Liquid-Liquid Hydrocyclone Adopted in Jilin Oil Fields

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高含水油田深部液流转向技术研究

提出了提高高含水注水油藏水驱效率的战略思想：通过深部液流转向改变注入水的流场，遏制注入水通过高渗强水洗部位的无效循环；提出了深部液流转向剂的研究思路：①该剂应是变形剂，具有5个基本特征：自适应性，在高渗部位产生动态沿程阻力，抗剪切，不进入低渗层，耐温耐盐耐老化；②该剂为柔性剂，在大孔道中的运移类似蚯蚓蠕动，具有6个特征：任意变形，环境赋形，强黏附性，强拉伸柔性，化学性稳定，具二次黏结能力。由34％柔性单体、60％共聚单体、5％增韧剂、1％引发剂合成了微粒型胶状柔性深部液流转向剂SR-3，产品为50％的防黏结水悬浮液。SR-3的密度略大于1g／cm^3。可根据注入水密度调节，粒径按油藏大孔道和裂缝确定。力学测试表明SR-3具有很高的弹性、柔性和强度，抗拉强度为28．44kPa。拉伸断裂延伸率为676．8％；在温度45～140℃、矿化度4—93g／L的大庆、胜利、大港、华北、玉门等油田模拟污水中浸泡1年，未见任何破坏现象。吉林油田包括9口油井的G2-1井组注水井，经4次调剖，效果甚微（井组增油25．3t），2005年11月25-26日分3个段塞注入SR-3共8t，悬浮液300m^3，施工注入压力由5．5MPa升至7．0MPa。注入后7个月内井组产油量不减而含水量略降，一口低产井截止2006-04-12共增产油102t。该刑的应用包括：深部液流转向，高温高盐油井堵水，聚驱/复合驱防窜，酸化暂堵，防深部蒸汽窜，钻井修井堵漏防滤失。图2参6。

复合表面活性剂型驱油剂的研制及现场应用

介绍了由十二烷基苯磺酸钠、醇醚硫酸盐等表面活性剂组成的新型驱油剂HQ-99的D相乳化法及其物理模拟实验和现场实验。结果表明,吉林油田使用驱油剂HQ-99进行替代现用柴油措施施工,在现场试验有效期内,平均单井日增油可达0.7 t,平均单井投入只为挤柴油措施的二分之一,投入产出比为1:2.68,经济效益显著。

地下成胶的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝胶调堵剂性能研究

题示调堵剂由4.1%淀粉、4.1%AM、0.16%引发剂、0.04%交联剂组成,用吉林油田采出水(矿化度5.15 g/L)配制,30℃成胶时间17小时,成胶强度(通过面积28.3 cm2的两层20目筛网所需驱动压力)为0.85～0.95 MPa,加入0.02%～0.20%缓聚剂可使成胶时间延至25～90小时.可用不同油藏采出水(矿化度4.47～263 g/L)配制,在各该油藏温度下(40～120℃)成胶.在30 m长40～60目含粘土约30%的露头砂填充管中注入9.5 m长调堵剂,沿程压力表明该调堵剂运移性能良好;入口处表观粘度计算值为0.05 Pa·s,8.16 m处下降至0.04 Pa·s;成胶后入口注水压力达60 MPa时,5.50 m及以下压力降至零.在2 m长、K=9.78 μm2填砂管中以不同流量注入调堵剂,流出后的成胶率≥90%.在渗透率0.199～23.7μm2的4支1 m长填砂管注入0.3 PV调堵剂,成胶后注水突破压力梯度(7.8～8.4 MPa/m)、水驱至9 PV时的残余阻力系数(30～2850)及封堵率(96.7%～99.7%)均随原始渗透率增大而增大.0.3 m长2组高低渗填砂管并联,注入0.35 PV调堵剂时的分流率比与渗透率级差成正比,成胶后注水分流率发生反转.图3表5参6.

松辽盆地南部构造裂缝成因机制及分布方向

松辽盆地南部主要油田类型是裂缝型低渗透砂岩油田，其储量占该地区已探明未开发总储量的７５％ 。预测对这类油田注水开发有影响的天然裂缝分布，直接影响油田开发部署和开发效果。分析构造裂缝形成机制，认为主要储集层（ 扶余、杨大城子和高台子油层）在嫩江组沉积末期之后才成岩，裂缝的发育与登娄库组至姚家组沉积期间发育并控制沉积的生长断层没有明显关系，盆地南部中白垩统的裂缝是在大安组沉积之前太平洋板块向西俯冲波及松辽盆地导致的强烈挤压剪切应力作用下形成的。通过现今构造应力场分析、岩心地下归位、地层倾角测井及动态资料等方面的研究，综合分析裂缝方向，结果表明，存在两组张裂缝和两组共轭剪裂缝：一组为近东西向横张裂缝，一组为近南北向纵张裂缝；两组剪裂缝的方位角为３５°～６０°和１２０°～１５０°。对油田注水开发有影响的为其中近东西向的横张裂缝。图４ 参７（ 王孝陵摘）

