浅谈大庆油田第八采油厂绿色油田建设

文章分析了石油开发对环境的影响,提出了建设绿色油田的必要性和重要性。通过对大庆油田第八采油厂绿色油田建设现状的分析,总结出该厂建设绿色油田存在的问题,提出建议与对策,展望了建设绿色油田的前景。

X采油厂聚驱压裂阶段设计方法及应用

近年来,聚合物驱油已成为稳产的重要技术手段,受聚合物黏度高、聚驱后厚油层内纵向上非均质性严重和平面上剩余油分布零散等因素影响,有必要制定对应的个性化压裂方案。通过分析X厂近几年聚驱压裂情况,针对不同注聚阶段剩余油特点,执行对应压裂配砂方案。配套形成了针对聚驱空白水驱、含水下降期、低值期、回升期各阶段适用的压裂技术,形成了简便易行的不同注聚阶段参数个性化设计原则,即25~40 m 4个层级的压裂半缝长规模。该方案较好地满足了聚驱开发需求,符合油田精细化开发需要。

疏水缔合聚合物AP-P4在SZ36-1油田油藏储层条件下静吸附和解吸附规律研究

为进一步研究疏水缔合聚合物提高原油采收率的机理,以SZ36-1油田储层油砂、注入水和疏水缔合聚合物AP-P4为研究对象,开展了聚合物浓度、聚合物类型、调节剂浓度和油砂粒径对吸附和解吸附规律影响研究。研究结果表明,疏水缔合聚合物静吸附和解吸附量与聚合物分子间缔合程度、聚合物分子吸附方式以及油砂比表面积密切相关。当AP-P4浓度在500数2500 mg/L时,吸附量为0.758数1.278 mg/g,解吸附量为0.122数0.653mg/g,其中,当聚合物浓度高于1200 mg/L时,"多分子层"吸附量增加。与"单分子层"吸附相比,"多分子层"吸附时聚合物分子聚集体与油砂表面间结合力较弱,吸附稳定性较差,更容易发生脱附。加入β-环糊精可以抑制疏水缔合聚合物疏水基团间的缔合作用,导致聚合物分子聚集体尺寸减小。随着聚合物分子聚集体尺寸和油砂粒径减小,聚合物分子吸附量增大,以"单分子层"吸附方式附着于油砂颗粒表面的聚合物分子数增多,吸附稳定性增强。

低渗透油田清防蜡精益质量管理实践

针对中国石油大庆油田第八采油厂清防蜡管理工作中存在的问题,创新管理方法,将精益质量管理理念与清防蜡管理相结合,成功形成了低渗透油田清防蜡精益质量管理模式。应用该管理方法,加药人员减少、效率提升、效益显著,最终确定了以加药和超导热洗为主体,高温热洗、强磁工具为辅助的清防蜡方式。有效保证了低渗透油田清防蜡效果,油井运行工况得到提升,检泵率持续下降,作业维护成本降低。

大庆长垣北部萨Ⅱ油层组高分辨率层序地层分析

应用高分辨率层序地层学理论方法,利用8口井的岩心资料和5953口井测井曲线资料,对大庆长垣北部萨Ⅱ油层组各级基准面旋回界面的类型标志及特征进行综合分析,将萨Ⅱ油层组划分为1个中期旋回、5个短期旋回、18个超短期旋回,建立了以中期旋回层序为整体控制、短期旋回层序为框架、超短期旋回层序为最小对比单元的高分辨率层序地层格架,并提出了大庆长垣北部萨Ⅱ油层组地层自北向南逐渐减薄的地层模式。层序地层分析表明,基准面的变化影响着萨Ⅱ油层组垂向沉积层序演化和砂体的分布特征,萨Ⅱ油层组下部为基准面下降期的复合型水退进积地层序列,上部为基准面上升期的复合型水进退积地层序列,中部为基准面下降到上升的转换期。

大庆外围东部葡萄花油层注采参数优化方法

为解决大庆外围油田中高渗葡萄花油层高含水开发阶段保液困难较大的问题,优选储层条件较好的A区块,通过取心资料分析、室内实验论证、开发区块对比、公式推导与现场试验相结合的方法,开展注采参数优化研究,明确了含水在70%以后仍有近一半的剩余可采储量,适合提高采液速度。研究结果表明,中高渗葡萄花油层高含水期注入孔隙体积倍数应达到0.4～0.5 PV以上,注入速度要保持在0.04 PV/a,采液速度应达到3.8%以上。典型区块试验后,注采结构得到改善,油井产液量和产油量上升,油井生产时间延长,提高了油田的最终采收率。

