孤岛油田河流相砂岩油藏储集层非均质性定量表征方法

胜利油区孤岛油田已注水开发30多年,馆陶组河流相砂岩储集层中的剩余油分布受储集层非均质性控制。为了定量表征储集层的非均质性,在储集层细分时间单元研究的基础上,综合利用钻井、取心、测井和地震资料,获得反映储集层非均质性的沉积微相、孔隙度、渗透率和有效厚度/总厚度比值参数与微构造参数,将这些参数归一化后,转化为综合反映储集层非均质性的非均质性综合指数,根据非均质性综合指数平面等值线图预测剩余油相对富集区。利用该方法能快速、直观地预测剩余油相对富集区的分布,为老油田开发调整和提高采收率提供依据。

微生物清蜡降粘采油技术在垦90断块油田的应用

将由垦 90断块油水样中培养出的 12种厌氧、嗜热、耐压菌种按最突出的性能划分为降粘、降蜡、乳化 (降粘 )等菌种 ,分别作用于该断块 4口井产出的原油 ,一些菌使高蜡高凝高粘原油凝固点下降 4 .5～ 9.0℃ ,5 0℃粘度下降16 %～ 5 2 % ,一些菌使原油含蜡量下降 4 %～ 14 % ,一种菌使原油烃主碳峰由C2 4移至C16。考察了这些菌的生长条件 :水矿化度一般 <1.0× 10 5mg/L ,最高达 1.5× 10 5mg/L ;pH值一般 5～ 9,耐酸菌为 5 .5 ,耐碱菌为 7.5。在垦 90断块油藏 (温度 10 0～ 110℃ )的 4口油井中通过油套环空注入由 3种或 4种菌组成的混合菌液 ,一次 30 0～ 10 0 0kg ,使试验井抽油机负荷减小 ,管线回压降低 ,免修期延长 。

孤岛油田含聚污水中酸性组分的分离与组成结构研究

采用石油醚和三氯甲烷分级萃取孤岛油田含聚污水中的油分，得到两个不同极性的组分F1和F2；用碱抽提法从酸值较高的F2组分中分离酸性物质并将其甲酯化，通过柱层析法将甲酯化物分成Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ三个甲酯组分。用元素分析、红外光谱分析等对上述各组分的组成及结构进行鉴定，对甲酯组分Ⅰ进行GC—MS结构鉴定。结果表明，含聚污水中酸性乳化活性物质主要富集在F2组分中，降解HPAM是酸性物质的主要的组成部分；甲酯组分Ⅰ主要为石油酸甲酯，甲酯组分Ⅱ主要为含酰胺基的脂肪酸甲酯，甲酯组分Ⅲ除含有较多酰胺基脂肪酸甲酯外，还含有一定量的强极性含硫化合物；孤岛油田含聚污水中的轻质石油酸以单环环烷酸、四环环烷酸和脂肪酸为主，其中环烷酸的含量明显大于脂肪酸的含量。脂肪酸以C16和C18为主，单环环烷酸以C14-18为主，四环环烷酸以C18-21为主。

孤岛油田西南缘馆下段断层封闭性与油气成藏

油源分析表明,孤岛油田西南缘Ng下油藏原油主要来自渤南洼陷Es3烃源岩,油气藏类型以构造油气藏为主。断层封闭性是研究区Ng下油藏成藏的主控因素,对研究区主要断层封闭性研究结果表明:Ng7下、Ng8下断层封闭性较好,利于形成油气藏;Ng8下以下断层封闭性较差,可作为油气运移的通道。研究区Ng下油气成藏模式可概括为渤南油源型断阶输导-断层封堵成藏模式,断块油气藏和与断层伴生的逆牵引微背斜构造油气藏是该区Ng下油气藏勘探的重要方向,该成藏模式应用效果良好,展示了孤岛油田西南缘地区Ng下油气藏较好的勘探开发前景。

孤岛油田馆1+2砂层组湖相沉积的发现及其意义

分析胜利油区孤岛油田馆陶组上段连续取心井段的岩心,发现了存在浅水湖泊沉积的证据,据此认为馆1+2砂层组属于浅水湖泊沉积,而非单一的河流相沉积。沉积期间,湖盆地形平坦、水体极浅,湖平面受气候影响频繁振荡式升降变化,沉积物表现为氧化、还原环境交替的红灰相间的细粒结构,湖泊沉积构造(如波状层理、浪成沙纹层理和波痕等)发育。根据岩性、沉积等特征,划分为水道、砂坪、混合坪、泥坪和沼泽等5种沉积微相类型,洪水期和枯水期各微相的发育特点和平面展布不同。馆1+2砂层组属于湖相的观点为该区的勘探开发提供了新思路。

