南堡陆地高含水油藏弱冻胶深部调驱实验研究

针对冀东油田高浅北地区油层的储层特性、非均质特征以及流体性质,评价了酚醛树脂弱冻胶体系的成冻性能。通过调节聚合物和交联剂的加量,形成了一系列成冻时间可调、强度可控的配方,并考察了不同配方冻胶的黏弹性特征,分析了弱冻胶在多孔介质中的运移-滞留规律,评价了不同条件下弱冻胶体系的驱油效果。结果表明,酚醛树脂弱冻胶体系的黏弹性较好,并受聚合物及交联剂浓度的影响较大;弱冻胶调驱体系能够实现在地层中运移—封堵—再运移—再封堵的有限度的驱油过程,起到深部调驱的作用;当弱冻胶注入量为油藏高渗孔隙体积的0.3倍时,单位堵剂的采收率增值达到最大值80%;当水驱含水率达到35%～80%时,调驱后的最终采收率为32.8%～35.9%,效果最好。

强抑制聚胺钻井液体系室内研究

根据冀东油田地层特点并从保护环境保护储层出发，研制了一套适合冀东油田的聚胺钻井液。该体系抑制性强，无黏土相，润滑和防泥包性能较强，储层保护效果良好，处理剂能生物降解。所用处理剂有阳离子包被剂HPM、降滤失剂HDF、弱凝胶增黏剂HVIS、聚胺抑制剂HPA、无荧光润滑剂HLB，均由汉科新技术研究所研制、生产。采用淡水实验配方，通过流变性和滤失量测定，对前3种处理剂的加量进行了筛选，确定了用海水（或淡水）配制的聚胺钻井液基本配方。评价了基本配方淡水钻井液的抗盐抗钻屑污染性能、抗温性能（80～140℃热滚）、抑制性能（岩屑回收率、页岩膨胀性、岩屑粒度分布）、润滑性能及储层保护性能，在后3项性能评价中与MI公司的Ultradril钻井液进行了对比，二者性能相当。该聚胺钻井液能满足冀东油田钻井的需要。表10参6。

地层内聚合丙烯酰胺凝胶堵水技术的改进

介绍了用亚硫酸盐作前置预处理液的丙烯酰胺甲叉双丙烯酰胺地层内聚合形成凝胶的新堵水方法以及该方法在封堵油井管外窜槽、松散地层出砂形成的鼠洞及出水层等方面的现场应用实例。使用该方法可减少堵剂用量，大大提高封堵成功率，封窜成功率为１００％。

冀东油田钻井岩芯的磁学研究

论述了利用古地磁、磁组构综合研究进行钻井岩芯定向和确定沉积组构（沉积层面在现代地理坐标系下的）方向的方法．通过对冀东油田100块钻井岩芯实测结果的系统分析，指出该方法在岩芯磁组构方向确定和沉积剩磁成分能够分离出来的情况下，可用于地层产状未知和井孔近似直立情况下的钻井岩芯定向，并能给出沉积组构方向．对岩芯样品中的磁性矿物成分、成因进行了研究，分析了岩芯磁性特征与烃类富集的关系，指出磁参数分布特征，能为油气勘探开发、指示油气富集部位提供参考．

冀东油田稠油井酸化解堵技术研究与应用

在认真研究储层特征及伤害机理的基础上，根据室内试验结果，采用注有机溶剂前冲洗地层，然后进行土酸酸化解堵的工艺方法，成功地解决了冀东油田稠油井酸化的难题，现场应用58井次，有效42井次，有效率72．4％，截至1996年12月累计增产原油121532t，获得了好的经济效益。

TP系列聚丙烯酰胺凝胶堵底水技术

本文介绍了在底水驱动油层的底部注入丙烯酰胺溶液，就地聚合后形成聚丙烯酰胺凝胶隔板，防止底水上窜的油井堵底水工艺及在冀东油田柳２５区块３口油井四井次现场试验的结果。所用堵剂为ＴＰ系列，分别适用于２０－４５℃（ＴＰ－９１１）、４０－７５℃（ＴＰ－９１０）、６０－１２０℃（ＴＰ－９１５）地层，在注水井调剖、油井堵层间、层内、指进水作业中已获得广泛应用。

