非均质性对高温高盐油藏聚合物驱影响实验研究——以大港油田官109-1断块油藏为例

针对大港油田高温高盐油藏官109-1断块特点,建立层内和层间非均质模型,对水驱之后的模拟油层进行聚合物驱室内实验。结果表明:层内非均质条件下,渗透率级差越大,水驱效果越差,转聚合物驱后提高采出程度幅度越高;反韵律组合前期水驱采出程度最高,正韵律组合后期聚合物驱提高采出程度幅度最大,最终采出程度最高;聚合物溶液注入速度对最终驱油效率影响较小;随着聚合物注入量增加,提高采出程度幅度增加,超过一定量后,增幅减缓。层间非均质条件下,随着聚合物浓度增加,中低渗层吸液能力出现先增后减的趋势;层间非均质性越强,水驱后转聚合物驱改善开发效果越明显;层间渗透率级差相同时,平均渗透率越低,聚合物驱提高采出程度幅度越大。

赋能纳米碳提高原油采收率研究进展

赋能纳米碳由于高横纵比和两亲化结构,体现出表面活性剂、分子薄膜、胶体、液晶分子和聚合物的多面特性,在纳米化学提高原油采收率领域独具优势和应用潜力。调研总结了一维碳纳米管、二维石墨烯等纳米碳结构和性质的共性与特性,全面归纳了纳米碳的起源、制备方法与赋能路径;提出了油藏高温、高矿化度条件纳米碳的精细调控赋能策略,剖析了赋能纳米碳在水-油和水-岩石界面吸附和组装机制,多维度精细表征手段及信息化物理模拟方法。以水驱油藏波及系数和波及区内驱油效率均低的普遍性问题为导向,基于纳米的分子—粒子跨尺度特征和水-油-岩界面效应提炼了赋能纳米碳大幅扩大波及系数和提高驱油效率的协同耦合机制。最后,提出了赋能纳米碳提高原油采收率规模应用存在的问题和低碳、高效的发展路径。

涡凹气浮+流砂过滤在大港油田污水处理中的应用

油田污水处理过程中去除微粒杂质是水质能否达标的关键,高效流砂过滤装置能够替代传统固定床过滤系统,在给水处理、废水处理、废水的深度处理和回用处理中具有明显的优势,在大港油田3座污水处理站的精细污水处理中进行了应用。现场应用情况表明:涡凹气浮+流砂过滤技术在中北部的唐家河污水站和南三污水站应用效果比较理想,气浮机在各污水站的除油率均在60%以上;而在南部采油三厂对于腐蚀性强、矿化度高的段一污水适应性较差,原因在于曝气除硫时悬浮物增加,同时系统结垢加重,致使涡凹气浮+硫砂过滤无法正常运行。

大港油田聚/表二元驱稳定剂的研制及性能评价

根据目前大港油田聚/表二元驱先导试验的污水处理工艺现状,从简化现场配注污水处理剂并提高二元溶液热稳定性的角度出发,研制出一种新型稳定剂KYJ,并在室内分别开展了与聚合物、表活剂、二元体系等配伍后的性能及驱油能力的实验研究。实验结果表明:在油藏温度53℃及相同的聚合物、表活剂浓度条件下,利用现场曝气污水配制的二元溶液加入KYJ后,与目前精细化处理后的污水配制二元溶液相比较,初始黏度及界面张力相差不大,随着老化时间增加,黏度保留率提高,能满足现场二元驱方案设计要求。

港西油田三区一断块本源微生物驱试验研究

简介了港西三区一断块油藏特征及由2口注水井、5口采油井组成、采出程度31．59％的本源微生物驱油试验区概况、根据本源微生物驱油藏筛选标准，该断块油藏11项参数中，75％的参数处于最佳范围，其余在适用范围。试验前注入水和注水井返排液中微生物的数量，注水井返排液中甲烷代谢速率和硫酸盐还原速率，均明显高于油井产出水中的相应值。通过注水井注入混气营养液，每年5次，每次30天，2004年共注入营养液500m^3和空气1．8×10^4m^3，2005年共注入营养液500m^3，空气7320m^3，产氧化学剂120kg。根据1口注水井和5口采油井的监测数据，注水井近井地带烃氧化菌、腐生菌、产甲烷菌数量较试验前增加3～4个数量级。硫酸盐还原菌数量减小；油井中产甲烷速率和硫酸盐还原速率增大，未检出H2S产生。油井产出水pH值为6．5～8．0，与原油间界面张力为6—10mN／m。油井产出气中甲烷含量增加，天然气产量增加。监测井产出原油黏度下降8.5％。5口采油井平均含水由88．4％降至71．3％，日产油量由3．6吨增至7.8吨。截止2006年9月累计增产油3100吨．投入产出比1：4．4。图2表4参8。

