同时,CO2与该降黏剂混注时,在油藏温度压力条件下仍具有稳定的降黏率。本次合成的新型降黏剂在兴北油田取得了较好的增油降水效果,具有广阔的应用前景。

杏北油田构造特征与油水井套管损坏之间的关系

分析了松辽盆地大庆长垣杏树岗油田北部地区构造特征和油水井套管损坏分布状况 ,认为地层倾角大的地区在层间压差较大及浸水域形成后 ,油水井套管所承受的剪切力增大 ,易发生套损 ;相同开发条件下油水井套损率与地层倾角呈线性关系 ;断层面进水局部产生滑移 ,断层的分布交杂区易形成异常高压 ,导致断层附近易发生套损 .提出了注水井排与断层上升盘夹角的三角区、断层走向与注水井排近于平行的窄条带区、两条相交断层开口端被注水井封闭区是易产生套损的地区 ,给出了预防套管损坏的措施 .

杏北油田葡萄花油层同生断层特征及控砂模式

杏北油田断层十分发育，同生断层对砂体控制作用明显，认清断层与砂体分布的关系十分重要。以大庆杏北油田葡萄花油层为例，分析同生断层的生长特点，找出同生断层对砂体的控制作用，为最大限度地挖潜老油田剩余油提供有利证据。研究发现葡萄花油层部分断层为同生断层，同生断层活动时期主要为青山口组沉积时期、姚家组一嫩一二段沉积时期及嫩三四段沉积以后，断层强活动时期位于葡13单元沉积时期。同生断层在纵向上表现为断裂活动多期，横向上表现为断裂活动多段（分段生长）的特点。最终将断层特征与砂体分布相结合，阐明了同生断层对砂体分布的控制作用，总结出同生断层下降盘控砂和分段生长点控砂2种控砂模式。

杏北油田三元配注工艺适应性研究

三元复合驱油技术已成为三次采油的主要技术,但三元复合驱配注工艺如何适应油田开发需求,已成为其工业化推广的关键所在。杏北油田经过大量的技术研究与现场试验,探索出"低压一元、高压二元"、管混式"低压三元、高压二元"、罐混式"低压三元、高压二元"三种配注工艺,同时结合开发需求,对上述工艺从技术指标、生产管理及建设投资等方面进行对比分析,总结出各种配注工艺的特点。现场运行跟踪分析显示,"低压一元、高压二元"配注工艺有适用范围的限制,虽然注入体系中黏度和界面张力的合格率均能达到90%以上,但碱、表面活性剂的浓度波动范围较大;应用动态混合器混配低压三元的管混式"低压三元、高压二元"配注工艺,能够较好地满足开发要求;罐混式"低压三元、高压二元"配注工艺对自控系统及泵阀的连锁要求高,受自控系统的制约,系统存在一定波动。

试井资料在油层动用状况及措施效果评价中的作用

经对杏北油田不稳定试井曲线变化特点及变化规律的研究,建立了试井曲线变化特征与动态措施效果的关联关系,实践证明不稳定试井资料能够评价措施效果及储层动用状况,可为油田开发方案的制定及措施挖潜提供重要的科学依据。

杏北油田深度水注水系统降压节能实践

与普通水注水系统相比,深度水注水系统具有注水井多、与聚驱区块并网运行、注水单井压力需求范围较大和整体降压幅度较小等特点。大庆杏北油田深度水系统目前存在系统压力损失大、系统需求压力分布不均等问题,造成各环节能耗较高。其中,注水环节能耗占总能耗的1/2以上。据此,大庆油田有限责任公司第四采油厂结合普通注水系统降压经验,制定了降压节能改造方案:绘制压力分布图,标注高压、低压需求区域,确定分压具体切断位置;将施工简便的注水泵减级作为主要的降压措施;对泵管压差较大、运行效率较低的4台泵进行前置泵变频技术改造,以增大水量调节能力。措施实施后,与2008年同期相比,杏北油田深度水注水系统平均泵压和管压分别下降了0.69MPa和0.79MPa,泵水单耗下降了0.27(kW.h/m3)。

杏北油田地面系统优化简化措施及形势对策分析

针对杏北油田开发方式多元化、原油产量逐年降低、产能规模大、效益差、地面腐蚀老化突出等问题,大力开展地面系统优化简化工作。在产能建设上强化地上地下结合以提高方案深度,细化全过程协调推进方案设计进度,做好区域能力、布局优化及工艺简化提高产能效益;在已建系统上重点实施区域站场、站外系统优化调整,有序推进了区域集中监控建设。通过新老系统统筹,在控投资、降成本、增效益、提效率方面取得了显著效果。在总结优化简化主要措施基础上,结合油田开发安排,分析产能建设低产低效、各系统负荷不均、老油田腐蚀老化等形势,明确了今后一段时期地面优化调整措施,有效挖掘地面提质增效潜力,为杏北油田中长期地面规划提供指导意见。

