头台油田老化油回收处理工艺技术

随着大庆头台油田开发进入高含水阶段,开采及输送方式改变,老化油量逐年增多,处理难度不断加大,制约着油田正常、高效生产。为解决大庆头台油田老化油处理工艺不够完善的问题,在对头台油田老化油进行物化分析的基础上,通过实验研究影响老化油乳化稳定性的主要因素,并根据其稳定机理以及头台油田老化油处理工艺技术现状,对头台油田原有的老化油回收处理方式进行了改善:以污水沉降罐内安装浮动式收油装置代替原有的收油槽式固定收油工艺,将脱水器工作压力提高到0.25 MPa,脱水温度提高到60℃,破乳剂加药量控制在230kg/d以及合理控制收油量。经过现场实际应用,取得了较好的效果。

大庆头台油田微生物驱油先导性矿场试验室内评价研究

选定进行微生物先导性矿场试验的大庆头台油田,有效孔隙度11.5%,平均渗透率0.125μm2,油层温度60～65℃,原油含蜡25%,凝固点31.5℃,地下粘度4.0mPap·s,地面密度0.8624t/m3,地层水矿化度627mg/L,pH值7～8。对筛选出的多株采油菌进行了室内评价,结果表明:6个菌种(P24,SHB,X2,RB,A白,AQ)在65℃下与头台原油共同发酵后,原油中轻组分增加,按参数∑C21/∑C22计算的增加率为41.0%～97.0%,以X2(97.0%)和SHB(94.0%)为最高;原油粘度(48.9mPa·s)下降17.7%～44.2%,以A白(44.2%)和SHB(41.5%)下降最多;发酵液pH值由7.0降至5.0～6.0,发酵液与原油间的界面张力(35.6mN/m)下降56.8%～66.3%;5个菌种(SHB,X2,P24,U1 6,A白)在45～65℃下都能生长,菌数达108～1010个/mL以上;7种菌(以上5种及AU1,5号)尺寸最大为1.2～2.4μm,与头台油藏的渗透率相适应;在渗透率0.559,0.581,0.590μm2的2个均质、1个非均质人造岩心上,水驱之后(水驱采收率33.1%,36.5%,53.6%)注入菌数为107～108个/mL的菌液0.3PV,继续水驱,流出液菌数为108～109个/mL,采收率提高6.08%,5.81%,4.60%,平均为5.81%。图2表6参5。

头台油田储层天然裂缝对注水开发的影响

为降低油井中的含水量 ,提高油井产油量 ,通过岩心测试及动静态资料分析 ,研究了头台油田储层中天然裂缝的特征。结果表明 :头台油田储层中构造裂缝较发育 ,且构造轴部的裂缝比两翼发育 ,裂缝平均线密度为 0 .0 57条 /m;裂缝主要发育在粉砂岩中 ,规模不大 ,以垂直缝为主 ,充填较严重 ;裂缝方位以近 EW方向为主 ;在注水开发中 ,水沿 EW向裂缝推进 ,使 EW向的油井严重遭受水淹 ,SN方向油井供液不足 ,导致整个油田地层压力下降且不均衡。认为沿裂缝布置注水井 ,可改善油田开发效果。

松辽盆地头台油田现代地应力场分布特征研究

在油气田开发 ,尤其是低渗透油田的开发过程中 ,井网布局与地应力的分布紧密相关。运用现场直接测量、岩芯观察、室内实验、数值模拟相结合的方法 ,对头台油田现代地应力分布特征进行的详细研究表明 :头台油田水平最大主应力 (人工裂缝 )方向为N10 0°～ 12 0°E ;天然裂缝方向在N0°～ 50°E之间 ;地层中三向应力为南部较小 ,北部较大 ,构造断裂与天然裂缝的走向近似平行。因此 ,井网布局为 :井排与人工裂缝及天然裂缝呈 4 5° ,30 0m× 30 0m切割注水井网 ;注水压力应小于最小主应力值 ,采用不稳定间歇注水。

松辽盆地头台地区扶余油层沉积特征

头台地区泉四段属曲流河三角洲和湖泊沉积体系,曲流河三角洲相分为三角洲平原和三角洲前缘2种亚相,湖泊相分为滨湖和浅湖2种亚相。自下而上沉积环境的演变过程为三角洲平原—三角洲前缘—浅湖,反映了泉四段沉积时期盆地水体逐渐加深的过程。沉积微相以分流河道微相最为发育,其砂岩是有利的储集层。由于分流河道间发育,其泥岩常常包裹或覆盖分流河道砂、河口坝和薄层砂等砂体,形成良好的储盖组合,有利于形成岩性圈闭油气藏。

