浅层水平缝油藏底部注水研究

延长东部油田主力油层平均中深670 m、平均渗透率0.3~0.5 mD,为特超低渗浅层油藏,油井压裂时易形成水平裂缝,致使注水开发过程中油井出现快速水淹,造成油井产量大幅下降,采收率低。针对这一问题,在对水平缝注水渗流特征、压裂水平缝油井水淹规律和底部注水机理研究的基础上,提出了底部注水开发方式,并应用渗透率变异系数、突进系数、级差3个参数综合表征水窜层位与非水窜层位特征,为底部注水选层提供依据;通过室内核磁共振在线测试及岩心流动驱替实验,结合油藏数值模拟和现场示踪剂测试等综合手段,对注水参数进行了优化。开展底部注水先导性试验的3个井组单井产油量由0.054 t/ d提高到0.179 t/ d,含水率由15%下降到10%,地层压力提高了0.18 MPa,预测最终采收率提高了2.1个百分点,取得了较好效果。研究表明,当渗透率变异系数<0.5、突进系数<1.5、渗透率级差<5,注入速度为0.06 mL/ min,注水压力7 MPa时,注水开发效果最好。底部注水能够有效解决浅层水平缝油藏注水开发效果不佳的问题,为同类油藏的高效注水开发提供了参考。

浅海油田电潜泵泵下电加热技术

针对电潜泵在胜利浅海油田稠油开发中遇到的问题, 研制了电潜泵泵下电加热装置,并配套形成了适合海上电潜泵管柱的泵下电加热技术。该技术可以有效降低电潜泵吸入口处原油粘度, 减小电潜泵机组负荷, 提高泵效, 增加原油产量; 动力电缆与筛管式加热器同时发热, 保证了全井筒的原油温度, 同时耐温耐压能力强, 抗挤毁强度高, 使用寿命长; 该技术可与潜油螺杆泵等技术配套应用, 解决部分稠油井稠油在井筒中流动困难和难以举升的问题。该技术在胜利浅海油田的应用取得了较好的效果。

浅水油气田开发水下干式采油装置

针对我国浅水海域敏感区、航道等受限区域的油气田难以实现经济有效开发的问题,借鉴港口工程行业成熟的大直径钢圆筒技术,结合常规水下干式舱及常规油田处理工艺技术,开展水下干式采油装置技术研究并形成方案,其投资较常规水下生产系统显著降低,可进一步提高受限油气田开发的经济收益,对推动浅水受限油气田开发具有重要意义。

胜坨油田浅水浊积相储集层流动单元研究

胜坨油田沙二段 1砂层组 2小层是浅水浊积相储集层 ,综合考虑岩性、物性、电性及非均质性和水淹特征 ,采用模糊聚类的方法将其分为 4类流动单元。流动单元E以中砂岩为主 ,处在沉积旋回下部 ,分布于浊流中心相 ,基本没有无水开采期 ,高含水期含水上升减缓 ,非均质性弱 ,纵向剩余油分布差别小 ;流动单元G以细砂岩为主 ,处于沉积旋回中下部 ,分布于浊流中心相边部及边缘相内侧 ,非均质性最弱 ,水淹较均匀 ,高含水期仍有可观的可动剩余油 ;流动单元M以细砂岩、粉砂岩为主 ,处于沉积旋回中上部 ,分布于浊流边缘相的外侧 ,非均质性较强 ,是剩余油较富集的部位 ;流动单元P以夹泥质粉砂岩、粉砂质泥岩的细、粉砂岩为主 ,处于沉积旋回的顶部及底部 ,分布于浊流相与湖相的交界部位 ,非均质性强 ,极容易形成剩余油 ,但剩余油总量不大且较难开发 ,经济价值不大。把流动单元研究与剩余油研究结合起来 ,可以为提高油气采收率提供可靠的地质依据。图 4参

滩海铺管敷缆船总体设计

针对胜利石油管理局“滩海铺管敷缆船”总体设计情况,分别从设计指标、基本功能、主要性能参数、关键技术和总体布置等几个方面进行了较详细的介绍。该装备具有性能指标先进、设备装备精良、工艺流程合理、安全可靠和注重环保的特点,适用于我国浅海油田及其它相同情况海域。

