榆树林油田CCUS采油工程方案优化设计与实践

大庆榆树林油田扶杨油层属低孔、特低渗透储层,针对以往开发过程中存在注水困难、压裂有效期短、水驱开发难以有效动用的问题,开展CO_(2)驱油技术现场试验。从经济性、技术适应性、配套工艺成熟性等角度对采油工程方案进行综合评价,优选出单、双管分层注入工艺、高气液比举升工艺、注采两端个性化防腐工艺及物理化学组合解冻堵工艺等CCUS采油工程技术。结果表明:试验区投产初期及目前生产情况均达到了油藏预测指标;采出井平均泵效及检泵周期与外围油田平均水平相持平,注气井与采出井腐蚀速率小于行业指标;实现CO_(2)有效埋存108.9×10^(4) t,比水驱预测采出程度提高采收率4.39百分点,取得较好的驱油开发效果。研究成果为CCUS示范区的高效建设提供了技术支撑,开辟了大庆油田外围难采储量有效动用的新途径。

榆树林油田含油污水处理工艺技术改进研究

为了全面提高榆树林油田含油污水的处理效果,以达到“5.1.1”回注水水质控制指标要求,针对目前采用的“曝气→气浮→砂滤→超滤”深度污水处理工艺存在的问题开展研究。在对榆树林油田采出水水质进行分析的基础上,对现有的处理工艺进行了高精滤技术的改进,并进行了现有处理工艺和改进后处理工艺技术的对比。研究表明:采用高精滤技术的“曝气→气浮→高精滤”处理工艺,处理后的水质能够达到“5.1.1”回注水水质控制指标的要求,且解决了超滤膜对进水水质要求较高、膜组件容易出现污染所造成的处理膜通量衰减较快和出水水质不达标的问题,具有投资成本和运行成本低于现有处理工艺技术的优势。改进后的处理工艺管理点数量相对较少,便于生产管理和维护,能够满足生产的需要。

榆树林油田特低渗透储层微观孔隙结构特征

利用恒速压汞技术对榆树林油田二、三类储层孔隙特征进行了研究,结果表明,二类储层喉道半径较大,三类储层喉道半径细小。储层的喉道分布是决定储层物性的关键因素,喉道分布差异是决定榆树林油田二、三类储层开发难度和开发效果差异的主要因素,三类储层动用难度大主要是由于其喉道细小引起的。

榆树林油田低渗透储层微观孔隙结构特征及渗流特性

通过对榆树林油田压汞资料的分析,发现该油田的微观孔隙结构参数大部分与中高渗透油层的特征相似,其相对分选系数和结构系数随着渗透率的降低而增大,结构特征参数和孔喉平均半径随着渗透率的降低而减小。在毛管压力曲线上,其排驱压力高,孔喉细小。由于油层的低孔、低渗特性,油、水在孔隙介质中流动,呈现了非线性渗流特征,而且随着孔隙半径和渗透率降低,非线性渗流特征越来越明显。油水两相共同渗流时,束缚水饱和度、残余油饱和度以及共渗点饱和度均较高,而两相渗流范围较小,残余油下水相渗透率较低,最终驱油效率不高。

松辽盆地榆树林油田下白垩统泉头组扶余油层浅水三角洲沉积特征及其演化

松辽盆地榆树林油田下白垩统泉头组四段扶余油层沉积时期发育大型浅水三角洲沉积。本文基于12口探井岩心与2268口钻井资料,通过单井岩心相分析、测井相分析、连井相对比和平面沉积微相研究,认为研究区发育浅水三角洲平原、内前缘、外前缘和前三角洲亚相,以浅水三角洲平原亚相为主,平原分流河道和内前缘水下分流河道为主要沉积微相。在扶三段(FⅢ)早期,研究区主要为浅水三角洲内前缘亚相,物源只来自北部;其后,三角洲向南进积,全区变为平原亚相;FⅢ3小层沉积时期,南部物源进入,并与北部物源交汇,一直持续至扶一段(FⅠ)末期;在FⅠ3小层沉积末期,湖平面快速上升,南北两个三角洲退积,研究区中部依次出现浅水三角洲内前缘、外前缘和前三角洲。

