压裂防砂技术在胜利油田的研究和应用

压裂防砂技术是完全不同于常规防砂方法的新型防砂工艺 ,具有防砂和增加产能的双重作用。根据胜利油田近几年在该方面的研究及试验成果 ,从 3个方面 (裂缝对缓解或避免岩石破坏的作用 ,裂缝对降低流体携带微粒运移能力的作用 ,填砂裂缝对地层微粒的机械桥堵作用 )总结了压裂裂缝的防砂作用原理。介绍了压裂防砂工程方案设计要点和现场试验情况以及技术改进建议。压裂防砂技术具有独特的技术优势和巨大的应用潜力。表 4参 4(谢桂学摘 )

胜利油田单六块超稠油乳化降粘室内实验研究

在实验室评价了质量比7/3的阴离子/非离子混合表面活性剂降粘剂SB 3(有效物含量≥30%)对胜利滨南油田单6断块蒸汽吞吐井超稠油井筒乳化降粘的性能。所用油样为脱气脱水单6 12 X42井原油,在10s-1下50℃粘度为6.4×104mPa·s,60℃粘度为3.3×104mPa·s;水相为模拟地层水,含NaCl1.5×104mg/L,Ca2+800mg/L,Mg2+200mg/L及设定量SB 3。实验研究结果表明:体积比为90/10～50/50的原油和水在60℃时形成油包水乳状液,其粘度较原油大幅上升;在水相中加入2.0×104mg/LSB 3后,相同体积比的原油和水在60℃时形成水包油乳状液,60℃、50s-1下乳状液粘度为260mPa·s(油水体积比70/30)和～130mPa·s(60/40);温度由35℃升到80℃时,油水体积比70/30的乳状液的粘度(50s-1)由579mPa·s降至65mPa·s;SB 3加量增大时(≤5.0×104mg/L)乳状粘度还会降低;SB 3不影响稠油乳状液的化学破乳脱水。因此,SB 3可用于胜利滨南油田单6断块超稠油的井筒乳化降粘。图3表4参3。

胜利油田二元驱采出液中乳状液的稳定性研究

针对胜利油田二元驱采出液处理难度大的问题,以二元驱采出液中乳状液为研究对象,对其开展了界面性能、界面黏弹性、界面膜微观结构以及Zeta电位的室内分析研究。结果表明,二元驱采出液中的乳状液稳定性主要由界面膜强度决定,体系的双电层结构对乳状液的稳定性有一定的促进作用。

粘土类堵剂在胜坨油田的应用研究

研究了不同使用形式粘土堵剂的封堵能力(包括粘土分散体系,活化体系,和固化体系),得出适用的地层渗透率范围;针对胜坨油田矿场堵水调剖的实际,得出不同形式粘土堵剂适用的PI经验值范围,对今后的注水井调剖选用粘土类堵剂有指导作用。

微生物采油需要进一步解决的问题

探讨制约微生物采油技术发展的关键问题,认为制约的主要因素不是油藏条件,而是研究技术本身不够完善。有两个问题值得注意:其一,对油藏中微生物结构认识的局限性。目前鉴定和分析微生物使用传统的微生物培养和显微技术,只能发现生态环境中很少的一部分微生物,不能得到油藏产出液中有多少种微生物及其含量、所希望的微生物种群在其中是否属优势菌群等关键参数。其二,物理模拟驱油实验的局限性。目前的微生物驱油物理模拟研究基本沿用化学驱物理模拟研究设备和方法,一般使用人造岩心(国外多数使用天然岩心),不能真实模拟油藏环境而准确反映微生物驱油的真实效果,研究得出的参数也就不能用于现场试验。最后,提出了微生物采油技术需要进一步解决的关键问题及其解决方法。