松辽盆地双坨子气田产能分析

双坨子气田是目前吉林油田天然气开发的主力区块 ,正处于开发实验阶段。通过对双坨子气田地质特征的研究 ,结合气田试采动态资料 ,分析了气藏试采动态特征 ,初步认为 :白垩系泉头组三段以上气藏为小型中低产中低渗岩性构造气藏 ,泉一段、侏罗系气藏为中型中丰度低渗透中产中深常压原生凝析气藏 ;中深部气井产量稳定 ,产气量相对较高 ;浅层气井日产气量相对低于深部气井 ,日产水量较大 ,生产压差大 ;下游用户用气量波动影响较大。同时 ,利用产能试井测试资料和实际生产数据 ,应用经验法、单井产量法、单位压降法和流入流出曲线法综合分析了单井产能 ,从而确定了双坨子气田整体年产气 1.4 5× 10 8m3 的能力 ,年采气速度为 2 .3% ,为双坨子气田的有效开发提供了依据。

低温含油污水净水剂XL-01研制

针对吉林油田低温(≤25℃)含油污水研制了低温净水剂XL-01.使多元脂肪醇与环氧氯丙烷在催化剂存在下生成氯代聚醚,再与二甲胺反应生成含季铵盐侧基的阳离子聚醚,即净水剂XL-01.讨论了合成反应,用红外光谱确证了合成产物结构.实验污水样取自吉林采油三厂,矿化度3106 mg/L,悬浮物105.2 mg/L,含油942.2 mg/L;含油量用石油醚萃取液吸光度法(430 nm)测定.在25℃下含油量与XL-01用量关系曲线通过最低点,最低值范围宽,最佳加量为60 mg/L;沉降时间2 h时的含油量已能满足气浮处理要求;在20～30℃之间水温降低则XL-01除油效果变差.在温度25℃、沉降2 h、加药量60 mg/L条件下,与多种常用原油破乳剂、絮凝荆、净水剂相比,XL-01处理后污水含油量最低(82.65 mg/L).图4表2参8.

吉林油田注水系统结垢趋势预测

针对吉林油田注水系统的特点，对碳酸盐垢、硫酸盐垢的结垢趋势分别进行了理论预测，同时对实验室仿真模拟实验的结垢样品进行了Ｘ射线衍射分析．理论预测结果表明，吉林油田注水系统中可能会形成碳酸盐垢而不会形成硫酸盐垢理论预测和实验室仿真实验完全相符，为吉林油田注水系统选择合适的阻垢剂提供了依据．

DNA检测技术及其在微生物采油中的应用

专题论文。第一节简述了聚合酶链式反应(PCR)技术的特点、原理及在微生物采油中的作用。第二节介绍了菌种16SrRNA基因碱基序列分析的操作程序,包括基因扩增及精制、16SrRNA基因克隆、荧光标识基因序列PCR扩增、基因碱基序列及微生物属种确定,给出了2个MEOR菌的基因碱基序列及属种。第三节介绍了多酶切和混合酶切两种PCR RFLP基因检测技术(RFLP:限制性片段长度多态性),后一种方法使操作减少1/4。第四节介绍了直接DNA扩增基因检测技术,包括平板菌落法(检测时间2d)和最大可能数法(当天得检测结果),DNA模板制备及其反应体系,电泳法检测及菌种检出。第五节介绍了DNA基因检测技术在吉林油田多项微生物采油矿场试验中的应用,包括常在菌对微生物采油影响分析,微生物单井吞吐、微生物清防蜡、微生物调驱效果分析,多功能采油菌构建的实验探索。图2参9。

吉林油田保护油气层钻井液的研制及应用

定量评价了吉林油田的储层速敏性、水敏性、盐敏性和碱敏性 ,找出了潜在的储层伤害因素 .研制了屏蔽暂堵钻井液 ,进行了室内损害评价和现场应用 .结果表明 :吉林油田储层的速敏性为弱速敏 ,水敏性为中等 ,盐敏性随地区的不同有一定差异 ,临界盐度的变化范围从 1/16地层水到 1/2地层水 ,碱敏性为中等偏弱 ;钻井过程中储层保护的措施应着重于控制入井钻井液的矿化度和pH值 ,防止钻井液滤液侵入地层 ,屏蔽暂堵钻井液的渗透率恢复值比较高 ,能够减少钻井过程中储层伤害的发生 ,有利于发现和保护油气层 .

