文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发

深层低渗透多油层砂岩油田受经济产量的限制 ,一般采用 1套层系笼统合采。开发实践表明 ,层系内如层数太多 ,层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素。多层合采合注开发效果较差 ,需要研究新的层系组合与划分方式 ,既能满足开发生产对层系细分的需要 ,又能使注采井距达到注水开发的要求。东濮凹陷文东油田属于低渗透多油层砂岩油田 ,油层多达 5 5个 ,在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上 ,以经济效益为前提 ,合理划分与组合开发层系 ,其高效、经济细分层系开发的经验 ,对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。图 1表 3参

SIM-1气举井固体缓蚀剂的研究与应用

高矿化度的弱酸性采出水中的CO2 引起了文东油田高含水气举采油井生产管柱的严重腐蚀 ,研制了固体状缓释性酰胺咪唑啉缓蚀剂SIM 1 (有效成分 75% ) ,简要介绍了制备过程。室内评价表明 :①直径 4 0mm、长 4 0 0mm的园柱体 60℃时在油田采出水中的溶解时间 ,在静止水中大于 1 5天 ,在流动水中大于 5天。②在 60℃的常压CO2 饱和 3 %NaCl溶液中 ,50— 1 0 0mg/L的SIM 1可有效地保护A3、N80和J55钢材。③SIM 1与油基清蜡剂配伍。④电化学测试表明SIM 1为控制阳极过程为主的混合型缓蚀剂。在文东油 1 1口气举井试用 ,SIM 1缓蚀剂投入井底 ,使其在采出液中浓度维持在 1 0 0mg/L左右 ,投加周期为 2 1— 3 5天。第一周期末 ,井口采出水含铁平均由 1 93mg/L降到 76.9mg/L ,对N80钢的腐蚀速率平均由 0 .7892mm/a降到 0 .0 2 1 62mm/a ,井筒挂环腐蚀速率(一口井 )由 0 .894 4mm/a降到 0 .0 73 0 0mm/a。

深层高压低渗砂岩储层可动流体赋存特征及控制因素——以东濮凹陷文东沙三中油藏为例

利用核磁共振技术,对东濮凹陷文东沙三中深层高压低渗砂岩储层样品进行测试分析,通过可动流体百分数、可动流体孔隙度参数分析了可动流体的赋存特征及控制因素。研究结果表明,不同离心力的T2谱形态表现为4种类型,T2截止值与物性呈正相关关系。可动流体含量低且其分布具有较强的非均质性,渗透率越高,主流喉道半径越大,可动流体参数值越大,可动流体参数与渗透率的相关关系越好;渗透率越低,可动流体参数衰减越快。储层微观孔隙结构是可动流体赋存的主要控制因素。应用喉道半径区间分布表征微观孔隙结构对可动流体分布的控制,效果较好。物性越好,大喉道控制的可动流体量越高。

文东油田气举井不动管柱酸化解堵剂QJ-99的性能与应用

QJ 99是针对中原文东油田气举井不动管柱酸化 ,解除油井近井地带组成复杂的混合污染物堵塞而开发的 ,其组成如下 :前置酸 (HCl+H3 PO4 +缓蚀剂 +多功能添加剂 +水 ) ;主体酸 (HCl +NHO3 (固 ) +HF +缓蚀剂 +多功能添加剂 +水 ) ;后置液 (稳定剂 +发泡剂 +水 )。室内性能评价表明 :酸化解堵剂与天然岩心之间的反应 ,80℃下在 2h内可大体完成 ;由于加入了一种含氟表面活性剂 ,该剂各组成部分的表面张力 (～ 2 2mN/m)和界面张力(0 .5mN/m)均很低 ;前置酸和主体酸以及乏酸在 6 0～ 140℃下的腐蚀性低 ,可以满足施工工艺要求 ;前置酸和主体酸与原油混合时 ,破乳迅速而完全 ,不生成酸渣 ;在 7块天然岩心上用Q 99进行了岩心流动实验 ,实验岩心的渗透率增加到原值的 2 .8～ 6 .6倍。现场QJ 99酸化解堵作业共完成 6 6井次 ,处理半径 1～ 1.5m ,施工成功率10 0 % ,有效率 90 %。