济阳坳陷孤岛油田馆陶组上段浅水湖泊三角洲沉积特征

通过连续取芯井的岩芯观察,以及录井、测井、古生物资料,运用沉积学理论,丰富和发展了原有济阳坳陷孤岛油田馆陶组仅仅普遍发育河流相的沉积观点,指出馆陶组上段不仅发育辫状河、曲流河等河流相,还发育曲流河浅水三角洲-氧化型浅水湖泊沉积体系,分析了浅水三角洲、浅水湖泊沉积特征和微相划分,并将湖相沉积模式应用于孤岛油田馆上段小层对比和寻找剩余油。

桩西油田桩74块注浅层水可行性研究

考察了桩 74 14 14井浅层水和桩西联合站处理后采油污水用作超低渗透率 (平均 6 .1× 10 - 3μm)的桩 74块油藏的可行性。测定了不同比例的浅层水、采油污水与油藏地层水混合后 ,各种矿化离子浓度的变化 ,由此确定浅层水、采油污水与油藏地层水在常温常压下是完全配伍的 ,在模拟油藏条件下 (130℃ ,15MPa)是不配伍的 ,会产生碳酸钙垢。由理论预测知 ,浅层水和油藏地层水混合后产生的碳酸钙垢量很少 ,而采油污水和油藏地层水在高混合比例下产生的碳酸钙垢量较多 ,且有碳酸锶垢生成。对浅层水和采油污水作为注入水的水质进行了现场检测 ,结果表明悬浮固体和粒径中值超标 ,经精细过滤后可降至标准值以下。作者建议采用浅层水并提出了继续研究的问题。表 6参 1。

滩海油田泥沙运移控制初步方案及试验研究

为了降低成本,维持滩海油田的开敞式开发,提出了滩海油田泥沙运移控制初步方案,并进行了物模试验验证。该方案充分利用自然力,通过人工干预促使防护区外泥沙起动,借助海上潮流使高含沙海水流经防护区,实现岸滩蚀退的快速防护,对滩海油田的防护具有指导意义。

地层成胶疏水缔合聚合物/苯酚/甲醛海水基凝胶调堵剂的研制

胜利埕岛浅海油田馆陶组油藏(温度70℃,渗透率1.488～8.046μm2,地层水矿化度5.310～8.346 g/L),水驱已引起油井陆续水淹,为此研制了题示调堵剂.配液用模拟海水矿化度30.7 g/L.所用疏水缔合聚合物NAPs分子量1.092×107,水解度22%,阳离子疏水基摩尔分数0.25%,在海水中0.5小时溶胀,2小时溶解.调堵剂最佳使用配方为(g/L):NAPs 7～11;苯酚0.2～5.0;甲醛液15～25;盐热稳定剂0.10～0.15;增强剂1.0;成胶时间可调.在高渗(6.895～8.821 μm2)填砂管内注入NAPs浓度8、10 g/L的配方调堵剂,在70℃反应72小时后水测突破压力为26.21～36.85MPa/m;在水驱至残余油的两组并联双填砂管内注入0.5 PVNAPs浓度10 g/L的配方调堵剂,在反向注入组(8.062/1.896μm2)调堵剂完全进入高渗管,在正向注入组(6.720/1.923 μm2)98%的调堵剂进入高渗管,成胶后继续水驱时高、低渗管吸水量发生反转,最终采收率在反向注入组分别提高3.3%和28.1%,在正向注入组分别提高5.6%和23.7%.因此题示调堵剂可用于目的油藏的调剖、堵水.表6参2.