大庆外围油田CO2驱注采参数优化研究

CO2驱油技术作为一种有效提高采收率的方法在低渗透油田中具有很好的适用性,与水驱相比能够有效大幅度提高采出程度。根据大庆外围油田某低渗区块地质特点和流体物性参数建立地质模型,在对PVT实验数据相态拟合的基础上进行了CO2驱三维三相组分模型的数值模拟研究,主要对注采井距、注入方式及参数、注入气体和井底流压等进行了对比与优化,数模研究结果为试验区及同类低渗透油藏进行CO2驱开发提供了理论指导,为现场方案的实施提供了重要依据。试验区自实施注气开发以来,在一定程度上解决了低渗透油藏注入难的问题,注入能力是周围注水区的2.8倍,油井见效明显,产油恢复程度最高达60%,取得较好的开发效果。

液力反馈泵无油管采油工艺杆柱力学分析

针对常规无油管有杆泵采油存在的杆柱下行困难,造成杆柱受压弯曲、偏磨等问题,通过分析液力反馈泵无油管采油抽油杆柱在抽油机上、下冲程中的受力状况,建立了液力反馈泵杆柱力学分析模型。基于该模型,结合油井生产系统优化设计技术,分析了液力反馈泵无油管采油生产系统运行中冲程、泵径、原油黏度等主要因素对悬点载荷的影响,得出了该工艺抽汲参数选择的一般规律。通过实例计算与常规抽油泵进行了对比分析,结果表明:液力反馈泵在杆柱受力、抽油机的扭矩功率以及杆柱疲劳强度等方面均可有效改善油井工况指标,从而提高了无油管采油工艺的适用性,改善了油田开发效益。

大港南部油田套管腐蚀机理及预防对策评价

大港南部油田油水井套管腐蚀严重,已严重影响到注采开发井网完善和整体开发效益,也给所处地区带来安全环保隐患。结合腐蚀产物、腐蚀介质室内实验,在系统研究套管腐蚀机理的基础上,对目前常用的套管腐蚀预防技术进行了评价,优选出有机内涂层套管作为套管腐蚀预防技术对策,并结合油水井工作环境,重点开展了涂层耐磨性、附着力、硬度、柔韧性、抗冲击性、耐腐蚀性及耐温耐压性等室内评价,为该技术进入现场实施奠定了基础。现场应用表明,该项技术的应用可确保油水井的井筒完整性,消减套损井的潜在安全环保隐患。

大港南部油田污水分析及主要成份对聚合物溶液黏度的影响

报道了大港南部油田污水中主要无机离子分析、有机物全分析及菌数测定结果,及3种主要成份对聚合物溶液黏度的影响。所分析的水样经精细过滤净化。水样矿化度在20 g/L左右,含大量Ca2++Mg2+,含Fe2++Fe3+、S2-、溶解氧及TGB和SRB菌。鉴定并定量的有机物,在官80回注污水中共94种,包括脂烃、芳烃、酸、酚、酯、醇、酮、醛及一种取代苯胺,酚类含量达0.2 mg/L,官195回注污水的情况相同,官80采出污水中有机物共77种,缺少酸、酚、某些醇、酮、醛及取代苯胺,这一些有机物可能来自破乳、絮凝净化过程中加入的处理剂。用模拟官80回注污水配制功能型聚合物(一种含高位阻且具一定活性侧基的丙烯酰胺共聚物)溶液,加入不同量Fe2+、S2-及苯酚,在85℃密闭老化70天,定时测定溶液黏度,发现当Fe2+浓度大于0.1 mg/L、S2-浓度大于2 mg/L、苯酚浓度大于0.1 mg/L时,溶液黏度下降十分剧烈。图3表3参6。