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。

气举投捞工艺技术及其应用

气举投捞是一种先进的工艺技术 ,在文东油田应用以来 ,取得了较好的效果。本文主要介绍气举投捞工艺的优点、投捞作业装置及投捞操作程序 。

深层高压低渗砂岩油藏储层应力敏感性定量解释模型——以东濮凹陷文东油田沙三中油藏为例

应用多孔介质双重有效应力理论，采用变围压应力敏感性实验研究东濮凹陷文东油田沙三中深层高压低渗砂岩油藏储层应力敏感性，建立储层物性参数的应力敏感性定量解释模型．研究表明，双重有效应力理论可以更真实地反映低渗透油藏储层岩石的应力敏感性．由应力敏感性模型计算目前渗透率是原始渗透率的85％左右，采油指数为初始采油指数的12％，采液指数为初始采液指数的35％．含水率小于20％时，驱油效率、水驱采出程度随含水率增加而急骤上升，注水利用率最大；含水率在20％～80％，随含水率增加，驱油效率、水驱采出程度缓慢上升，注水利用率下降；含水率大于80％时，含水率上升速度加快，驱油效率和采出程度上升速度加快，需要大量注水改善开发效果．应力敏感性模型的计算结果与水驱开发特征曲线吻合较好．

文中油田污水降油处理改造及效果评价

文中油田产出水中油含量高 ,降油及相关污水处理难度大 ,处理后水质指标低 ,为此 ,分别进行了室内降油试验和现场改造应用。结果表明 ,含油大幅下降 ,现场水质指标明显提高 。

文东油田污水降铁处理及现场效果评价

文东油田产出水中Fe2 +含量高 ,降铁及相关污水处理难度大 ,处理后水质指标低 ,对此 ,进行了室内降铁试验和现场应用。结果表明 ,污水指标较原来明显提高 。

文东深层低渗透油藏提高注水开发效果研究

文东油田为深层渗透油藏,具有断块复杂、深层低渗透、高压高温、高地层水矿化度等特点,使注水压力高,水驱动用程度低,注水工艺技术要求高,产量递减快。采用配套注水工艺技术能有效提高低渗油藏注水开发效果。这种配套注水工艺技术包括污水净化处理工艺技术、降压增注工艺技术、高压注水工艺技术与高压分注工具的研制改进等,它们为提高注水开发效果提供技术支撑。

高饱和压力、高油气比油藏注采比的计算方法

利用物质平衡方法和容积法，提出了计算高饱和压力、高油气比油藏注采比的计算方法，并对有关参数的确定进行了理论推导论证和经验总结。结合文东油田的开发实例进行了实际有效的计算和实际应用，计算结果更加准确合理地反映了文东油田目前开发的实际法采状况，实际应用效果明显，这种方法对油田开发政策的确定具有一定的指导意义。

深层高压低渗砂岩储层微观孔喉特征参数研究

为研究深层高压低渗砂岩储层微观孔隙结构特征参数,应用常规压汞技术对东濮凹陷文东油田深层高压低渗砂岩储层样品进行分析测试.定义退汞饱和度参数(SE),提出以退汞效率(EW)与退汞饱和度(SE)的乘积作为储层微观孔隙结构分类评价指标(E).研究结果表明:储层孔隙、喉道类型多样,储层微观孔隙结构非均质性强;储层物性与孔喉分选系数呈正相关关系,这与常规中、高渗储层相反,与常规低渗、特低渗储层一致;储层物性与SE,EW的相关性差,这一点与常规储层不同;文东油田深层高压低渗砂岩储层微观孔隙结构可分为3类,Ⅰ类储层E大于11.21,Ⅱ类储层E在2.90～11.21之间,Ⅲ类储层E小于2.90.从微观孔隙结构特征参数角度来看,深层高压低渗砂岩储层既不同于常规中、高渗储层,又不同于常规低渗储层,属于非常规储层范畴.影响开发效果的主要因素是储层非均质性.