提升大型低渗透油田压裂措施管理质量的探索与实践

针对大型低渗透油田深入发展对压裂措施管理工作提出的新要求,构建了符合大型低渗透油田发展的“5667”压裂措施管理模式,成功探索出大型低渗透油田提质增效的新途径,确保了大型低渗透油田持续、平稳、高效开发。“5667”压裂措施管理模式的内涵即:5个“及时结合”、6个“实施到位”、6个“挖潜对策”、7个“特色工艺”。在“5667”压裂措施管理模式实施下,措施运行及时、精准、高效,全厂完成年度压裂措施产量3.98×104 t,超过计划任务。

基于移动终端的油田智能化监管模式的探索与构建

企业的安全生产监督和管理的水平,关系着职工的家庭幸福、影响着企业的形象和发展。因此,如何更好、更高效、更深入地做好安全生产监督和管理工作成为一个重要的议题。本文探索构建油田企业安全生产监督和管理APP的虚拟构架和应用方法,若将其应用到油田安全生产监督和管理工作,将有利于企业员工对安全知识的了解和学习,有助于企业安全监督和管理人员提高安全生产监督和管理的工作效率,更有益于企业提升整体安全生产管理水平。这对油田企业做好安全生产监督和管理工作具有重要的意义。

中国油气微生物勘探技术新进展——以大庆卫星油田为例

在大庆卫星油田,将油气微生物勘探技术应用于油田开发区.通过油气微生物勘探技术应用研究,揭示了卫星油田研究区内断层-岩性油气藏中剩余油气富集规律;扩大了油田的开发范围;与此同时,发现了4个微生物异常区.并通过钻井实践证实,油气微生物勘探在该区预测的成功率达80%,并为卫星油田新增探明石油地质储量300×104t.通过油气微生物勘探技术在卫星油田的应用研究,为该技术从勘探领域向开发领域奠定了较坚实的基础,并建立了更为精确的微生物异常标准体系,为研究区及其邻区,乃至整个松辽盆地提供了一个行之有效的解释依据.同时,对于我国的复杂油气藏,特别是岩性油气的后期开发提供了一个新的技术支撑,这必将对我国的油气勘探尤其是在油田开发区寻找剩余油与扩边增储方面产生深远的影响.

二元复合驱流度控制作用效果及其合理流度比研究

针对大港油田港西三区油藏,研究聚合物-表面活性剂二元复合体系流度控制作用对驱替效果的影响,考察二元复合驱合理流度（黏度）比的影响因素.结果表明：随油藏原油黏度、储层平均渗透率和渗透率变异系数增大,流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率增加;与聚合物溶液相比较,表面活性剂溶液流度控制作用效果较差,它在储层内仍沿原水流通道流动,仅靠降低通道内剩余油含油饱和度提高采收率,增油效果较差;流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率超过65％,大港油田港西三区合理黏度比为0.81 ～1.45.

松辽盆地三肇凹陷向斜区白垩系姚家组葡萄花油层油水分布特征及其主控因素

松辽盆地三肇凹陷向斜区具有数量可观的油气资源,但葡萄花油层的油水分布十分复杂,其主控因素尚不清楚。利用成熟开发区详实的静态资料和开发动态资料,研究了已发现的油藏类型和分布特征,分析了石油成藏的控制因素,并探讨了富油凹陷向斜区油水分布的主控因素。结果表明:1)三肇凹陷向斜区葡萄花油层的油水分布受控于由局部构造和单砂体组成的单一圈闭,在单一圈闭内具有统一的油水界面,相邻的不同单一圈闭具有不同的油水分布规律; 2)单一圈闭的聚油模式及其叠加样式控制了向斜区的油气成藏与油水分布,已成藏的单一圈闭和未成藏的单一圈闭在空间上的复杂叠置最终造成了向斜区石油聚集与分布的复杂性; 3)垂向多层、平面多支的单砂体和复杂的局部构造组合形成的圈闭以及非圈闭的叠置关系是向斜区油水分布特征的主控因素。由此可见,向斜区的油藏预测需从控制油气成藏的不规则空间体的构成要素出发,即分析断裂、单砂体及二者空间配置关系。

