Technology and Practice of Stabiliing Oil Production and Controlling Water Cut in Kalamkas Oilfield in Central Asia

In this paper, by in-depth geological research of Kalamkas Oilfield in Central Asia, the geological body has been re-ascertained; combined with fine study of reservoir engineering, based on the understanding of the distribution of remaining oil horizontal wells have been given full play to stabilizing oil production and controlling water cut, reducing the producing pressure drop, improving well productivity and other advantages, and the development and deployment has been optimized; horizontal wells have been applied to solve problems such as old well casing damages, shutting down wells, low-productivity and low- efficiency wells, and high water cut wells to improve the utilization rate of old wells; through separate layer system improved injection production pattern, adjustment wells have been optimized and deployed, and part measures wells have been preferably selected to tap the residual oil improve the degree of reserves control realize the stabilization of oil production and control of water cut in an old oilfield, and further improve the development effects.

Influences of water treatment agents on oil-water interfacial properties of oilfield produced water

The emulsion stability of oilfield produced water is related to the oil-water interfacial film strength and the zeta potential of the oil droplets. We investigated the effects of water treatment agents （corrosion inhibitor SL-2, scale inhibitor HEDP, germicide 1227, and flocculant polyaluminium chloride PAC） on the stability of oilfield produced water. The influence of these treatment agents on oil-water interfacial properties and the mechanism of these agents acting on the oilfield produced water were studied by measuring the interfacial shear viscosity, interfacial tension and zeta electric potential. The results indicated that the scale inhibitor HEDP could increase the oil-water interfacial film strength, and it could also increase the absolute value of the zeta potential of oil droplets. HEDP played an important role in the stability of the emulsion. Polyaluminum chloride （PAC） reduced the stability of the emulsion by considerably decreasing the absolute value of the zeta potential of oil droplets. Corrosion inhibitor SL-2 and germicide 1227 could decrease the oil-water interfacial tension, whereas they had little influence on oil-water interfacial shear viscosity and oil-water interfacial electricity properties.

乳化沥青提高原油采收率研究进展

乳化沥青具有注入性能好、封堵强度高等优点,作为一种选择性堵剂在油田提高采收率领域比其他化学剂体系更具应用潜力。本文总结了国内乳化沥青堵水体系的开发历程及现场选择性堵水的应用效果。通过调研近年来国内外文献,概述了乳化沥青堵水的作用机理,一种是作为乳液的作用机理,主要是乳液颗粒被变形捕获产生贾敏效应和乳液液滴的机械滞留使水的流动阻力增大;另一种是其分散相也就是乳液破乳后沥青的作用机理,主要是沥青黏附在岩壁上起到的堵水作用。同时,总结了乳化沥青稳定的主要影响因素,包括温度、水相中的电解质浓度和pH值以及分散相中的沥青质,并且论述了各因素影响乳化沥青稳定性的作用机理。最后,详细叙述了乳化沥青应用于油田调剖堵水领域的最新研究进展,研究表明乳化沥青不仅具有优异的封堵效果,还具有独特的封堵选择性。此外,乳化沥青还能与CO_(2)吞吐、泡沫调驱组成复合增产技术进行现场应用,并且指出了乳化沥青应用于调剖堵水领域存在的问题与未来展望。

窄条带状背斜油藏边部注水开发产能影响因素

JY油田Y油藏为典型窄条带状背斜油藏,其储集层注入水极易沿河道中心方向突进,导致油井快速水淹,产量递减快;由于对水体大小、构造幅度、储集层物性等产能影响因素认识不清,此类油藏开发难度较大。针对上述问题,建立了窄条带状背斜油藏精细数值模型,通过对比论证提出了“边部注水+逐步转注”开发,并在此基础上开展了水体大小、构造幅度、储集层物性等参数对产能的影响研究。结果表明:“边部注水+逐步转注”开发不仅可以增大边水能量,使得井网双向受效,还可以有效延缓构造高部位油井的见水时间,大幅度降低油井含水率。另一方面,在考虑油藏构造特征的前提下,量化了不同影响因素下的产能特征,明确了水体大小、构造幅度、垂向渗透率与水平渗透率之比等参数的合理界限,论证了不同储集层物性下油藏面积的适应性。可为同类型油藏改善注水开发效果提供借鉴。

