中原油田CO_(2)吞吐技术及增产应用

中原油田部分油藏分布零散、储量小、注水困难或属稠油,而具备这些特点的油藏恰好适用于进行CO_(2)吞吐。基于中原油田CO_(2)吞吐实践,本文介绍了筛选适合CO_(2)吞吐的油藏的方法,探索了CO_(2)吞吐选井机制并总结出选井原则,确立了CO_(2)吞吐选井方法。此外,围绕4种不同特性的油藏开展了CO_(2)吞吐试验,分别实现增油348.13(t 260 d)、172.0(t 240 d)、20(t 45 d)和108(t 120 d)。本研究为通过CO_(2)吞吐提高原油采收率、开拓未来CO_(2)吞吐实施应用前景提供了有效依据。

二氧化碳驱含气上升规律及气窜综合治理方法

气窜是影响二氧化碳(CO_(2))驱实施效果的关键因素。中原油田多数实施CO_(2)驱的区块已发生不同程度气窜,严重影响油田后期的开发效果。针对气窜导致的CO_(2)驱实施效果变差等问题,开展了含气上升规律及气窜综合治理研究。以室内CO_(2)驱替实验为基础,明确了非混相驱CO_(2)突破时间早于混相驱,且驱替压力越高,突破时间越晚,最终采收率与混相驱结果越接近。采用油藏工程方法并结合现场实施情况分析,明确了中原油田CO_(2)驱含气上升主要呈现“凸型”与“S型”2种模式,“S型”含气上升模式多见于混相驱,“凸型”含气上升模式多见于非混相驱。针对不同类型油藏气窜模式,开展气窜综合治理方法研究,提出气窜治理以早期焖井恢复地层压力及优化注气方式等防治为主,后期工艺封窜为辅的综合治理方法。研究成果现场应用后提高CO_(2)驱采收率4.6%,为同类气藏提高CO_(2)驱开发效果提供借鉴。

真菌-细菌协同修复石油污染土壤的场地试验

采用真菌-细菌微生物制剂对中原油田不同类型石油污染土壤进行原位修复小试和中试.第1期场地试验从2004-11-05～2005-03-07,共122 d,柴油、润滑油和石油的TPH降解率分别为61.0%、48.3%和38.3%.中试从2005-05-18～2005-11-03,共历时161 d.人工污染土壤、新鲜型石油污染土壤和陈旧型污染土壤的石油烃降解率分别达到75.0%4、6.0%和56.6%,而对照组的降解率分别为15.7%、20.0%和28.0%.分析了修复过程中土壤中石油烃各组分含量的变化,结果表明真菌-细菌微生物制剂对饱和烃、芳烃、沥青胶质及非烃化合物均具有较好地降解能力.分别在修复后的人工污染、新鲜型污染和陈旧型污染地块种植小麦,产量分别为当地正常耕地产量的100%、57.2%和70.3%.本研究进一步证实了真菌-细菌协同修复石油烃污染耕地的可行性及其良好的应用前景.

中原油田空气泡沫调驱提高采收率技术

通过物理模拟实验和数值模拟方法,研究了中原油田胡12块原油的氧化性能与氧化规律,确定了低温氧化动力学参数,评价了中、高渗透非均质油藏空气泡沫的封堵特性与调驱效果,优选了空气泡沫调驱的注采方案。矿场先导性试验结果表明,胡12块原油具有良好的氧化性能,在中、高渗透非均质油藏中,空气泡沫-空气-水交替注入效果较好。说明空气泡沫调驱提高采收率技术是安全可行的。

非均质油层空气泡沫驱提高采收率试验研究

中原油田胡12区块是一主力区块，由于油层非均质性强．导致注水开发后油井含水上升速度快，水淹严重，油藏采收率低。为进一步提高油藏采收率，达到降水稳油的目的，模拟其油层条件。建立了非均质油层模型．以廉价的空气为基础，进行了空气泡沫驱油提高采收率室内试验，主要进行了不同注入方式、不同气液比对采收率影响的试验。试验结果表明，发泡剂、空气交替注入。发泡剂、空气、水交替注入，泡沫、空气交替注入3种注入方式中，泡沫、空气交替注入方式效果最好；气液比在1：1～3：1范围变化时，最佳气液比为3：1。试验结果证明了空气泡沫驱能大幅度提高胡12区块油藏采收率，适用于高含水、非均质油藏，是一种有前途的三次采油方法．

中原油田注空气驱油试验研究

在分析中原油田开发特点的基础上,对已应用的提高采收率技术进行了分析,指出了存在的问题,提出应用注空气驱技术可进一步提高油藏采收率。介绍了空气驱低温氧化机理,建立了室内试验装置。针对胡12块油藏原油,研究了不同压力、温度下注空气动态驱油情况。分析了压力、温度等因素对气体突破时间、突破时气体含氧量和驱油效率的影响。试验结果表明:注入温度一定时,随着无因次压力的增加,气体突破时间缩短,突破气体含氧量增加,气体突破时驱油效率降低;无因次压力一定时,随着温度的升高,气体突破时间缩短,突破气体含氧量降低,气体突破时驱油效率增加。该试验对中原油田安全、有效地应用注空气驱油技术具有重要的指导意义。

