宝浪低渗油层注水压力变化规律及特征

针对低渗透油藏特殊的渗流规律,在宝浪油田油层温度(90℃)和压力(23 MPa)下,通过岩心驱替实验研究低渗透储层(≤23×10-3μm2)的启动压力梯度及注水压力变化规律。结果表明,启动压力与启动压力梯度均随岩心渗透率的升高而降低,可分为急剧下降区、下降区和基本平衡区。在0.176×10-3～0.23×10-3μm2内,随渗透率的增加,启动压力梯度由10.77 MPa/m迅速降至5.64 MPa/m。启动压力梯度过高,注水困难。随岩心渗透率的增大,注水压力梯度与油层突破压力梯度降低,可分为平缓下降区、急剧下降区、基本平衡区,而突破压力点对应的含水率逐渐增大至100%。注水开发时,岩心含水率很快达到90%,而注水压力梯度随注入量的增加而增大,这与一般储层注水时注水压力梯度在高含水阶段稳定或下降不同。降压增注是高效开发宝浪油田的重要方法。

宝浪油田注水结垢趋势预测及试验验证

针对宝浪油田水化学特点 ,应用 Skillman和 Odd-Tomson方法分别预测硫酸钙垢、碳酸钙垢的结垢趋势 ,通过静态结垢试验证实了理论预测结果。研究结果表明 ,宝浪油田注水结垢只可能产生碳酸盐垢而不会产生硫酸钙垢 ;结垢成因是由于系统内的热力学不稳定性引起的 ,即注入水温度、p H值升高或地层内CO2 分压降低都会导致结垢。

宝浪油田改性淀粉调剖体系配方筛选

宝浪油田储层高温高盐且含煤（隔夹）层，注入水易沿煤层窜进。为了有效封堵储层煤层，筛选了自行合成的丙烯酰胺接枝改性淀粉为主剂的凝胶配方：改性淀粉3000mg／L、乌洛托品750mg／L、间苯二酚400mg／L、草酸800mg／L；改性淀粉与鸟洛托品之比4：1时体系比较稳定。初配的体系剪切至黏度下降50％，成胶后黏度仍大于20Pa·s；该体系热老化稳定性较好，在80℃下放置90天后在80℃下测定的凝胶黏度高于20Pa·s；在60℃下放置90天后在60℃下测定的凝胶黏度高于25Pa·s。该体系对不同渗透率（0．06-0．41μm^2）岩心的封堵率在98％以上。图6表2参7。

宝浪油田低渗透油藏水驱渗流特征实验研究

方法根据宝浪油田地质特征，选取有代表性的样品实验研究了宝浪油田低孔、低渗油藏水驱油渗流特征。目的验证宝浪油田水驱油的渗流特征，据此提出其油田注水开发过程中应注意的问题。结果宝浪油田低孔、低渗油藏渗流特征具有低速非达西渗流的启动压力梯度和临界压力梯度较高、束缚水饱和度较高、残余油饱和度较低、残余油状态的相对渗透率较高、两相流动区间较宽的特点；相渗曲线类型多，其中水相相渗曲线形态以直线为主；水驱压力梯度、注入水水质、孔隙结构对油水渗流及水驱油效率有重要影响。结论宝浪油田无水期驱油效率和最终驱油效率高。为了获得较理想的水驱油效果，必须对油层进行改造；在注水开发时要严把注水水质关。

焉耆盆地宝浪油田宝中区块波阻抗反演储层预测

笔者采用波阻抗反演技术 ,对新疆焉耆盆地宝浪油田宝中区块 8个小层的砂体厚度进行了横向预测。该方法的关键在于对测井资料的应用 ,也就是测井资料的约束条件 ,使得反演结果具有较高分辨率和可靠性。通过预测 ,认清了该区块砂体从上至下的分布规律 ,克服了“一孔之见”的缺陷 ,增强了预见性 ,减少了风险性 。

油基压裂液胶凝剂FAX-6的合成及性能

根据宝浪油田原油的组成和性质 ,拟定了原油基压裂液胶凝剂的合成方法及工艺。以五氧化二磷、短碳链烷基磷酸酯、高碳醇、中碳醇等为原料 ,采用两步法合成了胶凝剂产品FAX 6。室内评价结果表明 ,采用该剂配制的原油基压裂液具有较好的综合性能 。

宝浪油田区域土壤腐蚀性分析

通过土壤理化性质的测定与分析、土壤埋片试验分析以及腐蚀电化学分析等方法,对宝浪油田区域四种类型的土壤进行了腐蚀性分析,得出该区域土壤的综合腐蚀性以及强弱分布规律,对宝浪油田埋地管道防腐蚀措施的选择具有重要的指导意义。

宝浪油田含油污水腐蚀行为的研究

采用XRD分析、X射线衍射、电子探针和电化学试验方法,研究了宝浪油田含油污水处理系统主要设备腐蚀产物、腐蚀形貌和腐蚀原因,并对腐蚀影响因素进行了试验研究。结果表明,污水处理系统中设备主要存在CO2腐蚀、O2腐蚀和SRB腐蚀,通过试验发现,改变含油污水的pH值、温度和SRB含量等对污水的腐蚀性有不同程度的影响。找出了宝浪油田污水腐蚀的主要原因及影响因素,为油田污水处理系统防腐蚀提供了参考依据。

宝中油田增注用复配表面活性剂筛选

宝中油田低孔低渗高温(99-106℃),产出水矿化度40.4 g/L,注入水矿化度0.806 g/L,注水时出现严重水敏性,酸化时出现酸敏性。初选的16种增注商品表面活性剂中,只有S-36(石油磺酸盐)和S-912(两性表面活性剂)的地层水溶液与原油间93℃界面张力较低,为10-2mN/m数量级,二者以质量比1∶2复配,在产出水溶液中质量浓度为0.3-3.0 g/kg时,界面张力维持10-3mN/m超低值,在任意比例的产出、注入混合水溶液中浓度为1.0g/kg时,维持10-3-10-4mN/m超低值。该复配剂可使浓度≥0.5 g/kg的溶液在亲油储层岩石薄片上的接触角减小至-40℃及以下。在渗透率0.01×10-3-5.80×10-3μm2的12支油层岩心中注入0.3-0.6 PV浓度0.5-2.0 g/kg的该复配表面活性剂溶液,在93℃放置不同时间(0-48 h),后续注水压力均降低,降幅8.57%-55.68%(高温放置240 h的一支岩心除外),8支岩心水相渗透率增大,4支减小。渗透率相近的3支岩心以不同流量注入0.3 PV 1.0 g/kg的溶液并在93℃下放置17 h,后续注水压力降低率随溶液注入流量的增大而显著减小,表现出相当大的速敏性。图4表4参3。

宝浪油田中高含水阶段油井结垢机理及治理对策研究

在对宝浪油田油井通过对结垢机理及化学防垢、物理工艺防垢对策试验研究的基础上,进行了化学及物理防垢现场实施,取得了较好的应用效果,有效的延长了结垢油井的免修期,改善了油田的开发效果。