胜利油田高温高盐油藏化学驱提高采收率技术进展

胜利油田化学驱资源丰富,但由于储层非均质性强、油藏温度高、地层水矿化度高、钙镁离子含量高和原油黏度高等问题,化学驱技术实施难度较大。历经多年攻关,创建了高温高盐油藏化学驱理论,形成了聚合物驱、无碱二元复合驱、非均相复合驱和降黏复合驱等化学驱技术系列,解决了地层温度为85℃、地层水矿化度为30000 mg/L、钙镁离子质量浓度为1500 mg/L、地层原油黏度为1000 mPa·s以内油藏大幅度提高采收率的难题。基础理论方面,阐明了“变形通过、液流转向、均衡驱替、调洗协同”的非均相复合驱提高采收率机理,取得了高黏油藏化学驱“黏弹性并重”与“大幅度降低黏附功”的重要认识。技术应用方面:针对海上油田大幅度提高采收率技术难题,研制了高效二元复合驱油体系,设计了全密闭配注工艺,形成了海上油田二元复合驱技术;针对聚合物驱后油藏与高温高盐油藏条件,发明了黏弹性颗粒驱油剂,研发了非均相复合驱油体系,创建并发展了非均相复合驱技术;针对高黏油藏,研发了高黏弹聚合物和高效表面活性剂,研制了降黏复合驱油体系,形成了高黏油藏无碱二元复合驱技术。截至2023年10月,胜利油田高温高盐油藏化学驱技术已动用石油地质储量达6.3×10^(8)t,累积产油量为7701×10^(4)t,累积增油量为3604×10^(4)t,为胜利油田持续稳产、高质量发展提供了强力支撑。

番禺油田群稠油油藏储集层构型特征及剩余油挖潜

针对番禺油田群稠油油藏采出程度低、隔夹层发育、剩余油预测难等问题,亟需提高储集层构型解剖和预测精度。利用地质、地震和测井资料,采用自然伽马回返率和大数据统计技术,识别储集层3级、4级和5级构型界面,研究各级次夹层的分布模式,定量表征储集层构型单元砂体内部结构以及夹层的展布形态,分析剩余油赋存模式及其主控因素,厘清构型界面对剩余油的控制作用。研究结果表明:储集层中发育的3级斜交型前积夹层能延缓流体垂向渗流,4级叠置型水平夹层能阻止流体垂向窜流;剩余油运移能量和方向主要受3级夹层、4级夹层及韵律差异控制。利用低产低效井侧钻10口调整井,初期总产量为680.00 m~3/d,侧钻后日产油量为侧钻前的5倍。

高温固化涂层在塔河油田井下油管防腐中的应用

塔河油田井下油管在上提修井作业过程中观察到有明显的点蚀现象。为了防止点蚀发生,需开展油管防腐涂层室内及现场评价试验。本研究对筛选出的HY1、HY2、HY3改性环氧酚醛类及SY1三层复合4种涂层进行模拟井下油管工况条件的室内高压釜实验,并对实验后4类涂层的附着力、力学性能及防腐性能进行评价,实验结果表明4类涂层的各项性能指标满足相关标准要求。将4类涂料应用于油田井下油管,试验周期为1 a,通过对试验后的涂层进行观察、测试及综合评价,4种涂层力学性能略有下降,HY1、HY2改性环氧酚醛类及SY1三层复合涂层发生鼓泡失效,只有HY3改性环氧酚醛类涂层未出现鼓泡、脱落现象,且涂层附着力性能良好,未发生油管点蚀,表现出很好的防腐效果。

刚果深水稠油井井筒电缆加热降黏工艺

针对中海油刚果（布）M深水稠油油藏油井产液因黏度远远高于倾点黏度而造成流动困难的问题,研究了螺杆泵空心杆电缆加热降黏工艺,建立了相应的井筒温度分布模型,可精确模拟井筒产液温度分布.分析了保温管、电缆加热功率及加热深度对井筒中地层产出液体温度分布的影响.结果表明：单独使用保温油管或加热电缆降黏效果有限,而将两者配合使用的复合降黏工艺降黏效果显著;提高复合加热降黏工艺的电缆加热功率或保温管级别,均可明显增强加热降黏效果;复合加热降黏工艺存在最佳加热深度,在此深度加热能够实现全井筒降黏效果最大化,降低能耗,节约成本.该区块是中国首次开发的深水稠油油田,电缆加热降黏工艺提供了有效技术手段.

不同化学驱油体系微观驱油机理评价方法

为了分析胜利油田应用的3种化学驱油体系的微观驱油机理,并对其非均质油藏的适用性进行评价,利用微观刻蚀模型润湿性7级控制方法和波驱贡献比分析方法,结合现场情况,借助微观模拟驱油试验,开展了不同润湿性条件、非均质性条件和不同驱替阶段的化学驱油机理研究,建立了利用波驱贡献比评价化学驱油体系微观驱油机理的方法。试验表明:聚合物和二元复合体系在非均质级差1∶9模型试验中水驱后采收率提高不足10%,平均波驱贡献比小于1.5,扩大波及的能力弱,主要驱油机理无法发挥;在各组非均质渗透率级差模型试验中,新型非均相复合体系的平均波驱贡献比大于3,说明其在非均质条件下扩大波及的能力强,主要是凝胶颗粒间歇式封堵和转向式扩大波及共同作用的结果。微观运移特征和驱替方式研究及现场试验表明,聚合物驱后的非均质油藏实施非均相复合驱,可以大幅度提高驱油效率和波及系数。