孤岛稠油乳化降粘剂FH-02应用性能研究

FH-02是加有抗钙镁离子剂的非离子、阴离子表面活性剂混合物.报道了该剂对孤岛稠油的乳化降粘性能.FH-02溶液用孤岛油田回注污水配制,实验温度50℃,根据静置时脱水率和SV值确定乳状液稳定性.孤岛稠油与0.5%FH-02溶液按体积比80/20、70/30、60/40混合时形成稳定性递减的O/W型乳状液,体积比50/50时形成很不稳定的W/O型乳状液,最佳油水体积比为70/30.在该体积比下,0.5%～1.5%的FH-02溶液与孤岛稠油形成稳定性相近的O/W乳状液,FH-02水溶液的最佳质量分数为0.54%;FH-02质量分数由0.1%增至0.5%时,与粘度21230 mPa·s的稠油形成的乳状液粘度由5485 mPa·s降至303 mPa·s,乳化降粘率由74.16%增至98.57%.0.5%的FH-02水溶液与粘度3546～21230 mPa·s的6种稠油形成的乳状液,粘度在82～303 mPa·s范围,乳化降粘率≥97.7%.对于粘度12871 mPa·s的稠油,FH-02的乳化降粘率(98.8%)高于孤岛油现用3种乳化降粘剂(95.7%～96.6%).FH-02不影响现用4种原油破乳剂的效能.表6参7.

从电力需求侧管理看中国天然气调峰

近几年出现的"气荒"暴露出天然气储气调峰中存在的"短板",如供需矛盾长期存在、天然气峰谷差日渐严峻、储气库资源薄弱、大型管网之间调配困难等。电力部门实施电力需求侧管理,采取了一整套行之有效的措施来缓解电力的供需矛盾、电力峰谷差日渐严峻及其电力调峰的问题。其对我国天然气调峰的启示是:政府部门应对天然气调峰制定相应的法律法规和优惠政策,积极支持天然气调峰手段和技术的研究与开发;建立灵活的系统负荷合同和大客户负荷管理系统,加强可中断用户的管理,在天然气紧缺的情况下,利用双燃料系统,进行有效调峰;利用价格杠杆,实施峰谷分时气价,鼓励用户"移峰填谷"。通过实施上述措施有望解决天然气调峰问题,促进我国天然气产业链的可持续发展。

聚合物驱采油污水中乳化活性物质对污水处理的影响

研究了聚合物驱采油污水中乳化活性亚组分及亚组分与水解聚丙烯酰胺(HPAM)之间的相互作用对絮凝剂破乳絮凝效果的影响,提出了含聚污水的处理对策。结果表明,高相对分子质量、强极性亚组分SF42及高酸值亚组分SF31与HPAM共同稳定的乳状液比弱极性亚组分SF2所稳定的乳状液更难破乳絮凝;在不含盐的模拟体系中,高相对分子质量絮凝剂聚合铝(PAC)、阳离子聚丙烯酰胺(CPAM-1)与HPAM有较弱的协同絮凝作用,协同作用机制以桥连作用为主;HPAM的盐敏效应导致含聚污水盐质量浓度超过7000 mg/l以后,其中油珠zeta电位由负值变成正值,使得具有一定阳离子度的高相对分子质量絮凝剂CPAM-1对含盐、含HPAM模拟乳状液及实际污水的破乳絮凝效果明显优于其它絮凝剂,且CPAM-1与污水中HPAM在较宽的浓度范围内都有很强的协同絮凝作用。

孤岛中一区注聚井二氧化氯解堵技术

胜利孤岛油田中一区一部分注聚井地层堵塞严重,常规酸化解堵效果不好,为此开发了二氧化氯解堵技术。室内实验结果表明:1%CMC和0 5%HPAM溶液与等体积0 4%ClO2溶液的混合液在60℃放置3小时后,粘度较空白混合液下降95%和87%;HPAM/Cr3+强凝胶在0 4%ClO2溶液中于80℃放置12h后解体,产生少量絮状沉淀;ClO2在加量30～200mg/L时在30～90min内基本上杀灭全部SRB菌(初始菌数2 5×104～≥1 1×108个/mL),在加量5～100mg/L时在5～60min内基本上杀灭全部TGB菌(初始菌数≥1 1×107个/mL);0 2%～0 8%ClO2溶液对FeS的溶蚀率为16 8%～23 1%,远高于15%盐酸液的5 3%;常温下ClO2对N80钢的腐蚀率符合现场施工要求。在4口注聚后恢复注水的井实施0 4%ClO2解堵,使平均注水压力由13 3MPa降至10 1MPa,注水量达到配注量,有效期79～325天,平均192天;10口对应采油井原油增产,其中7口油井增产显著,有效期107～301天,平均178 4天。表5参2。