渤海SZ36-1油田清水污水混配产生沉淀原因分析

研究了渤海SZ36-1海上油田采油污水和注入水(浅层地下水,清水)混配时产生黑色絮状悬浮物的原因.污水和清水矿化度不高(8988和5915 mg/L),腐蚀性强,腐蚀速率分别为0.746和0.786 mm/a,SRB和TGB菌含量很高,在25∶75～80∶20体积比范围混合时产生黑色悬浮物,50∶50时生成量最高.该悬浮物含8%FeS,2%Fe2S3及90%有机物,是析出的FeS(及Fe2S3)吸附水中大量油性杂质形成的.污水含大量S2-和少量Fe2++Fe3+,S2-来自储层(酸性油藏)流体中的H2S和SRB菌的代谢过程.清水含CO2等,腐蚀性强,金属腐蚀产生Fe2+及Fe3+.利用OLI公司的腐蚀分析软件求得该系统的的主要腐蚀因素是H+,H+来自HCO-3和H2O的电离,主要腐蚀产物为FeCO3,清水中的Fe2+即来自FeCO3.表3参3.

深水浅层气钻井风险评估与控制技术

在深水油气田开采过程中常钻遇浅层气,浅层气是聚集在海底的超压气体,由于预测难、控制手段少,通常采用更换井位的方式对存在浅层气的区域进行规避,严重制约了钻井井口选址范围,甚至无法实现油藏勘探目的。基于ANSYS Fluent软件,采用VOF模型和k-ε湍流模型,建立了浅层气放喷多相流体瞬态流动计算模型,得到了不同压力系数、储藏规模和井眼尺寸条件下的浅层气喷流特征,建立了基于气藏压力、储藏规模的浅层气放喷数值模型,提出了对处于中高风险等级的浅层气采取主动放喷技术的防治方法。该研究对主动应对浅层气地质灾害具有理论指导意义。

斜管组油水分离装置的结构优化研究

斜管组油水分离装置内的流场分布直接影响其除油效率,装置内流体压力的不均匀分布容易导致壳体出现应力集中现象。利用流体动力学仿真软件FLUENT对斜管组油水分离装置内的流场分布进行仿真模拟;研究入口流量对装置除油效率及其力学响应的影响,并与现场试验数据进行对比。结合Workbench流固耦合技术计算流体作用下装置的变形和应力分布。结果表明:适当降低入口流速,可大幅提高装置的除油效率,但对装置的力学响应影响不大;装置改进后其应力和位移分布得到明显改善,装置的除油效率也大幅度提高。

浅水三角洲前缘砂体沉积及渗流特征精细表征——以松辽盆地大庆长垣杏树岗油田为例

针对目前相渗研究与砂体沉积特征结合程度较低的问题,综合利用连续取心井的岩心、测井资料、油藏条件下的相渗测试数据、粒度分析、扫描电镜以及压汞数据,对松辽盆地大庆长垣浅水三角洲前缘亚相中分流河道微相及席状砂微相的沉积及渗流特征进行研究,分析了油水两相流的相对渗透率在分流河道垂向上的变化,以及在席状砂外缘、中部和内缘位置的差异。控制分流河道砂体和席状砂开发程度的因素分别为垂向上的水油流度差异和平面渗流能力的非均质性。浅水三角洲分流河道主体垂向上的相渗形态变化不大,但水油流度差异使底部更易水淹,是造成井间剩余油形成的主要因素;席状砂沉积特征的平面差异使注入水更易沿外缘推进,是造成内缘及中部的储量动用程度低的主要因素。

鄂尔多斯盆地七里村油田延长组长62油层沉积相特征及沉积模式

本文通过钻井、测井资料及露头地质剖面研究,对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长62油层沉积相进行了系统分析。研究表明,研究区目的层发育三角洲前缘亚相沉积,其不具备吉尔伯特式三角洲模式的顶积层、前积层、底积层三层结构。沉积结构上,三角洲单体厚度薄、分布广,具有"毯状"沉积结构、水下分流河道砂体优势发育等特征。沉积微相发育是以分流河道砂体为骨架,河口坝一般不发育,分流河道遭受不同程度的席状化改造。一方面,当河道入湖后迅速扩展,形成面状流向湖盆中央推进,后期河道扩展后对前期沉积物进行冲刷及改造;另一方面,湖水波浪改造使河口处形成的河口坝沉积物难以保存。沉积微相组合具有以水下分流河道优势发育,水下分流河道砂体与水下分流间湾微相互层发育等特征。研究区三角洲沉积受构造演化、气候、水平面变化及供给体系等因素控制。长62油层沉积时期地形平缓,沉降速率缓慢,气候温湿,当河道携带细粒沉积物进入湖盆时,河道迅速扩展,水流分散形成面状流并向湖盆中央推进,形成"毯式"结构。总体呈水下分流河道砂体与泥岩互层发育。