液态肥稳定剂的研究进展及展望

我国作为农业大国在种植方面使用大量的固态肥料,肥效利用率低且对环境水体产生一定损害,相比之下液态肥具有节约用水、肥效稳定、运输成本低、灌溉模式多样、精准控制等优点,成为现代高标准农业发展的需求。而液态肥中含有大量复杂的营养成分易形成沉淀物质,影响其大面积推广和使用,稳定剂可使液态肥不产生沉淀,营养物质都处于悬浮状态、提升肥料利用率。对国外液态肥料及其稳定剂的发展历程进行了归纳总结,并对国内的液态肥稳定剂相关材料进行简单的区分和归类,阐述其稳定性原理,同时提出了环境友好且成本较低的生物质基稳定剂的发展设想,并对其可行性进行了初步论证。考虑到生物质材料的廉价、可降解、环境友好等优势,在未来的液态肥料稳定剂的研发中,应向该领域进行研究探索。

海上机械控水完井技术应用现状及发展趋势

海上油田主要以水平井开发为主,如何有效控制含水上升速度是各油田面临的主要问题之一。海上油田应用的机械控水完井技术包括中心管控水、变密度筛管控水、ICD/AICD分段控水、充填调流控水、C-AICD控水、找控水一体化等。总结了各方法的技术原理、优缺点和适用范围,其中充填调流控水和ICD分段控水是海上油田主要应用的两种机械控技术,前者利用轻质覆膜颗粒作为轴向封隔材料,适用于地层非均质性强、水平段长的油井控水,广泛应用于渤海和南海东部油田;而ICD分段控水技术需要准确设计封隔器坐封位置,因此适用于地层情况认识清楚、非均质性不强的油井控水,主要应用于南海东部油田。基于技术现状,展望了机械控水完井技术的发展趋势,分析结果可为海上油田控水完井方式的选择和后续技术的发展提供借鉴。

黏弹剂调剖在姬塬油田侏罗系油藏中的应用

姬塬油田侏罗系油藏位于鄂尔多斯盆地中西部,属于低渗透砂岩油藏,油藏油水运移以孔隙型渗流为主。进入开发中后期,油井水淹现象严重。姬塬油田先后应用“交联聚合物冻胶+体膨颗粒”、“PEG单相凝胶调驱剂”、“纳米级微球”等调剖体系对侏罗系油藏注水井开展调剖,虽然在降低油藏递减、控制含水率上升幅度等方面取得了一定效果,但对于水淹井降含水率方面效果不明显。近年来,姬塬油田通过开展侏罗系油藏油井水淹机理研究,优化调剖体系,筛选了一种新型黏弹剂进行调剖,室内评价及现场实施均证明该黏弹剂性能可靠。2021—2022年,通过在姬塬油田56个侏罗系油藏水淹井组采用黏弹剂调剖后,井组月度递减率由2.59%下降至1.01%,月度含水率上升幅度由0.61%下降至0.08%。同时,大部分水淹井含水率下降明显,平均有效期内单井组增油达226 t。按照油价45美元/桶计算,投入产出比1.00∶2.11,实施效益较好。

柳赞油田多层砂岩优势渗流通道特征及喉道体积

陆相油藏储集层非均质性强,长期注水开发容易形成优势渗流通道,导致油井快速水淹,驱油效率降低,开发效果变差。以柳赞油田古近系渐新统沙河街组为例,综合分析测井岩电响应、储集层非均质性、注采特征、储集层孔隙特征等,描述柳赞油田多层砂岩优势渗流通道特征,确定了该区优势渗流通道形成条件,通过建立优势渗流通道喉道体积的计算方法,明确了油藏下一步调驱剂用量,达到了有效封堵优势渗流通道的目的,研究成果可为油田下一步稳油控水提供技术支撑。

油田深度调剖化学剂驱油效率与机理

随着石油资源的日益紧张,提高油田开采效率成了石油行业面临的主要挑战。选用3种不同的化学剂(PAM、SDBS、PAA)并通过测定岩心渗透率和油水界面张力进行驱油效率实验。实验结果显示,PAA在提高岩石渗透率方面表现最为突出,从130.14 m D增加到212.43 m D,增幅为63.2%,而SDBS则在降低油水界面张力方面表现最佳,从38.92 m N·m^(-1)降至21.00 m N·m^(-1),降低了46.2%。此外,在中温(40℃)和中压(20 MPa)以及适中的注入流量(100 L·min^(-1))下,驱油效率达到最优。化学剂在改变岩石孔隙结构及降低油水界面张力方面的作用,共同促进了油水流动性的提升,从而显著增强了整体的驱油效果。研究结果对于指导实际油田作业中化学剂的选择和应用具有重要的参考价值,为油田开发提供了新的视角和方法。