锦州25-1南油田井壁稳定技术研究与应用

为解决锦州25-1南油田ф311.15 mm井段因井壁失稳而引起的起下钻阻卡、倒划眼困难等问题,提出并采用了"适度抑制+活度平衡"的技术思路:应用KCl和CPI两种抑制剂达到适度抑制的效果,再利用活度平衡理论引入NaCl降低钻井液活度,提高膜效应,阻止滤液进入地层,降低泥岩的活性,合理控制钻井液体系的抑制性能,达到稳定井壁的效果。该项井壁稳定技术的成功应用,既解决了锦州25-1南油田馆陶组、东营组上段因K+过多造成井壁硬化而引起的阻卡问题,又解决了东营组下段、沙河街组因钻井液抑制性不够而导致的井壁坍塌问题,对渤海其他油田保障钻井安全、优快钻井、降低钻井工期具有重要指导意义。

中原液化气营销组合方案

本文对中原油田炼化总厂目前的液化气销售状况进行了分析,从产品策略、价格策略、渠道策略和促销策略4个方面切入,提出了一套针对中原液化气的营销组合方案。

裂缝性低渗透油藏合理注水开发对策研究

鄂尔多斯盆地西峰油田白马中区延长组长8油藏是典型的裂缝性低渗透油藏,极高的储层非均质性和复杂的油水运动规律给注水开发方案制定带来较大困难。本次研究以生产动态分析和数值模拟为主要手段,针对注水开发中出现的矛盾与问题提出相应的解决方案和技术政策,为油田的有效开发提供科学依据。研究表明该油田在注水开发中存在三大矛盾,即注采井网与裂缝系统之间的矛盾,地层压力与单井产能之间的矛盾以及含水上升与注水参数之间的矛盾。研究结果认为深部调剖、高含水井转注、周期注水、优化注采参数、局部井网加密等开发政策的调整可以有效缓解上述矛盾。

大庆喇嘛甸油田聚驱后压堵驱剩余潜力挖潜可行性

喇嘛甸油田聚驱后后续水驱区块剩余油分布零散、无效循环严重、有效挖潜手段少。为解决喇嘛甸油田聚驱后后续水驱区块剩余潜力挖潜方法单一、效果不明显的问题,在搞清剩余油分布状况、压堵驱原理的基础上,进一步明确了压堵驱选井原则。通过室内实验,确定了压驱方式的驱替液类型、压堵方式的堵剂。现场试验结果表明:压驱方式增液、增油幅度均好于普通压裂,其中一类油层后续水驱井增液幅度是普通压裂的2.8倍,增油幅度是普通压裂的2.0倍,二类油层后续水驱井增液幅度是普通压裂的2.5倍,增油幅度是普通压裂的2.4倍;压堵方式能够起到封堵作用,但并不能达到降水、增油的效果。研究成果明确了压堵驱方式挖潜聚驱后高含水采油井厚油层剩余潜力的可行性,可为后期压堵驱选井选层提供依据。

砂岩油藏水平井见水后增产措施确定方法

针对水平井见水后增产措施难以确定的问题,基于考虑重力作用的剖面压力均等模型和砂岩油藏储层渗透率对数正态分布特点,建立了一种砂岩油藏水平井见水诊断曲线。研究表明,该曲线反应了砂岩油藏水平井最为普遍的见水规律,能有效指导水平井见水后增产措施的选择。将研究成果应用于渤海J油田A41H井及A9H井,A41H井2014年1月实施堵水作业后,含水率下降到80%以下,日产油量约增加50m^3/d;A9H井2014年7月采取提液措施后,日产液量增加150 m^3/d,日产油量增加30 m^3/d。研究成果对砂岩油藏水平井见水后增产措施的确定有一定的指导意义。

基于自动机器学习的采油井压裂效果预测方法

目前大庆油田采油井压裂效果预测时多是凭借经验或者多元线性回归等简单模型,存在着预测结果稳定性差且预测精度不高的问题。以大庆油田N23区块为例,借助数理统计方法对采油井压裂效果与各项影响因素开展了相关性分析,并采用随机森林算法研究了各影响因素对N23区块采油井压裂效果的影响程度;阐述了自动机器学习中元学习、贝叶斯优化和模型集成这三项关键技术的原理以及实现方法,并利用自动机器学习建立了基于数据驱动的采油井压裂效果预测模型;同时,将自动机器学习预测模型与随机森林、支持向量机和神经网络这3种常见机器学习算法的预测性能进行了对比,并利用该自动机器学习预测模型对N23区块的水力压裂进行设计与优化。结果表明,压裂前的生产参数对预测采油井压裂效果有着重要的影响;自动机器学习预测模型比其他算法的精度更高,模型在测试集上的决定系数为0.695,预测结果相对误差的平均值为18.96%,比目前水平降低了57.53%;44经过模型优化的压裂方案较原方案增加经济效益约3.2×10^(4)~27.4×10^(4)元/井次。

安棚油田部分井低砂比砂堵原因及对策

安棚油田压裂施工低砂比砂堵的原因是天然裂缝发育,滤失严重;裂缝起裂位置与最大主应力方向不一致,近井段摩阻大;岩石弹性模量高,人工裂缝窄。提出消除低砂比砂堵的措施是前置液中加入降滤失剂、延长低砂比注入段和降低管内摩阻,并通过施工实例证实了这些措施的良好效果。