榆树林油田扶杨油层储层非均质性分析

储层非均质性是沉积、成岩和构造因素共同作用的结果,研究储层非均质特征及控制因素对分析剩余油分布规律、调整开发方案、提高剩余储量等具有重要意义.运用储层沉积学原理,利用测井、钻井资料对研究区地层进行精细划分与对比,研究松辽盆地榆树林油田扶杨油层储层非均质性.结果表明:扶杨油层在层内、层间和平面上均表现为不同程度的非均质性,其中扶Ⅲ油层组非均质性最弱,杨Ⅰ油层组非均质性相对较强;扶杨油层的非均质程度主要受沉积相的控制.

榆树林油田注水井解堵清垢规模探讨

大庆榆树林油田注水系统和地层的结垢(类型以CaCO3为主)非常严重,已导致地层堵塞、注水井吸水能力下降,油田开发效果变羞.室内实验研究表明:结垢对岩心渗透率的伤害很大,当注水量达到800倍孔隙体积时,岩心渗透率下降80%～100%.根据模拟实验和定量分析,地层结垢集中在井筒周围4m以内.通过理论推导,解堵清垢能取得最大经济效益的最佳酸化半径应当在4m左右.进行了7口井的现场试验,成功率达到100%,取得了较好的增注效果.

大庆榆树林油田注水井清、防垢剂的研究与应用

根据大庆榆树林油田注水井地层、井筒及其配套系统结垢原因 ,研制了清垢剂 (地层解堵剂 )YQG和防垢剂YFG ;针对该油田储层特点开发了运用暂堵转向技术、能控制处理强度的注水井清垢解堵工艺 ,应用该工艺和清垢剂YQG在 8口注水井进行清垢解堵试验 ,获得了良好的增注效果 ;在 13口注水井进行连续注入防垢剂YFG的长期 (1年 )防垢试验中 。

松辽盆地榆树林油田葡萄花油层主控因素分析

对榆树林油田的地质、钻井和地球化学资料分析表明,榆树林油田青1段烃源岩有机质丰度高、生烃潜力大。油源对比表明,葡萄花油层中的油来源于青1段烃源岩。储层以浅水三角洲沉积环境下的分流河道砂为主,属于中孔-中渗储层。研究区油藏类型以岩性油藏为主,油水分布平面上呈现由西南部向东北部油层逐渐减少、水层逐渐增多的趋势,剖面上呈现西南部广泛发育油层、中部上油下水、东北部水层居多的特征。研究发现,由西南部向东北部随着烃源岩演化程度的降低,油层发育逐渐减少,有效储集体的分布与油层的发育在平面上对应关系明显,生、排烃时期断层活动性强的区域更有利于葡萄花油层成藏。烃源岩成熟度、有效储集体、断层活动性控制了榆树林油田葡萄花油层的成藏。

大庆榆树林油田天然气驱油研究

随着勘探开发的不断深入和发展,我国低渗油藏所占的比例正不断加重,如何高效开发这类油气藏是石油工作者面临的一项重要任务。注天然气开发油藏已成为提高原油采收率的重要技术手段,对于高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和低渗透油藏,注天然气开采具有显著的效果。注天然气可更好地保持地层压力,解决注不进水造成的困扰。大庆榆树林油田属于低渗透的大型油田,注水开发效果差,为了大幅度提高此类油田的采收率,进行了一系列天然气驱油实验,包括细管实验和长岩心注入工艺实验,分析了影响采收率的因素和机理,并且采用数值模拟技术手段进行了模拟研究,结果表明大庆榆树林油田天然气驱只能非混相驱,天然气驱非混相驱可以大幅度提高油田采收率,天然气驱关键的因素是注入段塞的大小和注入的压力等方式的选择。