松辽盆地北部中浅层含油饱和度和孔隙度的关系与油气侵位对成岩作用的抑制

为了研究油气侵位对松辽盆地中浅层成岩作用和孔隙度衰减的抑制作用,本文系统的统计和分析了该盆地大量的孔隙度和含油饱和度岩芯分析数据。结果表明,所有探井储层的孔隙度与含油饱和度之间均呈正相关关系,储层含油饱和度越高,孔隙度越大,而且中部含油组合中萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层二者的相关性好于下部含油组合中扶余油层和杨大城子油层的相关性。由此可见,油气注入储层之后,可以有效地抑制储层的成岩作用,保护孔隙,而且油气注入越早,越有利于孔隙的保护。

基于储层构型理论的致密砂岩成藏过程分析——以松辽盆地古龙向斜葡萄花油层为例

针对致密砂岩储层非均质性强和成藏过程复杂,利用岩心、岩石薄片、扫描电镜和实验分析测试等资料,基于储层构型理论的等级体系划分和成因单元识别,综合研究松辽盆地古龙向斜葡萄花油层的岩石学特征、物性特征、孔喉结构特征和成岩特征,进而对致密砂岩储层的致密史与成藏史时空耦合关系进行分析。结果表明:葡萄花油层由8种岩相成因单元、4种微相成因单元和1种亚相成因单元的3个等级体系级次组成;葡萄花油层砂岩类型主要为长石岩屑砂岩,粒度细,分选-磨圆中等,方解石充填为主,孔隙度平均值为7.63%,渗透率平均值为0.42×10^(-3)μm^2,孔隙类型以粒间溶蚀扩大孔为主,喉道类型主要发育收缩状、断面状和弯片状;葡萄花油层经历了两期胶结和一期溶蚀的成岩演化序列,目前处于中成岩阶段A期;葡萄花油层具有多期成藏和选择性充注的动态演化过程,得出向斜区油气富集的优质储层为水下河道微相、厚层席状砂微相及二者附近连通的薄层席状砂微相。

聚合物、聚表剂和Cr^(3+)聚合物凝胶分子构型及其渗流特性差异

利用扫描电镜(SEM)、动态光散射(DLS)、流变仪和岩心驱替等实验方法研究聚合物、聚表剂和Cr3+聚合物凝胶的分子结构形态、分子线团尺寸、流变性、传输运移能力和渗流特性差异。结果表明:聚合物分子在水溶液中形成无规则的空间立体网络结构;聚表剂分子结构形态呈现片-网状结构;聚合物凝胶1发生以分子内为主、分子间为辅的交联反应,聚合物凝胶2发生以分子间为主、分子内为辅的交联反应;在相同质量浓度条件下,聚表剂分子线团尺寸最大,其次是聚合物凝胶2,再次为聚合物,聚合物凝胶1分子线团尺寸最小;聚表剂分子线团尺寸分布最分散,其次是聚合物凝胶1,再次为聚合物凝胶2,聚合物分子线团尺寸分布最集中;4种驱油剂均表现出先剪切增稠、后剪切变稀的流变特性,其中聚表剂剪切增稠和剪切变稀现象最明显;聚合物溶液传输运移能力最好,其次为聚合物凝胶1,再次为聚合物凝胶2,聚表剂溶液传输运移能力最差;聚合物凝胶残余阻力系数大于阻力系数,表现出独特的渗流特性。

驱油用FPS-B剂的流变性和黏弹性及驱油效率研究

利用环境扫描电子显微镜观察了FPS-B剂在溶液中的微观形态。采用稳态剪切和动态剪切实验,研究了不同质量浓度FPS-B剂的流变性和黏弹性,并进行物理模拟驱油实验。结果表明,FPS-B剂比高分子聚合物具有较好的增黏耐盐性、流变性和黏弹性。FPS-B剂质量浓度增大时,溶液的损耗模量和储存模量也相应增加,且两种模量曲线相交;当剪切速率低于该交点处的剪切速率时,溶液的储存模量大于损耗模量;相反,溶液的储存模量小于损耗模量。从分子结构和性质方面分析了产生这种化学现象的原因。岩心驱油实验结果表明,FPS-B剂不仅可以扩大波及体积,还有利于提高原油采收率。

聚合物驱剖面返转时机及其影响因素

聚合物驱过程中的剖面返转现象会对提高采收率造成不利影响,为进一步提高聚合物驱效果,通过理论分析和室内物理模拟方法,对聚合物驱油效果和聚合物驱剖面返转时机及其影响因素进行研究。结果表明,随岩心渗透率升高,聚合物驱剖面返转时机延后且延后幅度增大,聚合物溶液浓度C_P=1600 mg/L、渗透率级差为4时,渗透率大于1200×10^(-3)μm^2后尤为明显;随渗透率级差和小层厚度比(高渗层/低渗层)增大,即地层系数级差增大,剖面返转时机提前,聚合物溶液浓度C_P=1600 mg/L、岩心平均渗透率K_g=300×10^(-3)μm^2、地层系数级差10条件下,剖面返转时机可提前至0.06数0.07 PV。随岩心渗透率升高和地层系数级差增大,采收率增幅呈先增大后减小趋势;聚合物驱剖面返转时机T_p与地层系数级差D_j关系满足方程式T_p=a(D_j-1)^(-1),随聚合物溶液浓度升高,返转系数a值减小,剖面返转时机提前。应用该公式可定量描述剖面返转时机与地层系数关系,及时调整注入参数,提高聚合物驱效果。