枣园油田双向注入封堵工艺现场试验与探讨

为了实现注采层内特大孔道窜流通道的有效封堵,分析了大孔道形成机理并建立了特大孔道窜流井组的U型管流地层理想模型,指出控制U型管流地层两端井组的压力平衡是有效治理的关键。以大港油田枣南油田发育特大孔道窜流井组(枣1279-5井-风36-19井)为例,采用超细水泥封堵体系、强造壁复合封堵体系以及可酸溶性堵剂材料,进行了双向注入封堵工艺设计和现场试验,取得了较好的治理效果。

提升高含水油田一级布站覆盖率

多数油田地面集输系统是根据开发部署,在不同时期分批次建设。随着开发不断深入,油井含水率普遍上升,现有集输系统逐步显露其不适应性,存在集输半径短、场站数量多、运行能耗高等问题。为此,对集输半径边界条件进行研究,得出各种工况下的最大集输半径,进而更加直观、快捷判断现有集输系统集输半径是否合理,指导集输系统优化重组、新建系统建设等。大港某油田通过精简、重组地面场站设施,提升一级布站率,优化岗位用工,节约天然气、电的消耗,降低集输单耗,总计创效将达到2000万元/a,经济和社会效益显著,为绿色低碳新地面模式建设提供了技术支撑。

大港板北集输系统优化重组研究与应用

大港油田板北集输系统采用常规的单管加热、三级布站工艺,存在着管理点多、系统能耗高、生产维护成本高等诸多问题。通过不加热集油边界条件研究,不加热集油界限计算,接转站半径优化研究等,运用成熟的油井软件计量、Pipephase管网软件计算,开展了板北集输系统优化重组研究。论证了单管常温集输、一级布站的可行性,并现场实施,达到了预期的目的。优化重组后,实现了单管常温集输、一级布站,缩短了地面工艺流程,减少了地面处理设施,节约了天然气能源,优化了岗位用工,使生产运行成本大大降低,经济和社会效益显著,对开发后期的高含水油田地面集输系统的建设及优化改造具有借鉴和指导意义。

水平井化学堵水配套药剂研究

针对水平井化学堵水需要,研发了3种化学剂。一是化学环空封隔材料,由可溶性淀粉、丙烯酸、交联剂、淀粉酶、引发剂等在水溶液中聚合而成,讨论了合成条件。35%、45%的反应混合物1PV注入填砂管,在60℃聚合48或24小时,水测突破压力梯度>30MPa/m。聚合产物有弹性,在水中发生溶胀、降解和溶解,最终产物包括未溶解、部分溶解的淀粉、多糖、短链聚丙烯酸等,固体物粒径<100μm,降解96小时后黏度4mPa·s,降解时间随温度升高(3585℃)而减小(从约100小时到约20小时)。二是聚合物铬凝胶,聚合物为北京恒聚的耐温抗盐聚合物,无机铬交联剂中的还原剂亚硫酸盐为工业副产物,加有0.01%无机强还原剂。三是无机强造壁封堵剂,由G级油井水泥、硅灰、超细水泥、聚丙烯纤维组成,凝固时间38小时,抗压强度>12MPa。

南堡凹陷高柳构造带新近系馆陶组沉积相研究

为了指导高柳构造带的滚动勘探开发,笔者对新近系馆陶组的沉积相进行了研究。馆陶组主要发育冲积扇相、辫状河相和曲流河相。冲积扇发育于馆陶组的底部,辫状河发育于该组的中下部,曲流河发育于顶部。对各个时期沉积相的平面演化规律的研究表明,NgⅣ时期主要发育冲积扇扇中和扇缘亚相,NgⅢ和NgⅡ时期主要发育辫状河河道亚相和河道间亚相,NgⅠ时期主要发育曲流河河道和河道间亚相。沉积相发育主要受控于构造运动、较强氧化环境、干旱-燥热的古气候条件和沉积基准面的升降。泛滥平原微相泥岩与河流相砂岩匹配能够形成有利的生储盖组合。

本源微生物激活/调驱复合体系先导试验研究

所报道的复合体系中,本源菌激活/调驱剂由好氧、厌氧菌激活物和吸水膨胀颗粒按3∶1∶1质量比组成,含有淀粉56.0%、蛋白质13.0%、纤维素10.5%、矿物质5.3%、脂肪4.2%,另外加有聚合物作为固体颗粒悬浮剂。注入复合体系后随即注入空气激活好氧菌。先导试验在有5口油井、含水平均94.1%的羊丛14井组实施两轮,在有6口油井、含水40.7%～95.0%的港西42-6-1井组实施一轮。通过羊丛14井组第一轮试验,根据注入压力将激活/调驱剂浓度由30g/L提高至50g/L,将聚合物浓度由0.4g/L提高至1.0g/L;根据3口油井菌数变化并考虑化学需氧量,将按激活半径1.5m、孔隙中气液比3∶1计算的注入空气量920m3大幅提高至7000m3;注空气工艺由双段塞式改为五段塞式,每月注一次,每次1400m3,共注5次。激活/调驱施工后注水压力上升,油井产出水中FMB、HDB菌数增加,SRB菌数减少,一些油井产油量增加,港西42-6-1井组试验有经济效益。一部分油井未见效果的原因有待深入研究。