头台油田微生物驱油室内评价研究

介绍了大庆头台油田的地质构造、油层温度、矿化度及渗透率等概况。在油层温度为60～65℃的条件下筛选出P24等菌种,完成了室内细菌特性、乳化原油、代谢活性物质的能力及物理模拟驱油评价实验。结果表明,菌种SHB代谢出的活性物质使油水相间的界面张力由35 6mN/m降至12mN/m,降低了66 3%。经色谱分析发现,菌种X2作用后的原油C21以前的轻组分增加,正构烷烃参数ΣC21/ΣC22比值增加了97%,菌种A白作用后原油的粘度由作用前的48 9mPa·s降至27 3mPa·s,下降了44 2%。物理模拟驱油实验微生物驱比水驱提高采收率4 60%～6 08%,实验表明筛选的菌种能在油藏条件下生长,代谢出有利于驱油的物质。该实验结果为矿场试验提供了配方和依据。

用微地震波法确定松辽盆地头台油田地应力场特征

在压裂过程中，利用地层岩石破裂产生的微地震波对松辽盆地头台油田10口水力压裂井的人工裂缝及天然裂缝方位、几何形态进行测试，确定了该油田地应力特征。分析结果表明，头台油田人工裂缝形成水平最大主应力方向为100°～120°，平均为110°；天然裂缝方向70％为0°-50°，地层中三向应力为南部较小、北部较大，构造断裂与天然裂缝的走向近似平行。

大庆头台油田注水指示曲线的形态及分析

研究了头台油田储层特征 ,根据头台油田注水及油层地质实际状况 ,应用流体力学湍流理论 ,分析了注水指示曲线形态 .结果表明 :头台油田注水指示曲线普遍呈上翘形 。

头台油田扶、杨油层裂缝系统分布规律及其成因机制

依据头台油田岩心、测井等资料， 综合描述了储层天然裂缝和人工裂缝系统的基本特征，并对其分布规律、方向性及成因类型进行了探讨和分析， 指出了储层内部天然垂直裂缝是晚白垩世以来， 松辽盆地受远场近东西向挤压作用的产物， 属区域性裂缝。该成果对头台及周边油田加深储层裂缝认识， 指导裂缝性油田注水开发有一定意义。

头台油田茂62-92井可疑油层判识

大庆头台油田茂６２ －９２ 注水井不断流出的大量原油与生产井开采层位（ 扶余－ 杨大城子） 的原油在地球化学特征方面存在显著差异：（１） 原油密度及残碳量低；（２）含蜡量、饱和烃含量及芳烃含量高；（３） 全烃指标差异明显。但与邻区油田的葡萄花油层地球化学性质相近，由此说明茂６２－ ９２ 注水井的原油比生产井油层层位浅，即此原油并非扶余－ 杨大城子油层。

松辽盆地头台油田储层裂缝参数发育特征研究

本文从对岩心中裂缝的观察入手，经过对岩心节理走向的古地磁定位分析，总结了松辽盆地头台油田扶余油层储层裂缝的空间展布特征。同时，运用纵波波速的比值———“龟裂系数”方法对扶余油层储层的裂缝发育频率进行了分析、计算。结论表明，头台油田储层的裂缝极为发育，裂缝参数特征必然影响油田生产。

头台油田敖浅1—茂702区块黑帝庙油层砂组沉积相研究

根据取心资料、测井资料、古生物分析、元素分析、岩石薄片分析、粒度分析等相因素分析,查明了该区研究层段发育的沉积相、亚相、微相类型及特征,建立了相应的识别标志。该区黑帝庙油层发育的沉积相类型有曲流河三角洲和湖泊两种沉积相类型。在平面上,运用层序地层学和地球物理手段预测了砂体的平面分布特征,分析了其在平面上的演化规律。从嫩江组三段早期至嫩江组四段晚期,敖浅1—茂702区块沉积相总体上呈近东西向展布、南北相带变化明显的特点。总体上构成一个向上变粗的进积序列,反映了湖平面收缩的沉积特征。

头台油田茂503区块储层物性及增产措施研究

为进一步了解大庆油田外围低渗区块储层物性特征,为其开发措施调整提供理论依据。以头台油田茂503区块天然岩心为研究对象,采用压汞仪、X射线能谱仪、扫描电镜和驱替设备,在测定目标储层孔隙结构特征、矿物组成、润湿性和储层敏感性后,结合室内渗吸实验及矿场试验效果,提出了渗吸采油提高原油采收率的增产建议。头台油田茂503区块储层物性研究实验结果表明,储层岩石主要组成黏土矿物为伊利石、蒙脱石和高岭石,主要组成元素为氧(O)、硅(Si)、铝(Al),此外含有少量铁(Fe)、镁(Mg)、钠(Na)、钡(Ba)、碳(C)等元素。目标储层孔隙度范围为10%~17%,渗透率范围为(0.4~8.2)×10^(-3)μm^2,属于中等孔隙度、特低渗透砂岩储层,岩石孔喉尺寸相对较小,分选性和连通性较差;岩石表现出弱亲水性,毛管力在采油过程中可作为动力加以利用;储层岩石表现出较强流速敏感性、水敏感性和碱敏感性。室内实验及矿场试验均表明,类似物性区块适合开展渗吸采油,适当加入表面活性剂有利于提高渗吸采收率,改善开发效果。