南堡凹陷地层水中HCO3^—的碳同位素特征与生物气的识别

南堡凹陷是我国冀东油田黄骅坳陷中的重要构造之一，已发现了重要的生物气藏。文章依据稳定碳同位素分馏原理，分析了取自南堡凹陷３１口井（深度为１０６６．６～４０１６．４ｍ）第三系地层水中ＨＣＯ的碳同位素组成，识别出水中碳酸根离子的两种主要来源：①甲烷菌活动的产物；②有机质热裂解的产物。研究证实，地层水中溶解的ＨＣＯ的δ１３Ｃ值具有良好的示踪作用，而且可以成为判断地层中是否有甲烷细菌发酵作用存在及生物气是否生成的可靠指标。研究还证实，南堡地区的断层具良好的阻挡作用，有利于油气的聚集与保存，区内生物气生成的最佳深度在１５００～２０００ｍ处。

边水油藏气体辅助重力驱适应区块筛选方法及应用

冀东油田边水油藏历经多年天然水驱开发后,目前处于高含水阶段,亟需改变开发方式,而气体辅助重力驱能够利用重力形成次生气顶,自上而下驱替原油,从而实现控水增油稳产。应用数值模拟方法,建立“一注三采”的边水油藏数值模拟模型,分析了水平渗透率、地层倾角、水体倍数和原油黏度对气体辅助重力驱开发效果的影响规律,结合重力准数量化分析了各影响参数与气驱采收率的关系,建立了边水油藏高含水后期气体辅助重力驱适应区块筛选标准及参数界限,并应用于冀东油田12个开发单元。结果表明:储层渗透率高、地层倾角大、原油黏度小的储层更适合天然水驱后气体辅助重力驱;建立水驱后气体辅助重力驱筛选标准为油藏渗透率大于700 mD、原油黏度小于3 mPa·s、倾角大于10°、水体倍数大于400倍;水驱后气驱可提高采收率约15%;筛选结果为冀东油田C区块最适合水驱后气体辅助重力驱开发,其次为H区块和K区块。该方法对于油藏天然水驱后气体辅助重力驱适应区块筛选具有指导意义。

水溶性破乳剂LTBF-01的研制及应用

:针对冀东油田使用的原油破乳剂JDP 6破乳温度偏高、能耗较大的情况 ,采用双组分复配法研制了水溶性低温高效破乳剂LTBF 0 1。室内对比评价表明 ,LTBF 0 1在脱水率、脱水速度、油水界面等项指标上均明显优于JDP 6。高一联合站 3个月的现场试验结果表明 ,使用LTBF 0 1破乳剂使冀东油田破乳温度下降 15℃ ,投入使用后平均每天可节约加热用天然气 3 0 0 0m3。

冀东油田老爷庙地区古近系东营组碎屑岩岩溶储层分布规律

碳酸盐岩地层中的岩溶储层十分常见,但在碎屑岩地层研究中,却很少见到关于岩溶储层的报道。在对冀东油田老爷庙地区古近系东营组储层研究项目中,发现碎屑岩同样存在岩溶储层,而且其分布规律和控制因素与碳酸盐岩岩溶储层十分相似。东营组砂岩储层为三角洲—湖泊沉积,钙质胶结十分普遍。根据岩心和测井资料分析发现,砂岩岩溶储层发育在新近系和古近系之间的区域不整合面之下,孔隙主要是由砂岩中钙质胶结物溶蚀产生的。根据岩心和测井资料统计分析,不整合面之下砂岩岩溶储层带的厚度为150m左右。因此,对于钙质胶结的砂岩来说,不整合面之下是有利储层发育带。