黏弹性表面活性剂压裂液流变性研究

鉴于早期VES压裂液在现场应用中存在的问题,制备了VES-SL黏弹性表面活性剂压裂液并研究了其流变性。VES-SL黏弹性表面活性剂由SL表面活性剂和助剂Ⅰ合成,SL表面活性剂烃基结构对VES-SL压裂液黏度的影响较小,SL表面活性剂的浓度较低时,VES-SL压裂液仍然保持较高的黏度,助剂Ⅰ的使用可以明显提高VES-SL压裂液的黏度,无机盐在一定浓度范围内对压裂液有增黏作用。VES-SL压裂液的抗热降解和剪切降解的能力强于HPG压裂液,且具有很好的流动性。实验结果表明,该压裂液黏度高、成本低,对岩心基质伤害率低,因此,其性能明显优于HPG压裂液。胜利油田营543区块现场试验效果对比表明,VES-SL压裂液的性能明显优于HPG压裂液,取得了良好的增油效果。

连续油管注入头管-块配合研究

连续油管注入头是连续管作业设备中操控连续油管下入和上提的重要装置,连续油管和摩擦块配合直接影响连续油管的工作性能与寿命,也决定着两者之间的夹持可靠性,直接影响到连续油管作业设备的安全。从连续油管作业设备中摩擦块与连续油管之间的接触工况入手,以11/2英寸连续油管设备注入头为对象,研究管-块接触时的受力状态,借助有限元分析软件,建立有限元分析模型并进行模型的参数化设计,通过对不同组合的管-块配合模型进行分析,求得连续油管-摩擦块之间的最优配合。

CO_2驱低渗非均质油藏抗高温封窜剂的性能研究

针对高温低渗非均质油藏CO2驱普遍存在的气窜问题,研制了耐温抗盐CO2气驱封窜剂,考察了其抗盐性和封堵性。在135℃条件下,封窜剂最佳配方为:4.5%丙烯酰胺、0.2%阳离子改性剂、0.2%乳化型引发剂、0.25%甲醛、0.005%N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和0.8%缓聚剂。其抗盐能力强,Na+、Mg^(2+)、Ca^(2+)的使用范围分别为:Na+<25 g/L、Mg^(2+)<15 g/L、Ca^(2+)<12 g/L。封堵实验结果表明,成胶时间越长,封堵率越高,成胶时间大于40 h时的封堵率约98%;随着堵剂注入量的增加,填砂管封堵率提高,注入量为0.6 PV时的封堵率可达91.5%;该堵剂有良好的选择性封堵能力,可将高渗填砂管渗透率降低92.5%。对CO2气驱的封窜能力强,可提高原油采收率11.2%。

氨基有机硅表面活性剂的合成及其CO_2驱油性能研究

以烯丙基聚乙二醇、环氧氯丙烷、含氢硅油和有机胺为主要原料,制备了6种有机硅表面活性剂ASiE-500,ASiD2-500,ASiD4-500,ASi E-700,ASiD2-700和ASiD4-700。采用红外光谱和核磁共振氢谱对其结构进行表征,对目标产物进行了表/界面性质以及CO_2驱油实验的研究。实验结果表明,所制备的6种有机硅表面活性剂均具有较低的表面张力,产物ASiE-500水溶液在25℃下的表面张力最低可达25.3 mN/m;随NaCl和MgCl_2质量分数的增大,6种有机硅表面活性剂的表面张力有上升趋势;6种有机硅表面活性剂溶液与胜利油田G89区块原油的界面张力分别为0.025,0.30,0.50,0.11,0.43和0.63 mN/m;选用表面活性较好的ASiE-500进行CO_2驱油实验,能进一步提高原油采收率11.44%。

微生物菌液物质油水界面扩张黏弹性研究

采用小幅低频振荡法,研究了常温菌与高温菌菌液物质在油-水界面上的扩张黏弹特性及动态界面张力,阐述了菌液物质黏弹模量随扩张频率及温度的变化规律,获得了菌液物质油水界面吸附动态微观信息,并将扩张流变性质与动态界面张力相关联,定量考察了菌体本身对油水界面性质的影响.研究结果表明:菌液物质黏弹模量随扩张频率的增加而增加,随温度的升高而降低;菌体本身具有界面活性,能够降低界面张力和黏弹模量,改变油水界面性质,提高原油流动性能.但其活性受温度的影响,存在最佳活性温度.现场应用时应注意油藏温度与菌液最佳活性温度一致.