高温高盐油藏CO2驱泡沫封窜体系研究与应用

针对中原油田CO2驱过程中的气窜问题,研制了耐温抗盐CO2泡沫封窜体系。该体系起泡剂选用咪唑啉类两性表面活性剂,稳泡剂选用TL3000共聚物,耐温100℃,耐盐20×104mg/L,耐钙镁5 000 mg/L。用CO2气体充气法对其性能进行了评价。评价结果表明,其半衰期达84 min,体系表面张力30.6 mN/m,界面张力0.43 mN/m,具有较低的表界面张力。可视化封堵实验观察到该泡沫体系在多孔介质中起泡性能较好。岩心封堵实验表明,该体系封窜能力较强,阻力系数达到25.63,残余阻力系数为9.4。15井次的现场试验结果表明,该体系对CO2气窜有较好的封窜能力,为目前CO2驱过程中控制气窜问题提供了新的有益尝试。

中原油田盐岩蠕变规律研究及套管损坏预防措施

中原油田是典型的复杂断块油气田,盐层多、厚度大及盐岩层蠕变是导致套管损坏的主要原因。为此,中原油田采用三维数值模拟方法研究盐岩层蠕变规律,并定量计算出作用在套管上的横向推挤力,在此基础上开发应用了抗外挤强度大于167MPa的非API高抗挤套管。现场应用600余口井,尚未发现套管损坏等问题,从根本上预防了套管损坏的发生。

中原油田深层低渗复杂断块油藏开发技术政策

根据中原油田深层低渗复杂断块油藏开发状况,建立该类油藏最小含油面积、开发投资、收益、油藏开发经济可行性、油藏递减规律、经济规模储量等计算模型。开发经济技术界限研究表明:边际油藏最小含油面积为0.02 km2;油井经济界限产量受油藏埋藏深度、原油价格、吨油操作成本的影响,其中油藏埋藏深度、原油价格是影响油井经济产能的敏感因素;最小储量规模受油藏埋藏深度、采收率、原油销售价格、吨油操作成本等影响,其中油藏埋藏深度、原油销售价格是影响经济规模储量的敏感因素。由于原油价格不断上涨,原来评价为低效或无效的小规模储量可能已变为可开采的经济储量。对卫360块沙三段中亚段6-7油藏总体评价结果表明,该油藏处于经济开发的边缘。

泡沫排水起泡剂的研制与应用

针对中原油田地层水矿化度高、温度高、井深的情况 ,研制了泡沫排水起泡剂。该起泡剂分子中碳链长度为 12～ 16 ,在高矿化度 (16× 10 4mg/L)、高凝析油含量 (2 0 0g/m3 )气井采出水中和 90～ 10 0℃高温下有良好的起泡性能。该起泡剂在中原油田进行了现场应用 。

存储式测井技术在油田开发中的应用

随着油田进入中后期开发阶段,对油气储集层实施压裂作业是主要的增产、增注措施之一,井温测井的目的是评价压裂效果。由于压裂液粘度较大,常规的电缆测井成功率较低;另外油田开发后期,油井逐渐加深,注水井压力逐年上升,常规三参数测井仪器进行施工时由于电缆的体积大,井底压力高,仪器经常下不去。因此,使用新的测井技术替代电缆测井非常必要。介绍了一种存储式测井技术,阐述了该技术的优越性,分析了该测井技术在油田开发中的应用效果,具有广阔的应用前景。

特高压注水技术在中原油田的研究与应用

中原油田深层低渗透及特低渗透油藏在井口注水压力小于 31.4MPa条件下 ,注不进水或完不成地质配注水量 ,造成采油速度低、自然递减幅度大。为此 ,进行了特高压注水技术研究 ,将井口注水压力提高到接近于地层破裂压力 ,使地层产生微裂缝 ,从而提高地层渗透率 ,将水注到油层 ,实现补充地层能量、增加水驱动用储量的目的。开展了特高压注水方式及选井原则、套管保护技术、地面工程配套技术研究 ,制定了特高压安全注水操作规程、设计规范等 ,形成了系列特高压安全注水工艺。经过 3年的推广应用 ,确保了特高压注水工作的安全生产 ,取得了显著的经济效益和社会效益。

侧钻井钻后扩眼技术

开窗侧钻定向井已成为复活停产井和报废井,降低老油田开发成本的有效手段,但由于环空间隙小,造成下套管困难、固井质量差等难题,制约了套管开窗侧钻井进一步大面积应用。开发了侧钻井扩眼技术,通过采取水力驱动式钻后扩眼工具使侧钻井段井眼扩大,改善了井眼状况,提高了侧钻井完井质量,在胜利、中原等现场应用几十口井,效果明显,对提高侧钻井完井质量,解决侧钻井应用推广慢的问题具有一定的借鉴意义。