冀东原油添加降凝剂应用效果现场试验研究

添加降凝剂是一种改善原油低温流动性的有效方法。为了测试不同种类不同剂量降凝剂在低输量管道的应用效果，选择冀东油田高迁线进行了添加降凝剂的现场运行试验研究。在高尚堡首站分别添加50、100mg／L的JD1#降凝剂和100mg／L的纳米降凝剂，而后对高尚堡首站、中间站和迁安末站的原油进行测试，结果表明：与空白油相比，三者降凝降黏效果相当，凝点从22～26℃降低到11～13℃；当温度在30℃以上时，降黏效果不明显，在30℃以下时，温度越低降黏效果越明显；过泵剪切对加剂原油的凝点和黏度影响不大。根据室内和现场试验结果，推荐JD1#降凝剂的添加量为50mg／L。

厌氧-好氧工艺在含油废水生化处理中的应用

(中国石油冀东油田分公司安全环保处)论述了厌氧-好氧(A/O)工艺的基本原理及工艺参数。该工艺在冀东油田两座废水处理站的应用结果表明,对废水中石油类物质、COD、硫化物去除效果明显。高一联合站及柳一联合站污水经处理后,石油类物质去除率分别为90.6%和96.0%;COD去除率分别为86.0%和91.6%;硫化物去除率分别为94.8%和98.2%,处理后的污水均达到一级排放标准。另外,采用厌氧-好氧工艺的成本相对较低,处理费用低于0.5元/m3。处理后的污水若回注地下,平均费用为4.7元/m3。

冀东油田高浅北油藏天然气泡沫驱泡沫体系优选

模拟冀东油田高浅北区油藏油水条件,综合考虑起泡剂起泡能力、半衰期及界面张力评价指标,初步筛选出CEA/FSA1、CEA/DHF-1两种复配泡沫体系,质量比均为7:3,二者的起泡体积分别为152、140mL,半衰期分别为72、63 min,无因次筛选系数分别为21.144、19.881,界面张力达到10^(-3)数量级。泡沫性能评价研究结果表明,CEA/FSA1与冀东原油作用后,起泡体积降至110mL,半衰期降至40min,无因次筛选系数为1.180,耐油性较好,并且耐温抗老化能力较强。优选CEA/FSA1为该油藏天然气泡沫驱油起泡剂,起泡剂加量为0.5%。单管封堵实验中,单一CEA/FSA1泡沫阻力因子为127,封堵性较好;CEA/FSA1和爱森聚合物组成的强化泡沫的阻力因子为438,二者匹配性良好。双管驱油实验中,水驱后强化泡沫驱可提高采出程度22.9%,高、低渗模型的采出程度分别提高18.8%、27.0%。

冀东油田采出水项目的EPC管理模式研究

为保证EPC工程顺利开展,首先应设置健全的项目领导组织,使人力资源合理配置。同时对项目设计计划管理进行设计,提出质量控制制度,并从组织机构、采购管理、采购控制方面对项目采购管理进行设计,进而从进度控制和质量控制2个方面提出施工组织管理方案。提出的EPC项目管理模式基本能够满足工程建设的需要。

冀东油田气测显示特征分析

冀东油田断块破碎，圈闭类型多，油、气、水分布状态复杂，以致在气测录井中，常常遇到气测显示（全烃）级别不能正确反映油气层含油气级别的问题。为此，根据实际试油结果，选择了一批低、中、高级别油气层，对比分析其气测录井、地质录井和试油资料，总结出可以用来判识测试层含油气级别的６种气测显示特征：①烃类组分有差异；②钻井液槽面显示不同；③气测后效反映的明显程度有别；④全烃峰的高度、宽度和形状各异；⑤气测显示三角图解的图形有差别；⑥地层含气量高低不等。图２表１（梁大新摘）

L13-23井探边测试成果分析

冀东油田L13－23井以58m3／d的产量稳定生产了近6000h，且流压、油压均稳定，流压有时还有上升趋势。为弄清该井所在区块油层特性、地层压力、断块形状等油藏参数，进行了电子压力计探边测试。测试结果为该油藏形状近似长方形，周围存在三条不渗透边界和一条定压边界；油层渗流特性良好；油层平均压力为34．90～35.46MPa，超过初期所测原始地层压力，说明该油藏除弹性驱动外，还有外来能量供给；用动态资料计算的储量与地质计算结果也非常吻合。