榆树林油田同步注水开发效果

榆树林油田是特低渗透、低产能的油田。油井压裂投产后初期产量较高 ,但油层压力和产量下降速度快 ,并且压力、产量降低之后恢复起来十分困难。为提高油田开发效果 ,使油井产量稳定在较高水平上 ,在室内实验研究的基础上 ,1 993年在树 34井区开展了同步注水开发试验 ,并在其它区块逐步推广 ,取得了明显效果。

榆树林油田模糊综合评判经济调剖选井方法

针对目前常用调剖选井方法中未考虑经济因素的问题,运用数值模拟方法将改进的RS决策法和经济指标界限相结合,并通过模糊综合评判法得到了综合考虑经济因素、储层参数及油水井数据的新调剖选井方法。研究结果表明,该方法可筛选出需要进行调剖措施且措施后能获得经济效益的井,相较目前中国常用的选井方法更加科学、可靠。将该方法应用于榆树林油田树103区块的调剖选井中,筛选出的调剖井经调剖措施后,其周围连通油井的日产油量平均提升41. 66%,含水率平均降低15. 8个百分点。研究成果对油田的调剖选井工作具有重要的参考意义。

榆树林油田吸水异常机理研究

榆树林油田注水开发吸水异常现象日益突出 ,主力油层吸水少 ,溥差油层吸水多。针对榆树林油田吸水异常现象做定性分析后认为主力油层和非主力油层在裂缝发育程度和含油饱和度方面存在的差异是造成注采不匹配现象的主要原因。在此基础上 ,选择地质剖面模型做数值模拟 ,进行定量研究 ,揭示低渗透油田注水开发吸水异常机理。从定性分析和定量研究可以看出 ,裂缝发育程度差异是主力油层不吸水的主要原因。同时 ,含油饱和度、未饱和层等因素对吸水异常也产生了一定的影榆树林油田注水开发吸水异常现象日益突出 ,主力油层吸水少 ,溥差油层吸水多。针对榆树林油田吸水异常现象做定性分析后认为主力油层和非主力油层在裂缝发育程度和含油饱和度方面存在的差异是造成注采不匹配现象的主要原因。在此基础上 ,选择地质剖面模型做数值模拟 ,进行定量研究 ,揭示低渗透油田注水开发吸水异常机理。从定性分析和定量研究可以看出 ,裂缝发育程度差异是主力油层不吸水的主要原因。同时 ,含油饱和度、未饱和层等因素对吸水异常也产生了一定的影响 ,但远小于裂缝 (或高渗透条带 )

榆树林油田扶杨油层成岩作用特征

榆树林油田扶杨油层胶结作用以碳酸盐胶结作用为主,溶蚀作用以长石和中基性火山岩岩屑的溶蚀作用为主,交代作用以钠长石化为主要特征,镜质体反射率为0.68%～1.8%,随深度变化的梯度为1.25%/km;在充分考虑三肇凹陷扶杨油层成岩作用研究成果基础上,将研究区成岩作用阶段划分为早成岩作用阶段和晚成岩作用阶段,把早成岩作用分为早、晚2期,把晚成岩作用阶段划分为早、中、晚3期.最后对研究区扶杨油层成岩共生系列进行了分析.

测井参数定量化技术在榆树林油田葡萄花储层物性解释中的应用

通过测井数据标准化,岩心资料的选取与处理,计算出流体流动单元指标FZI。将研究区内的储层划分成3类流动单元,并建立了孔隙度、渗透率等测井解释模型。采用分流动单元进行储层渗透率解释方法,渗透率的解释精度明显得到了提高。通过建立反映测井信息与流动单元内在联系的样本集,实现了储层参数由取心井到非取心井的最佳定量求取,根据不同的流动单元,应用不同的解释模型,较精确地计算出渗透率值。从该技术在研究区内77口井的应用效果看,能够正确揭示储层参数的平面变化规律,指导剩余油研究及开发调整方案编制。