高矿化度产出水集输中的阻垢实验研究

中原油田采油一厂九区42#站产出水矿化度高，文侧215—5井产出水中SO4^2-和HCO3^-含量分别为1734mg／L与2343mg／L；文215—10井产出水中Ca^2＋含量为12600mg／L；文215—2和文215—4井产出水离子成份复杂。预测结果和配伍性实验表明，此井站产出水混配有无机垢产生，由X衍射分析该沉淀大部分为硫酸钙水合物，这是因为混合体系中Ca^2＋和SO4^2-离子浓度高，CaSO4过饱和所致。通过静态阻垢实验优选出适合此井站的阻垢剂CD-1，在pH为5～7时阻垢剂的阻垢效果最佳。当阻垢剂CD—1加量为200mg／L、助剂加量为0．5％。时阻垢率达97．2％，并且不会产生乳化现象，动态实验表明在此加量下阻垢率均在95％以上；现场应用表明，4口井产出液和N13—323等10口并产出液集输都没有垢产生．有效解决了现场结垢问题。

中原油田油水井套管损坏机理分析及防治技术

目的：探讨中原油田油水井套管损坏的有效防治途径。方法：对中原油田油水井套管损坏状况进行统计、归类，并对形成套管损坏的因素和损坏的机理进行分析、理论计算和室内实验。套管损坏的成因分为盐膏层蠕变、不恰当的射孔密度、注入水水窜诱发泥岩膨胀和少数断层复活、套管管柱设计不合理、油田高压注水及地层高矿化度水腐蚀等，并对上述因素作了分析。结果：油水井套管损坏是多种因素综合作用的结果，但对某一油水井套管损坏，有一种因素起主导作用。钻井时合理设计套管管柱，搞好油田注水和防腐，油水井增产增注措施的科学设计与施工是预防套管损坏的主要内容。结论：科学开发油田，积极预防油水井套管损坏至关重要；对已破损套管研究科学实用的修复方法是改善油田开发效果的重要措施。

高矿化度条件下应用的表面活性剂驱油体系

提出并合成了一种新型的非离子 -阴离子两性表面活性剂LF ,该活性剂在矿化度大于 10× 10 4 mg/L、氯化钙大于 5 0 0 0mg/L的水中表现出良好的表面活性。对比研究了LF、石油磺酸盐及其复配体系耐盐和降低油水界面张力的能力。研究表明 :表面活性剂混合体系的耐盐能力随LF比例的增加而增强 ;对于一给定矿化度的地层水 ,复配体系能将界面张力降低至超低。文中给出了适合中原油田采油二厂濮城油田濮四南块、中原油田采油三厂卫 5 8块实施的配方及初步试验效果。

无机-有机单体聚合物钻井液在文新99-1井的应用

针对中原油田的实际情况,研制开发出了新型无机有机单体聚合物钻井液。该体系是由具有独特的空间三维分子结构、分子链刚性大、耐温抗盐和耐剪切能力强的无机有机单体聚合物Siop E、Siop D和CPS2000B、固相化学清洁剂ZSC201作主处理剂配制而成的。室内对该体系的抗温性能、抗盐性能、抗钙污染能力、抑制防塌性能和保护油气层效果的评价结果表明,无机有机单体聚合物钻井液具有良好抗温性、抗盐性,抑制、防塌性强;并具有抗污染能力,能有效地控制钻井液的流变性,降低滤失量,保证钻井液清洁,有利于保护油气层。经应用表明,该钻井液性能稳定,钻井液中亚微粒子含量少,油层岩心渗透率恢复值高;具有较强的抑制能力,井壁稳定,砂样代表性好,无井垮、划眼等复杂事故,起下钻一次到底,完井电测及RFT电测均一次成功;该钻井液粘度、切力容易控制,维护简单,减少了处理剂的种类和用量,避免了替换钻井液,节约了钻井液成本,经济效益明显。

连续清防蜡工艺技术在中原油田的应用

针对低能量抽油井中 ,使用常规清防蜡工艺存在费用高、影响产量、污染油层、效果差且不适应下层封堵等问题 ,分析了影响油井结蜡的因素 ,介绍了复合防蜡、强磁防蜡和自动清蜡 3项连续清防蜡工艺技术。现场应用结果证明 ,这 3项连续清防蜡工艺能有效解决低能量抽油井的清防蜡问题 。

白庙平1水平井多级分段重复压裂实践

白庙平1井是套管完井的阶梯式水平井,投产时对主力气层81号层分2段进行了水力喷射压裂改造未获成功,后将主力气层全部射开,产量仍不理想。经分析该井增产潜力巨大,决定使用贝克休斯裸眼井完井分段压裂工具对81号层和其他新射气层进行7级分段压裂改造。设计压裂总液量1520.2 m3,加砂128.1 m3;测试压裂后对施工参数进行了调整,实际压裂总用液1659.6 m3,全井加砂170 m3。压后7 d,3 mm油嘴放喷排液,日产气8459~18700 m3,日产油12.9~16.8 t,压裂效果显著。该井多段压裂的成功实践指明了中原油田低渗透水平井今后完井和压裂改造技术的发展方向。