大庆油田海外多类型油藏高效开发配套技术

针对大庆油田海外多种类型油藏开发面临的挑战和技术需求,梳理近5 a大庆油田海外油藏开发形成的技术成果,系统总结已形成的适合海外多种类型油藏的特色高效开发技术。大庆油田经过近5 a来的海外油藏开发实践,将成熟油藏开发技术与海外油藏特征相结合,依靠已有优势技术创新驱动,形成了3项海外特色开发技术:一是以油藏精细描述和“优、分、调”立体开发调整为核心的复杂断块砂岩油藏有效开发技术;二是以化学剂研制及性能评价和化学驱试验方案优化为核心的高温高盐砂岩油藏化学驱提高采收率配套技术;三是以碳酸盐岩油藏测井精细评价、高渗透层识别和注水开发为核心的孔隙型碳酸盐岩油藏开发配套技术。海外油藏开发实践证明,大庆油田针对海外多类型油藏的高效开发配套技术,有力支撑了中国石油权益区块的高效开发,提升了大庆油田的国际知名度和影响力。

高温高盐油藏S/P二元复合驱室内实验研究

针对高温(98℃)、高盐(矿化度122.4 g/L)、不宜使用含碱驱油剂的中原胡12块砂岩油藏,实验考察了S/P二元复合驱替液的配方和性能.实验温度98℃,实验溶液用矿化度122.4 g/L、Ca2++Mg2+ 1.0 g/L的油田污水配制,实验原油地下密度0.8236 g/cm3,地下粘度9.11 mPa·s.从11种商品表面活性剂中筛选出的石油磺酸盐MJ2和DQ,0.4%溶液的界面张力平衡值达10-3 mN/m超低值.=1.7×107、2.4×107的商品HPAM Y1、Y2与MJ2、DQ(0.3%)的二元体系粘度(7.34 s-1,下同)很低,＜4 mPa·s,疏水基摩尔分数为0.20%、0.25%的商品疏水缔合聚合物AP-P4、AP-P5的二元体系粘度高,当聚合物浓度为1.5 g/L时MJ2/AP-P5体系的粘度＞50 mPa·s.1.5 g/L AP-P5/MJ2和DQ体系在表面活性剂质量分数为0.1%～0.3%时出现宽的高粘度峰.AP-P5/MJ2和DQ体系在11000 r/min剪切0.5分钟后静置时,60分钟粘度恢复率为80%,10小时为85%.在天然岩心中注入0.25 PV 0.05%～0.50% MJ2/1.5 g/L AP-P5体系,采收率随MJ2质量分数增大而提高,MJ2为0.25%时采收率比水驱提高20%.图5表2参1.

高温可动凝胶调驱技术研究

由于常用的可动凝胶调驱体系适应温度范围（70℃以下）较窄，不能适应华北油田冀中高温（80—125℃）主力砂岩油藏调驱的要求，为此开展了高温可动凝胶调驱技术研究。采用超高分子量抗温耐盐的聚合物为主剂，筛选了高温复合延缓交联剂、高效稳定剂；通过正交试验法优化出了使用配方。在此基础上．进行成胶时间、热稳定性考察和封堵、驱油物模试验。试验结果表明。该调驱剂具有耐115℃高温、成胶时间可调（24—72h）、热稳定好、115℃恒温考察240d不破胶、既有调剖作用（封堵率60％-98．2％）又有驱油作用（提高采收率12％-23．4％）、能使用油田回注污水配液的特点。经过7井次现场应用，取得了较好的增油效果，累计增油7000t以上。

深井高温解堵技术研究及现场应用

中原文东油田砂岩油藏渗透率低(6.03×10-3～131×10-3μm2),地层水矿化度高(2.75×105～3.47×105mg/L),温度高(130～149℃),井深(3100～3800m)。为了解除油水井的堵塞,开发了缓速酸液YH 01并在现场试用成功。YH 01酸液的主剂由5%～15%一元和二元弱有机酸、3%～5%氢氟酸、增稠剂、表面活性剂等组成,在120℃和150℃时与油藏岩心的反应可持续3h。研制了由咪唑啉季铵盐、含氮杂环季铵盐和炔醇组成的特种缓蚀剂,可使酸液主剂的腐蚀速率降至要求值,120℃时加量2%,腐蚀速率18.76g/m2·h,150℃时加量2.5%,腐蚀速率37.41g/m2·h。缓速酸液YH 01由主剂、缓蚀剂、互溶剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂等组成,配方经优化,可有效解除钙质、硅质、铁质、蜡质、沥青质及细菌腐蚀产物等堵塞物造成的堵塞。在岩心流动实验中,注入10PVYH 01并在150℃保持不同时间,水相渗透率逐渐增大,保持180min时渗透率增加至原值的3倍。对14口油井和12口注水井试用YH 01进行酸化解堵,在施工和生产上都获得成功。以一口井为例介绍了施工情况和效果。表4参1。