头台油田开发后油层破裂压力的确定

头台油田开发初期,确定油层破裂压力计算公式为Pf=0.01783H,由此计算出的油层中部破裂压力22.28MPa。但随着油田的开发,初期确定的破裂压力计算方法已经不适合头台油田生产实际。为此,通过对头台油田99井次破裂压力值进行统计,结合头台油田地层参数,分为3个区块分别计算不同地层的破裂压力。提出了适应于每个区块的地层破裂压力计算公式,并将计算值与压裂实测值进行对比,确定计算结果与实测结果接近,可以利用该组公式计算头台油田开发后不同区块的破裂压力值。

大庆头台低渗透油藏液流转向剂筛选及其增油效果评价

大庆头台油田源13西块PI组油层为低渗油藏,目前已经处于高含水开发期。为进一步通过深部液流转向措施扩大中低渗透层波及体积,以目标油藏储层和流体为模拟对象,以阻力系数、残余阻力系数和采收率为评价指标,开展了深部液流转向剂筛选及其增油效果评价实验研究。结果表明:与目标油藏储层相适应的聚合物相对分子质量不大于800×10~4,聚合物质量浓度不大于900 mg/L,交联剂中聚合物与Cr^(3+)聚合物凝胶的质量浓度比为(180~270)∶1;在相对分子质量和质量浓度相同条件下,与聚合物溶液相比,Cr^(3+)聚合物凝胶不仅阻力系数和残余阻力系数较大,而且残余阻力系数大于阻力系数,表现出优良的液流转向增油效果;随着聚合物凝胶段塞尺寸增加,调驱采收率增大但增幅逐渐减小,适宜段塞尺寸为0.1~0.15 PV。

松辽盆地头台地区扶杨油层砂岩次生孔隙特征及其控制因素

分析了近 5 0 0块铸体薄片 ,观察了 15 6个样品扫描电镜 ,发现松辽盆地头台地区扶杨油层砂岩储层的孔隙类型主要为次生孔隙 ,次生孔隙的识别标志非常明显 ;垂向上次生孔隙带上发育于 16 5 0m和 185 0m附近 ,平面上次生孔隙分布与断层发育程度、砂体自身特征和规模相关 ;有机酸和断层对次生孔隙的形成具有重要作用 ;孔隙流体中有机酸的存在 ,改善了流体化学性质 ,增强了流体对骨架颗粒的溶解能力 ;断层的发育改善了地下流体的通道 ,造成流体活动性增强 。

头台油田源X区块高分辨率开发地震采集的保真措施

高分辩率开发地震采集数据是构造解释和砂体预测的基础资料,其保真程度的高低直接影响到小构造和砂体预测的准确性。震源的激发、波的传播、检波器的接收和仪器记录各个环节对地震信息的保真度都有影响。对地震采集各个环节的分析、研究对提高地震信息的保真度都具有重要意义。

头台油田油水井结垢与腐蚀机理

通过对头台油田油水井的水样分析做出结垢趋势预测,通过对垢样分析确定沉积物的成分。研究了各作业区的结垢与腐蚀机理:一区和三区的注入水结垢趋势严重,但腐蚀较轻;一区油井采出结垢严重,腐蚀程度略轻;三区油井结垢与腐蚀均较严重;二区与四区注入水结垢与腐蚀趋势均较轻,油井采出水结垢与腐蚀均较重。结垢与腐蚀的原因是由于地层水矿化度和温度高所致。

提捞式抽油机在头台油田的应用情况分析

针对利用普通抽油机开采头台油田扶余油层时出现供液不足、不排液、单井产量低等现象,采用提捞式抽油机进行间歇提捞生产。根据该抽油机的工作情况,确定合理的生产参数并对其性能进行评价。现场应用表明,采用提捞式抽油机生产能充分发挥地层产能,节约了大量用电和检泵作业资金,取得了较好的经济效益。

头台油田肇261区块沉积微相研究

基于岩心观察、地震、测井、录井以及分析化验资料,开展研究区葡萄花油层沉积相特征研究,论述葡萄花油层的沉积相展布及微相类型和特征,建立相应的测井相识别标志。葡萄花油层属于浅水湖泊三角洲沉积,沉积主体以三角洲前缘相带为主,主要沉积微相类型有水下分流河道、席坝、主体砂等。