浅水自调节外转塔单点系泊研究

针对渤海浅水边际油田的开采,提出了一种自调节外转塔单点系泊方式。此方案可根据水深调节锚链和配重分布,结合了单点系泊和多点系泊的优点,首部设置外转塔,海底用分布式锚链系泊,提高了系统运动的弹性空间。对该设计进行了理论分析、数值计算和模型试验。结果显示,数值计算和模型试验数据接近,系泊力和纵荡的最大误差分别为4.5%和7.05%,说明方案设计的计算依据合理。试验数据表明,系泊力和水平运动幅度较小,值得进一步研究或向工程推广。

渤海海域盆地石油地质条件与大中型油气田分布特征

在回顾渤海海域盆地(渤海湾盆地海域部分)油气勘探历程及相关石油地质理论研究的基础上,总结了渤海海域盆地的新生代构造-沉积演化历程,分析了渤海海域盆地的石油地质条件,着重指出了与相邻陆区的显著差异。首先,渤海海域盆地两期构造旋回相应发育了沙河街组和东营组两套优质烃源岩,其中东营组烃源岩为海域盆地所特有,且晚期快速沉降有助于其成熟,因此,渤海海域盆地具有更为优越的烃源条件;其次,渤海海域盆地新近系广泛发育浅水-极浅水三角洲,是海域特有的一套勘探层系;最后,郯庐断裂带海域部分的长期持续活动最终形成了渤海海域盆地大中型油气田集中分布的油气富集带,是当前渤海油气勘探的重要领域。充分认识渤海海域盆地演化的特殊性及其独特的石油地质条件和油气富集规律,对今后的渤海油气勘探及相关研究具有参考价值。

典型油田回注水区浅层地下水环境评估研究

近年来,国家和石油化工行业积极推进地下水污染防治,防止回注采油生产等对地下水造成污染。通过研究评估胜利油田典型采油厂注水区浅层地下水质量,调查发现地下水中石油类含量较低;溶解性总固体与氯化物含量很高,表现出明显的咸水水化学特征;地下水无机离子构成比例与回注水相似度较高,但回注水中无机盐浓度显著低于大部分地下水样品;回注水中含有较高浓度的石油类和高锰酸盐指数,但溶解性总固体和氯化物指标均远低于区域地下水样品的中位数水平。研究表明,注水采油生产未对地下水造成面源污染,注水活动在工艺运行和设备维护均能达到设计要求的情况下没有对浅层地下水环境造成明显影响。

适用于浅水的水下生产控制系统研究

通过对比水下生产控制系统方式,分析浅水油气田开发价值,结合浅水油气田的特点以及适用范围,提出一个适用于浅水的水下生产控制系统方案。该系统分为中控室中控系统、水上部分(露天设备)以及水下设备3部分,并分别对水下生产控制系统的水上设备和水下设备所包含的主要设备进行了介绍。该系统通过创新的模式,将现有海上平台的中控系统和水下生产控制系统有机地加以优化,能保证系统安全稳定,可为今后项目的工程实践提供参考。

安塞油田有效动用技术探讨

安塞油田浅层主要位于安塞东,占老区近1/3面积,油层埋深浅,一般不超过1000m,含油层系多、出油井点多,资源潜力巨大,采用常规方式开发,单井产量低,经济效益差。经过探索与实践,2011年通过超前注水、水平井开发、"子母井场"技术,已初步形成了浅油层开发新模式,为后期有效动用浅层资源提供了一定借鉴。同时,针对浅层开发仍然有一系列技术难题今后一段时间内必须要解决,并提出了下步的攻关方向。