磷灰石、菱铁矿和赤铁矿的表面化学性质研究

试验研究了磷灰石、菱铁矿和赤铁矿在水溶液中的溶解作用 ,以及捕收剂油酰肌氨酸 (OSS)、椰子油醇聚氧乙烯醚磷酸酯 (AEP)及OSS和AEP的混合药剂 (MD)在磷灰石、菱铁矿和赤铁矿表面的吸附作用。

油酰肌氨酸和椰子油醇聚氧乙烯醚磷酸酯在矿物表面的吸附研究

试验研究了捕收剂用量、pH及抑制剂对捕收剂油酰肌氨酸 (OSS)和椰子油醇聚氧乙烯醚磷酸酯 (AEP)以及油酰肌氨酸 (OSS)和椰子油醇聚氧乙烯醚磷酸酯 (AEP)组成的混合药剂 (MD)在磷灰石和菱铁矿单矿物表面吸附特性的影响。

循环应力加载条件下支撑剂破碎率实验研究

运用微机控制电液伺服万能试验机,对循环应力加载条件下支撑剂破碎率进行实验研究,考察不同支撑剂及不同应力加载次数下支撑剂的破碎率情况。实验结果表明:循环应力加载对支撑剂的破碎率影响很大。随着应力循环加载次数的增加,破碎率上升明显,且破碎率开始上升较快,随着循环次数的增加而上升缓慢。

稠油油藏多轮次吞吐中后期改善开发效果研究

针对稠油多轮次吞吐中后期油藏渗流能力差、剩余原油黏度高、含水高的特点,研制出新型高效稠油分散降黏体系FSJN。考察了体系的溶解沥青能力、耐温性、降黏率。稠油分散降黏体系能够溶解分散沥青,可耐温160℃。50℃稠油分散降黏体系用量0.6%可将原油黏度降低至300 mPa.s以下。60℃、0.6%稠油分散降黏体系可提高纯热水驱替效率10%。稠油分散降黏体系应用于孤岛采油厂十几口井,平均单井注入1 t左右,取得显著增油效果。

聚合物微球调驱机理研究

通过室内渗滤评价实验和核磁共振实验,研究了多孔介质不同渗透率条件下聚合物微球调剖效果规律,分析了规律产生的原因。结果表明,多孔介质平均渗透率适当时,聚合物微球可以达到最佳调驱效果,超出这一范围效果将变差。通过岩心驱替核磁共振分析实验进一步揭示其作用机理,即聚合物微球粒径应与孔喉尺寸匹配。聚合物微球粒径过大或过小,都不能达到最佳调驱效果:粒径过大,可注入性变差;粒径过小,则不能有效封堵优势通道。

防老剂在氢化丁腈橡胶复合材料中的应用研究

研究优化了防老剂2,2,4-三甲基-1,2-二氢化喹啉聚合物(RD)4,4′-双(α,α′-二甲基苄基)二苯胺(Nargard 445)及Nargard 445与2-疏基苯并咪唑锌盐(MBZ)组合物对氢化丁腈橡胶(HNBR)胶料硫化特性和力学性能的影响,详细讨论了防老剂Nargard 445用量对HNBR胶料性能的影响。结果表明,防老剂种类对HNBR复合材料的硬度影响较小。经过150℃×72h老化后,防老剂Nargard 445单独使用时拉伸强度最高,而防老剂Nargard 445/防老剂MBZ并用的胶料拉伸强度最低。随防老剂Nargard 445用量的增加,胶料的门尼粘度和撕裂强度降低,当防老剂Nargard 445用量为1.5份时,HNBR复合材料表现出最优的拉伸强度,实验范围内防老剂Nargard 445用量的增加对过氧化物的交联效率影响不大,表现为玻璃化转变温度Tg无变化,Nargard 445是HNBR过氧化物硫化体系中较为适合的防老剂。