榆树林油田套管损坏的原因

榆树林油田为特低渗透油田 ,油田开发的主要特征为高压注水开发 ,套管损坏较多 .分析了榆树林油田套损状况 ,套损原因主要为 :高压注水导致区块压力不平衡 ,没有建立有效的驱替压力系统 ;高压注水加速泥岩吸水速度 ,改变了套管周围外载荷的分布 ,导致外载超过套管抗挤强度 ;套管设计依据不足 。

榆树林油田树322井区压裂改造潜力研究

针对大庆榆树林油田树322井区油藏地质和现有开发井网与裂缝方位,利用ECLIPSE油藏模拟软件,进行了多参数下的压裂增产增注的油藏模拟,进而优化了该区进行压裂改造的裂缝参数。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05、0.1、0.2和0.3mD时,一类油井的裂缝长度分别为120、90、45和30m;二类油井的裂缝长度分别为120、90、75和75m;三类油井的裂缝长度分别为120、120、90和90m;水井压裂在上述对应有效渗透率下的裂缝长度分别为60、45、45和30m;裂缝导流能力为20～30μm2.cm。油水井优化裂缝参数条件下的产量预测表明在该区进行整体压裂改造具有巨大潜力,为后期该区开发方案的调整提供了技术支撑;也为该区进行的压裂施工方案设计提供了优化的裂缝参数目标。

榆树林油田硫化氢产生原因与防护措施实验研究

针对榆树林油田采油井和地面集输管线产生H2S的问题,首先,对榆树林油田检测数据进行分析,理论研究H2S产生的可能原因,然后采用室内实验研究的方法,分别进行了热化学还原实验和硫酸盐还原菌培养实验。研究结果表明:气驱井产生的H2S来源于注入的CO2气源和地层中的硫酸盐热化学还原作用;水驱井产生的H2S来源于地层中的硫酸盐热化学还原作用和油管中硫酸盐还原菌的异化还原作用;集输管线中的H2S来源于附着在管壁和罐壁的硫酸盐还原菌,其最高的生长温度为70℃,且CO2环境不会影响其生长。针对不同的H2S产生原因制定了不同的防护措施,研究成果为榆树林油田H2S风险防控和安全生产提供了理论指导。

榆树林油田东18井区水井裂缝参数的优化

针对大庆榆树林油田水井压裂方案存在的问题，根据东18井区油藏地质和现有开发井网与裂缝方位，采用eclipse油藏模拟软件和“等效导流能力”方法，进行了多参数下压裂增产增注的油藏模拟计算与分析。结果显示，在储层有效渗透率分别为0．1×10-3，0．3×10-3，0．5×10-3和0．8×10-3μm2时，水井裂缝长度分别为50．0，37．5，30．0和20．0m，一类油井分别为80，70，60和50m，二类油井分别为120，100，90和80m，三类油井分别为100，90，80和70m；油、水井裂缝导流能力在20～30μm2·cm。低渗油藏水井裂缝长度应严格控制，以免水窜，要求的导流能力相对较低。模拟井组优化的水井裂缝参数可为榆树林油田水井压裂施工方案提供参考。

松辽盆地榆树林油田葡萄花油层储层特征

文章在系统收集和整理榆树林油田葡萄花油层资料的基础上,利用薄片观察和统计、扫描电镜观察分析、岩石物性(孔、渗)测定及压汞资料分析等方法,重点对葡萄花油层储层内岩石矿物成分、成岩作用类型、孔隙类型及孔隙结构特征进行了详细研究,为指导油气开发提供科学依据。研究表明:榆树林油田葡萄花油层为中孔、中渗储层,岩石以长石砂岩为主,具有结构成熟度中等,成分成熟度较低的特点;储集空间以残余粒间孔为主,亦见有次生溶蚀孔及晶间微孔;根据孔隙结构特征,将葡萄花油层储层分成4类。