郭旗西区储层非均质性及其对注水效果的影响

郭旗西区目前在注水开发中存在注水整体见效差、平面矛盾突出,部分井水窜、水淹严重等问题。为改善本区长6储层注水开发效果,达到控水稳油,从不同层面开展了储层非均质性对注水效果的影响研究。结果表明:本区长6低渗透砂岩储集层具有较强的非均质性。层内砂体呈正韵律分布,注入水易沿着底部高渗透段快速突进,造成底部过早水淹。层间非均质性强,砂层纵向分布不均匀,注入水单层突进的现象明显;平面上砂体发育程度不同,造成平面舌进现象突出。因此,注水开发过程中针对不同成因造成的储层非均质性,采取相应的开发措施,能够为提升注水开发效果提供重要的地质参考依据。

低温固化阻水透油防砂材料的室内研究

针对浅层低温地层出砂和油井采出液高含水的问题,开展低温固化阻水透油防砂材料室内研究。将石英砂、环氧树脂、相对渗透率调节剂等通过共混工艺制备了一种低温固化阻水透油防砂材料,利用FT-IR、热重、扫描电子显微镜等分析了防砂材料及其人造岩心的固化机理、热稳定性、微观形貌等,通过岩心驱替装置考察了人造岩心的抗压强度和水/油相渗透率。实验结果表明,含有30%相对渗透率调节剂的防砂材料在低温(30~70℃)条件下,固化形成的人造岩心抗压强度达到4.22 MPa以上;同时,相对渗透率调节剂加量为30%的人造岩心的水相渗透率和油相渗透率分别为963×10^(-3)和5513×10^(-3)μm^(2),表现出优异的阻水透油性。所合成的防砂材料在低温(30~70℃)条件下能满足低温浅层井的防砂阻水的要求。

无机凝胶技术在低渗高盐储层应用可行性研究

针对低渗高盐油田,通过室内实验开展了无机凝胶配方体系优化、性能评价及稳油控水效果可行性研究。实验结果表明,与储层特征匹配性最优的无机凝胶配方体系为1%~3%(w)硅酸钠+20%~30%(w)沉淀控制剂;生成沉淀粒径为20μm左右,沉降速度可控,优化沉降时间大于5 d;该无机凝胶在目标储层岩心渗透率条件下具有良好的注入性能及封堵性能,封堵率超过90%,符合现场施工要求。依据增油降水效果,采用无机凝胶深部调驱技术可对渗透率级差为2~8的层内非均质储层进行有效调控,优选室内最佳注入段塞尺寸为0.3 PV,采收率增幅最高可达15.42百分点。

AICD智能控水阀性能评价及应用

自适应流入控制装置AICD依靠对流体黏度等的识别,自动调节过流通道的大小,抑制高产水段产量,进而减缓油井含水上升速度。目前海上油田选择使用AICD控水阀时没有理论依据去判断是否符合产量和生产压差的要求。因此,基于物模实验研究了油、水在不同流速下通过浮板型AICD控水阀时的压降大小,利用非线性回归方法,拟合控水阀压降数学模型。结果表明:AICD控水阀压降主要受流体密度、黏度、流速的影响,相同流速下,黏度越低含水率越高,流体通过AICD控水阀的压降越大,且随着流速增大,过阀压降呈指数增大。研究及应用成果为海上油田控水完井选阀提供了理论依据。

渤海油田钻完井增产技术进展与实践

渤海主力油田已进入生产中后期阶段,钻完井作业面临高含水、低产低效、剩余油动用困难、出砂加剧等问题,为了解决以上难题和挑战,渤海油田从稳油控水、低成本开发以及高效防砂3个方向入手,形成了以稳油控水、复杂结构井、防砂完井三大钻完井增产技术为代表的渤海油田钻完井增产技术体系,创新形成可充填AICD控水防砂一体化技术、多底井钻完井技术、水平分支井技术、过筛管压裂技术等为代表的创新技术,解决了常规AICD无法进行压裂充填作业、多分支井分支井眼防砂困难、增产防砂难以兼顾等行业难题,多项技术指标处于行业领先水平。创新成果在渤海油田200余口井中进行了应用,取得较好的增产效果,为渤海油田实现稳产、增产目标奠定了坚实的技术基础。