兴隆台油田兴北地区东营组浅层气研究

在兴隆台油田勘探开发早期,由于当时技术水平的制约和限制,使得兴北地区东营组浅层气被忽视。浅层气井资料录取少,缺乏综合研究。针对这种状况,重新对兴北地区东营组浅层气的地质特征、成藏条件、气藏分布规律等方面进行了分析,进而指导该区东营组浅层气下一步的开发与挖潜工作。

利用试井资料辅助判断注采关系

分析不稳定试井曲线形态,可发现油藏开发中存在的潜在信息。通过对B473井不稳定试井曲线形态的分析,辅助判断测试井的生产状态,并结合静态资料判断注采关系的是否合理,同时提出合理的改善措施,为不稳定试井曲线的充分利用提供指导思想。

杏北油田聚驱注入系统管道腐蚀因素分析

为揭示油田聚驱注入管道严重腐蚀原因,以杏北油田为例,对聚驱注入系统失效管道进行了宏观观察及微观分析,并根据现场工况设计了室内模拟实验。观察了失效管段内涂层及基材,分析了腐蚀坑的形貌、成分及腐蚀产物,探讨了聚驱注入介质流速、含氧量、聚合物质量浓度对腐蚀速率的影响和作用。实验结果表明:管道内涂层失效是导致管道穿孔的重要因素;管道基体存在原发性缺陷大大降低了管道的使用寿命;细菌,特别是硫酸盐还原菌的存在加速了管道腐蚀;溶解氧的存在显著增加了腐蚀速度。以上几个因素是导致杏北油田注入系统严重腐蚀的主要原因。

过渡带低效高耗转油站优化调整措施分析

随着油田开发不断深入,部分区块进入高含水开发后期,开井数及产量逐年降低,导致区域内站库常年处于低负荷运行状态,生产能耗及运行成本远高于正常转油站。杏北油田X转油站位于东部过渡带地区,油井开井率低,产液量低,站库运行负荷低,生产运行能耗较高。针对此问题,提出了优化调整措施,通过转变油井生产方式,调整站外集输方向,整体核减低效转油站,达到减员增效、降低能耗的目的。现场运行结果表明,通过采取以上措施,实现减少劳动用工20人,年节电63×10^(4)kWh,年节气110×10^(4)m^(3),促进了站库高效运行。

杏北油田聚驱计量间阀组腐蚀穿孔成因分析

通过对聚驱计量间阀组管道腐蚀穿孔情况的统计分析,明确了计量间内间歇流液的掺水计量管段,尤其在“死水段”的掺水计量阀组立管段腐蚀穿孔最严重。对集油、掺水管道内腐蚀产物进行了研究,并利用电化学工作站对介质腐蚀性(pH值、聚合物浓度、细菌对介质腐蚀性影响)的分析,给出了聚驱计量间阀组腐蚀穿孔特点及腐蚀成因,为聚驱计量间管道腐蚀控制提供了指导。同时对聚驱计量间掺水管道进行内防腐设计,且对杏北1-2、聚9-2共5座计量间的管段采取了溶剂型液体环氧涂料内防腐涂层,应用后预计可延长管道运行寿命5年。

加热炉完整性集控管理平台在杏北油田的应用

利用杏北油田安装应用加热炉完整性集控管理平台,对节能新设备应用效果进行跟踪,通过对现场运行情况进行数据分析,分别得出该平台通过精准定温、智能托管以及炉效提升带来的节能效果,并从提质增效、安全环保、管理提升三方面阐述该平台的应用效果,为采油厂的应用潜力提供指导依据.

杏北油田地层完整性评价技术

为实现进一步提高油田储量的动用程度,让油田稳产。在油田开发的后期,需要考虑合理地部署一定数量的管道。但由于杏北油田管道管道多年的高压注水开发,注采比高,注采压差大,注采井间憋压严重,又同时受到天然裂缝存在的影响,增加了非均质性。所以在钻关方案执行时,不同方向受效范围会有较大的差异,导致地层压力系统紊乱,如果在这种情况下钻井,易发生油气水浸、井涌、管外冒、井漏等安全事故。为预防钻井事故发生,有必要根据区块储层的天然裂缝分布特征,提出低渗透裂缝型储层地层压力的预测方法,分析注采条件下地层压力沿不同方向的分布规律以及钻关条件下地层压力的变化特征,可为钻井液密度的选取和钻关方案的编制提供支撑,降低施工风险,从源头提升固井质量。

抽油机井工况自适应拖动技术应用

针对常规游梁式抽油机四连杆机构中曲柄旋转和悬点直线往复运动间不能及时主动协调,造成系统效率低和井下机件损耗严重等问题,开展了抽油机井工况自适应拖动技术的研究。抽油机井工况自适应拖动技术建立了伺服驱动技术模型,通过采集的数据时实进行工况判断;根据判断结果,自动在主动柔性运行控制、工况自适应控制和功率随动驱动控制3种运行控制方式中转换,转换过程可逆。现场应用225口井,使用抽油机井工况自适应拖油技术后节电率达19.46%,系统效率上升了7.49%。通过应用该技术,改善了抽油机系统的机械特性,降低了系统能耗。