应用泡绵弹除垢技术解决垦利油田集输管线结垢问题

结垢问题是油田开发与集输过程中面临的一个严重问题。本文针对孤岛采油厂相关情况及实践分析,提出应用泡绵弹除垢技术,分析其功理及效用。

塑造“孤岛文化” 引领企业发展

孤岛采油厂培育以“共建和谐孤岛、共谋科学发展”为核心内容的孤岛文化，促进了企业科学和谐发展。

大孔道形成与演化过程流固耦合模拟

为描述与认识油藏大孔道的形成与演化规律,建立了一套流固耦合数学模型。该数学模型由储集层渗透率演化模型与油藏流体渗流方程耦合而成,其中储集层渗透率的变化模型为渗透率与累计线流量的关系方程,反映了大孔道的演化过程。在此基础上,开发了模型求解软件。通过对正韵律概念模型的模拟计算,得出了大孔道在地层中的形成与演化规律:随着含水率的增加大孔道逐渐发育,含水率越高,大孔道越明显;大孔道主要发育在近井地带和主流线上;大孔道在正韵律厚油层底部发育;渗透率级差越大,注水过程中越容易形成大孔道;注采不均衡性导致在注采强度较大的方向上容易形成大孔道。实际模拟了胜利孤岛油田中二中30NB20井区Ng35大孔道的形成过程和特征,相应注水井实施调剖措施的效果进一步证实了大孔道的存在及本方法的可靠性。

国内注聚井堵塞及化学解堵技术研究进展

从堵塞物成分分析、堵塞物成因及堵塞机理、化学解堵技术3个方面综述了近10年来注聚井堵塞及解堵技术的研究与应用情况。现场取样分析结果表明,注聚井堵塞物均是无机物和有机物组成的混合物。堵塞物成因及堵塞机理归纳如下:聚合物吸附滞留;聚合物相对分子质量与储层孔喉尺寸不配伍;地层微粒运移;细菌及其代谢产物;无机物引发的聚合物胶团;聚合物溶液配制及稀释操作不当。关于化学解堵技术,介绍了用于注聚井特别是注聚合物凝胶井解堵的二氧化氯型、非二氧化氯强氧化剂型及不含强氧化剂的3大类7种解堵剂及5个矿场解堵实例。参33。

疏松砂岩中微粒迁移问题的研究

疏松砂岩储集层出砂是石油开采中的严重问题,砂岩微粒被冲蚀形成的大孔道会造成严重水窜,迁移的微粒被捕获会导致地层堵塞,使渗透率和产油量下降。为了详细研究疏松砂岩中微粒迁移问题,修正了孔隙介质中微粒冲蚀和捕获的毛细管模型,采用特征线方法给出了模型的解析解,利用有限差分方法求出了模型的数值解,并且将数值解与解析解进行了对比。根据对模型的研究得出结论,对于渗透率较低的油藏,出砂时砂微粒浓度在达到峰值以前就已经发生了地层堵塞,胶结疏松且渗透率较高的油藏更容易形成大孔道。

固体缓蚀剂GTH油井防腐技术

为了防止胜利孤岛油田含H2S和CO2酸性气体、采出水矿化度高的油井井下腐蚀,研制了以炔氧甲基胺及其季胺盐为主缓蚀剂,酰胺咪唑啉为复配缓蚀剂,加入多种辅助组分和加工助剂,用挤压成型方法制成的固体缓蚀剂GTH(φ55 mm、L 250 mm的棒状物).65℃时加量15和20 mg/L的主缓蚀剂对N80钢试片在油田采出水中的缓蚀率为85%和90%,加入复配缓蚀剂使缓蚀率提高1%～2%.考察了含不同量缓蚀成分的GTH在65℃(及90℃)自来水中0～30天的动、静态溶出率,确定用于孤岛油田的GTH中缓蚀成分的含量为40%,在室内测得在油田采出水中的溶出速率为2.3～2.5 mg/d·cm2,按日产液量每10 m3下入2 m长棒状缓蚀剂,可在一定时间内使油井采出水中缓蚀成分浓度维持在13 mg/L.根据7口油井的检测数据,下入GTH后采出水的腐蚀速率平均由0.138 mm/a降至0.023 mm/a,缓蚀率为83%.简介了将GTH下入井内的工艺.在孤岛油田将该防腐蚀方法用于35口油井,32口井的检泵周期由4个月延长至8个月以上.图5表5参3.