天然环保防污剂丁烯酸内酯乳状液稳定性研究

探讨了天然环保防污剂丁烯酸内酯水包油乳状液的稳定性,从实验原料和制备工艺两方面筛选了乳化剂类型、复配比例、乳化剂用量、油相体积占比、pH值、乳化时间、乳化温度、搅拌速度等对乳状液稳定性的影响。结果表明,乳化剂阴离子和非离子型乳化剂复配比例1∶2,乳化剂添加比例为丁烯酸内酯质量5%,油相体积占比水油体积的30%,pH值控制在6.5,搅拌速度500 r/min,乳化时间20 min,乳化温度20℃时,乳化稳定性值最高,所制得的乳状液的稳定性较好。

边底水超稠油油藏改性石墨烯封堵技术的研究与应用

以0.5%石墨烯体系为研究对象,通过优选悬浮剂,形成改性石墨烯颗粒封堵汽窜技术。通过物模实验评价了改性石墨烯的封堵性,分析了封堵机理。实验结果表明:石墨烯颗粒堵剂随温度升高膨胀率增加,300℃膨胀率达10~25倍;悬浮液使用质量分数0.15%时,改性石墨烯封堵体系析水率小于5%,不同渗透率下封堵率大于97%。现场应用井注汽压力1.5~2.4 MPa,蒸汽吞吐有效期延长30~50 d,累积增油1066 t。

油包水乳状液堵剂的稳定性实验研究

对于进入开发后期的油田来说,堵水是一项必不可少的措施,其可以使油田的采收率得到显著提高。然而普通非选择性堵剂既堵水又堵油,并且会对地层造成伤害,进而导致渗透率下降。油包水乳状液堵剂在堵水方面有很好的应用前景,将油包水乳状液堵剂在高压下泵入油井地层,进入油流孔道的乳状液溶于地层原油而从油井采出,进入水流孔道的乳状液则与地层水进一步乳化,形成高黏的W/O型乳状液,起到封堵大孔道的作用,从而达到堵水的最终目的。通过实验研究了油包水乳状堵剂稳定性的影响因素及规律,为此采用柴油添加活性剂制备乳状液,采用比色管定量评价油包水乳状液的稳定性。

深部调驱在海上老油田控水稳油中的应用

渤海Q油田主力油田采出程度已达40.6%,综合含水率96%,已处于“双特高”开发阶段,呈现出单井产能低、采油速度低、经济效益差的开发特征。针对油田经过长期注水开发,井间优势渗流通道发育,注水利用率低等问题,开展深部调驱技术研究,采用非连续性调控剂对低效水循环区域进行调整,实现微观液流转向,提高微观波及体积和波及效率,从而实现控水增油的目的。矿场试验结果表明,深部调驱能够有效封堵优势渗流通道,P16井组3口受效井累计增油5108 m3,含水率下降2%~4%,为海上“双特高”油田控水稳油及进一步提高采收率提供了借鉴。

通道压裂支撑剂改性研究

针对当下非常规油气资源开发难度大、采收率低、常规水力压裂效果不佳的特点,经过大量实验和生产实践,筛选硅油类改性剂和烷烃类改性剂作为支撑剂的表面改性剂,并通过支撑剂表面覆膜、表面固化等先进技术使支撑剂表面改性,以达到疏水效果。疏水支撑剂在压裂过程中有控水稳油、有效作用时间长、返排率高、导油能力强等优点,在国外已经得到广泛应用,但国内对疏水支撑剂技术的研究相对起步晚,实践应用少。通过室内实验评价方法对筛选出的复配改性剂制备的改性支撑剂进行了评价,结果表明,该改性支撑剂完全满足支撑剂性能评价标准中对密度、抗破碎能力、浊度、酸溶解度的要求,且具有良好的耐温性、渗透性、粉砂吸附性和导流能力。

高矿化度稠油流动的影响因素及改善原油流动的方法

探讨了压力、温度、掺入剂等外加因素对高矿化度稠油流动性的影响,提出了改善原油流动的方法。稠油掺入稀油降黏所用的"稀油"对改变原油的流动性的影响十分明显,加入少量混合芳烃能使原油本体黏度大大降低,同时也大幅度减少稀油的用量。如果加入油溶性活性剂,则效果更好。当稀油资源受到限制时,加入乳化降黏剂更是廉价有效的方法。如果原油黏度特别高及储层水的矿化度高达15×104mg/L、且碱土金属也高达2×104mg/L时,稠油降黏所用的活性剂必须耐盐,并且须加入油水稳定剂和降摩阻剂。这样调整油水的流度比能使原油和水同步上升,使原油在地层和井筒中的摩擦力降低,有效地避免由于油水乳状液在盐的作用下的不稳定性所引起的地层含水率升高、产油量降低的问题。