微生物单井处理技术及其现场应用效果分析

通过分析含蜡原油和常规稠油的不同族组分的特点,有针对性地筛选出具防蜡作用的细菌F18菌组和具降黏作用的F16菌组,并通过其与原油作用实验探索细菌防蜡和降黏的机理.研究表明,F18菌组对长链脂肪烃的降解能力强,产表面活性剂能力强,经F18菌组作用后,原油中对结蜡贡献较大的烷烃组分减少,使原油含蜡量和凝固点下降;F16菌组能降低原油黏度,对黏度50～3000mPa·s(50℃)的原油的降黏率在30%～85%,经F16菌组作用后,原油的非烃组分减少,同时代谢产物中的生物表面活性剂能有效地改善常规稠油的流动性.已在696口油井上实施了微生物单井处理,取得了显著的增油和油井维护效果.已累计增油72843.5t,平均单井增油104.66t.其油井维护作用(特别是对含蜡油井)主要表现为延长热洗周期甚至代替热洗和减少化学药剂的用量.

营养注入后油藏微生物群落16S rRNA基因的T-RFLP对比分析

为了监测油藏微生物群落动态,应用不依赖微生物培养与克隆的T-RFLP方法研究了模拟油藏环境中营养物的注入对油藏微生物群落结构的影响。以基因组总DNA为模板,用细菌和古菌的荧光标记引物对16S rRNA基因进行PCR扩增,扩增产物经限制性内切酶RsaI和MspI消化,用毛细管凝胶电泳分离酶切产物后利用LIFD检测器精确检测T-RFs,以确定每个片断的长度和丰度。不同时期微生物群落的T-RFLP对比分析表明,营养物注入后,T-RF的数量与丰度都有显著提高,且不同时期呈现出不同的群落结构。在内源微生物驱油研究中,T-RFLP方法是跟踪油藏微生物群落动态和对比分析群落结构的有效方法。

非交联型黄原胶/魔芋胶水基冻胶压裂液的研制

基于黄原胶(XG)和魔芋胶(KG)在水溶液中形成嵌合结构体的原理,研制了非化学交联型XG/KG冻胶压裂液,给出了压裂液配方.XG/KG压裂液的表观粘度与XG、KG用量及其配比有关,用量为0.62%+0.22%～0.46%+0.42%时超过200 mPa·s,用量0.51%+0.36%时最高,为330 mPa·s.对于0.50%XG/0.35%KG压裂液,其表观粘度随温度升高而减小,50～80℃时在50 mPa·s上下;pH值在7.0～4.2时维持高表观粘度,pH值＜4.2时表观粘度下降,pH值=1.0时仍＞210 mPa·s;盐度(KCl浓度)增大时表观粘度增大,盐度为30 g/L时接近400 mPa·s;30℃和80℃下的滤失性能、常温下陶粒的沉降速率均符合常规压裂要求;加入0.1%过硫酸铵和0.2%盐酸后,100～130℃下8小时破胶液粘度为5.4～2.5 mPa·s.该体系压裂液可用于碱敏、天然裂缝发育储层的压裂.图3表5参4.

高压水射流射孔渗流场模型及计算

为计算和对比高压水射流射孔完井与裸眼完井、常规射孔完井的渗流场,在合理假设基础上,建立了井眼附近有限元渗流场模型,裸眼完井的计算结果证明了该模型的准确性。常规射孔完井污染带和压实带对油井产能有非常不利的影响;高压水射流射孔完井可以避免常规聚能弹射孔完井方式伴随的射孔压实带对油井产能的严重影响,并且可以减少钻井污染带对产能的影响;在低渗透率地层,应尽量避免采用常规聚能弹射孔而采用高压水射流射孔完井。