高浓度三元复合体系性能评价及机理分析

针对油田实际需求,利用仪器测试和理论分析方法,对碱/表面活性剂/聚合物(ASP)三元复合体系黏度、界面张力、静吸附特性、流变性和流动特性进行了系统评价。结果表明,随碱浓度增加,三元复合体系黏度和界面张力降低;随表面活性剂浓度增加,三元复合体系黏度先降后升,界面张力降低。在三元复合体系中,表面活性剂静吸附量最大,碱次之,聚合物最小。随碱浓度增加,三元复合体系黏弹性降低;表面活性剂对三元复合体系黏弹性影响不大。流动性实验表明,溶剂水除垢后三元复合体系阻力系数和残余阻力系数变小。随碱浓度降低、聚合物浓度升高和岩心渗透率降低,三元复合体系阻力系数和残余阻力系数增大;随表面活性剂浓度增加,三元复合体系阻力系数和残余阻力系数呈现"先减小后增大"的变化趋势。

松辽盆地榆树林—肇州地区葡萄花油层沉积相类型及沉积演化特征

运用薄片鉴定、粒度分析、岩心观察、测井分析和物性分析等方法,研究了松辽盆地榆树林—肇州地区葡萄花油层的岩石学特征、沉积构造特征、测井相类型、物性特征及含油性特征等。结果表明:榆树林—肇州地区葡萄花油层为河控三角洲沉积,可进一步划分为分流河道、天然堤、决口扇、分流间湾、水下分流河道、水下分流间湾、前缘席状砂及前三角洲泥等8种沉积微相类型。通过单井垂向层序、平面沉积微相及储层含油性与沉积微相类型关系的分析,认为葡萄花油层经历了早期基准面下降后期基准面上升的沉积演化过程,且沉积微相类型控制了储层的含油性。研究成果对该区岩性油气藏的勘探与开发具有重要指导意义。

方正断陷源盖空间匹配关系及控藏作用

为了研究方正断陷油气成藏规律,基于源岩和盖层的发育及分布特征,从二者空间匹配关系入手,对该断陷油气成藏与分布的控制作用进行了研究。结果表明:方正断陷主要发育2类5套源盖空间匹配关系,其中自源自盖型2套,主要发育于新安村+乌云组;下源上盖型3套,主要发育于新安村+乌云组至宝二段。Ⅰ和Ⅲ套源盖空间匹配关系在整个断陷均有分布,Ⅱ和Ⅴ套仅分布于断陷东部,Ⅳ套仅分布于断陷西部。5套源盖空间匹配关系对油气成藏与分布的控制作用主要表现在3个方面,分别为源盖空间匹配关系的数量控制着油气聚集与分布的层位,同一层位源盖空间匹配关系的数量控制着油气聚集的数量以及源盖空间匹配关系中盖层的质量控制着油气聚集的数量。

HPAM南海海水溶液磁处理增粘条件优化及性能评价

利用表观粘度测量法,研究部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)南海海水溶液磁处理后的增粘规律,并对增粘后的HPAM南海海水溶液进行抗剪切性能、抗氧降解性能、磁记忆性和模拟岩心驱油性能评价。结果表明:在磁处理温度为30℃、磁场强度为60 mT、磁处理时间为1.5 h和磁处理搅拌速度为800 r/min的条件下,质量浓度为2 000 mg/L的HPAM南海海水溶液的粘度由14.2 mPa·s增至18.1 mPa·s,增粘率达27.5%;磁处理增粘的HPAM南海海水溶液,在30℃下抗50~200目筛网的剪切性能和抗氧鼓泡降解性能明显优于同温度下未经磁处理的HPAM南海海水溶液,且磁记忆时间达9 d。在HPAM南海海水溶液驱油结束后,继续注入3.9 PV经磁处理增粘的HPAM南海海水溶液,注入压力提高了35 k Pa,图像显示波及体积进一步扩大,采收率得到进一步提高。