影响本源微生物采油效果的因素分析和对策

基于大港港西和孔店两试验区油藏地质和开发状况，讨论了影响本源微生物驱油效果的6项主要因素。①油藏温度：港西油田（45℃）从注入混气营养液到见效的时间明显短于孔店油田（60℃），适宜本源微生物驱油油藏的温度应为30～55℃。②油藏潜力即油藏中有益茵落数量：给出了注水井返排液和油井产出液中有益茼（HOB．TGB，ZB,MGB）数量下限和有害茼（SRB）数量上限，现场数据表明港西潜力大于孔店，驱油效果也好于孔店。③激活体系：在接近极端条件的油藏，仪补充氮源和磷源是不够的，在长期注水油藏还需补充碳源如轻质油。④注入工艺：保证有充足的空气（氧）与营养液一起注入。施工次数增加时。激活强度应相应提高。⑤油井排液量：在使用电潜泵的孔店油田以120m^3／d为限，相当于水驱速度〈2m／d。⑥流体性质：矿化度应〈50g／L。原油含蜡量应〉5％，在原油含蜡量低的孔店油田，营养液中补充碳源后驱油效果改善。图2表3参11。

低渗透油藏CO_2驱与N_2驱室内实验对比研究

为了对比研究CO2驱与N2驱在低渗透油藏的驱油效果,在室内进行了多组长岩心驱替实验。研究结果表明:渗透率相同条件下,CO2驱油效果好于N2。随着渗透率的增加,CO2驱与N2驱的驱油效率增加,但差值越来越小;定速度注入CO2和N2时,注入压力都呈现出先升高后降低,最后趋于平稳的变化趋势;且CO2驱注入压力变化幅度大于N2驱;水驱后转CO2驱或N2驱都能明显降低注入压力,且N2驱降压能力要强于CO2驱;CO2气水交替驱采出程度明显高于连续CO2驱;N2气水交替驱采出程度与连续N2驱相差不大。

高温高盐油藏聚/表二元驱技术研究与应用

大港孔南区块属高温高盐油藏,经多年注水开发,综合含水超过90%,如何提高此类油藏采收率成为油田稳产控产的主要工作,为此,开展了适合此类油藏条件的聚合物及表面活性剂筛选评价,开发出具有"抗温(78℃)、抗盐(30 000 mg/L)、抗钙镁(500 mg/L)"特性的功能型聚/表二元驱体系。应用小分子缔合聚合物、高效石油磺酸盐表面活性剂及其它助剂(合成了聚/表二元驱体系),体系黏度达到90 m Pa·s,界面张力达到10-3 m N/m数量级,乳化性强。利用该体系进行岩心驱油实验,提高采收率明显,现场试验提高采收率成效显著。

低渗透油藏CO_2驱技术界限研究

为了确定低渗透油藏CO2驱技术界限,在室内进行了多组长岩心驱替实验。结果表明:在驱替压力较低时高渗岩心采收率较高,驱替压力较高时低渗岩心采收率较高;在低渗与特低渗范围内岩心气水交替驱效果好于连续气驱,超低渗范围内连续气驱效果好于气水交替驱;高渗岩心选择气水交替驱时要注意防止气段塞过大加快气窜,低渗岩心选择气水交替驱时要适当增加气段塞比例大小。

聚/表二元驱体系配方优化研究

室内开展了聚合物与聚/表二元体系物理模拟实验,对驱油体系在多孔介质中的黏度和渗流运移特征研究表明,聚/表二元体系具有良好的增黏性,同时二元复合驱采收率增幅大于聚驱与表活剂驱采收率增幅之和,并确定了最优二元驱体系配方,即聚合物浓度1 750 mg/L,表面活性剂质量分数0.2%,注入段塞尺寸0.4 PV。