清除聚合物堵塞的解堵剂DOC-8的研制

聚合物解堵剂DOC-8已用于孤岛渤19注聚试验区注交联聚合物（弱凝胶）引起的地层堵塞。该剂为粒状，由强氧化剂过氧化钙（Ⅰ）和辅剂亚氨酸钠（Ⅱ），柠檬酸（Ⅲ）组成，其中Ⅰ与Ⅱ质量比为92：8，用清水或油田污水配咸水溶液使用，最佳组成为1％Ⅰ＋3％Ⅲ＋Ⅱ，此即1％DOC-8解堵液。1％DOC-8解堵液与HPAM／C2^3＋凝胶在〉55℃以上反应〉5小时，凝胶中的HPAM完全降解，生成低黏度水溶液，借用标准规定的黏度法测反应液中HPAM分子量，求得降解率接近完全。DOC-8水溶液pH为7～9，腐蚀速率随浓度升高而降低，1％溶液为0．8564g／m^2。ha在含油的85％石英＋15％黏土填砂管流动实验中，注入HPAM／C2^3＋溶液并成胶后造成约41％的渗透率伤害，用1％DOC-8解堵液处理，进入深度达到岩心长度1／2时，渗透率恢复率63％；在填砂管前置入注聚水井凝胶堵塞物使渗透率下降57％，分五轮次用DOC-8＋JCN-006（低伤害酸液）处理，进入深度达到岩心长度1／2时，渗透率恢复率达95％。图4表6参2。

柴北缘西部中生界剥蚀厚度恢复及其地质意义

恢复剥蚀过程和剥蚀量对研究沉积盆地的埋藏史、构造演化史、热史等均具有十分重要的意义。柴达木盆地北缘西部中生界曾遭受剥蚀,剥蚀量大小关系到对整个柴北缘油气勘探潜力的正确评价。重点采用地震剖面法、镜质体反射率法,结合物质平衡法、声波时差法等多种方法,估算了柴北缘中生界剥蚀厚度,在此基础上恢复了柴北缘主要烃源岩成熟演化过程,结果表明:柴北缘的油气运聚成藏事件主要发生在第三系沉积过程中,在此前没有大规模的生排烃和油气运聚成藏事件发生,由此得出柴北缘具有较大油气资源潜力的结论。

污水中聚丙烯酰胺的水解度、摩尔质量及含量的测定

富集并提纯了聚合物驱采油污水中的水解聚丙烯酰胺(HPAM),对富集的HPAM粗品和纯化品进行了元素分析及IR分析。结果表明,纯化品的元素分析结果及IR谱图与工业品的吻合较好。用淀粉-碘化镉法同时测定了富集HPAM的水解度及孤岛油田孤二联合站污水中HPAM的含量,用粘度法测定了富集HPAM的相对分子质量。孤岛油田孤二联合站污水中HPAM的含量为207.3mg/L;富集HPAM纯化品的水解度为30.1%,摩尔质量为2.26×106g/mol。

一种耐温抗盐的交联聚合物调驱体系

题示可用于高温高盐油藏的调驱体系由聚合物HPAMAX-73、含Cr3+≥4.5g/dL的羧酸铬交联剂XL-Ⅲ及添加剂组成。通过组分用量筛选确定AX-73用量为1700mg/L,XL-Ⅲ用量为42mg/L,配液用水为含钙镁离子1512mg/L、矿化度8.0×104mg/L的盐水。该体系在80℃静置3天生成的弱凝胶,粘度η*(80℃,0.422Hz)超过200mPa.s,为1700mg/LAX-73溶液粘度ηp(80℃,7s-1)的17倍多。该体系在10~80℃范围的交联速度随温度升高而增大,在45~80℃范围成胶时间小于10小时。矿化度在4.0×104~8.0×104mg/L范围时,生成的弱凝胶粘度随矿化度减小而增大。在储层油砂存在下由于一部分聚合物和交联剂被吸附,该体系生成的弱凝胶的粘度有所下降。该体系在80℃反应3天生成的弱凝胶经受1~5min剪切后,粘度下降48.0%~68.8%,在80℃静置时粘度逐渐恢复,180小时后恢复率为84.2%~72.3%。在80℃、氮气保持下生成的弱凝胶,在相同条件下老化90天后,粘度保持率高达73.0%,保留的粘度值为150mPa.s。图3表5参1。

低温环氧树脂防砂剂的研究

针对孤岛油田现行化学防砂剂在低温井、套变井防砂效果不理想的问题,依据树脂防砂机理,以固结岩心抗压强度为指标,通过树脂用量、固化剂用量、偶联剂用量实验研制了一种低温下具有较高固结强度的环氧树脂防砂剂,同时考察了固化时间、温度和化学介质对固结岩心抗压强度的影响。实验结果表明:环氧树脂防砂体系的最优配方如下(以石英砂质量为基准计):树脂4%+固化剂0.4%+偶联剂0.2%。按该配方在60℃水浴中固化反应24 h得到固结岩心的抗压强度高(8.5～16.8 MPa),渗透性好(≥14.1μm2),对油、水、盐、酸、弱碱介质有较好的耐受性和较好的耐温性。固化剂中的—NH—与环氧树脂中的环氧基的反应是固化反应的主要机理。