V-1型土酸酸化缓蚀剂的研制

针对吉林油田的土酸酸化体系的腐蚀特点，为防止土酸对钢铁设备及井下油、套管的腐蚀，研制了V－1型土酸酸化缓蚀剂。这种缓蚀剂是以一种有机胺盐和Dodigen－95为主要成分的复配药剂，适用于各种酸化体系。介绍了该剂的室内性能评价和现场试验结果。

套保稠油油田火烧油层可行性分析

从火烧油层的筛选标准、实际地质条件及室内物理模拟实验入手,对该油田火烧可行性进行了分析。分析结果认为,套保油田进行火烧总体上是可行的,在实际火烧时应避开底水的影响,火烧区域应选在构造高部位或仅烧其主力层。

吉林油田新民采油厂腐蚀结垢原因分析和防腐防垢的研究

针对吉林油田新民采油厂采出液中H_2S、CO_2、HCO_3^-和Cl^-及高矿化度水对井下采油设备和地面集输管线造成的严重腐蚀和结垢问题,利用腐蚀失重法和电化学方法,对采出液的腐蚀性进行了研究;并研制出适合该水质条件的缓蚀剂IMC-921。室内和现场试验结果表明,含炔氧甲基胺和多硫化合物的缓蚀剂,可有效地控制井下和集输管线的腐蚀和结垢。

特低渗油藏CO_2驱扩大波及体积的一种新技术

CO2气驱油藏易出现气窜。乙二胺注入性好,可与CO2反应生成碳酸盐,选择性地封堵CO2气窜通道。本文报道在模拟吉林红岗北油藏条件下(102℃,K<0.01μm2)CO2气驱岩心乙二胺封堵实验结果,注入段塞结构为:0.1PV氮气+0.2PV乙二胺+0.1PV氮气。在气驱水填砂管(长100cm)中,乙二胺注入压力平稳,在0.2kPa以下,封堵后CO2气突破压力高达22MPa,沿程压力降和渗透率表明封堵发生在填砂管中段,封堵后气测渗透率振荡式变化并趋于平稳;并联填砂管封堵后,高渗管渗透率大幅下降(0.0184→0.000165μm2),低渗管渗透率(0.0038×10-3μm2)大体不变,沿程压力变化表明封堵发生在高渗管30～60cm段,乙二胺未进入低渗管;非均质压制人工岩心封堵后,CO2气驱油采收率提高19.8%,其中高渗岩心提高17.1%,低渗岩心提高2.7%。

特低温油井加砂压裂液试验研究

针对吉林松南地区低温油层的地质特点，开发出了适用于特低温（２４—３３℃）油井的加砂压裂液。该压裂液以改性瓜尔胶为稠化剂，液态有机硼为交联剂，含有破胶剂、破乳剂和粘土稳定剂。本文报导了用于实际压裂作业的压裂液推荐配方。

吉林油田微生物采油的矿场实践与认识

为探讨微生物采油技术在吉林油田应用的可行性,掌握微生物采油技术的基本方法、原理、特点及矿场实施工艺,较为系统地开展了矿场应用先导性试验。通过扶余油田单井微生物吞吐、水井微生物调驱,前大油田微生物清防蜡,新立油田解堵增注矿场试验的基因跟踪检测和动态分析,说明了影响矿场试验增产效果的主要因素。微生物吞吐250井次,增油18703t;微生物清防蜡591井次,增油22178t;水井微生物调驱13井次,增油6095t;激活本源菌7井次,增油709t;投入产出比大于1∶2。微生物采油技术见效慢、增产幅度小,但经济效益好。

生物聚合物深部调剖技术室内及矿场应用研究

为了探讨老油田高含水后期生物聚合物深部调剖的可行性,将代谢产出生物聚合物的菌种及其营养液连续注入地层,封堵裂缝及大孔道,扩大注水波及体积.对菌种及其代谢产出生物聚合物特性进行了研究,分析了岩心注入能力、聚合物产出能力及封堵调剖机理.通过油井堵水、水井深部调剖矿场试验的跟踪监测和动态分析,确定了生物聚合物深部调剖效果的主要影响因素.室内物理模拟驱油试验结果表明,这种方法能提高原油采收率9%,矿场油井堵水增油647t.对注水井深部调剖后,周围油井含水率下降7.7%～64.5%,有效期达12～20个月.生物聚合物深部调剖设备简单,施工简便,有效期长,成本低,具有良好应用前景.

用油田压裂资料估算应力值

本文比较了从油田压裂资料获得的应力值与专门的水压致裂应力测量结果。研究结果表明,前者的最小水平主应力可以和后者的精度相当,最大水平主应力的精度略低。以长庆油田岭261—2井1985年11月15日实际压裂记录结果和吉林油田东33—35井的压裂记录为例,提出了处理油田资料的方法。

低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究

所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。

废物利用发展油田助剂

油田开发需要大量的化学助剂，由于昂贵的价格影响了成本。为减少耗资，吉林油田利用化工产品的下脚料和煤矸石等研制并合成了油田的化学助剂，例如增产剂、ＣＥＡ解堵剂、吗啉驱油剂、ＰＳ增油剂，以及堵水剂ＨＰＡＮ等。将其应用于生产，保护了生态环境，减少了环境污染，节省了大量资金。为油田废物再利用打开了极其广阔的应用市场。