华北油田采油三厂工程监督管理模式创新研究

介绍了华北油田分公司第三采油厂创新工程监督管理模式的主要内容及做法,分析了产生的效果,对目前中国石油各企业推行和深化精细管理具有借鉴意义。

油田采注输系统SRB和H_(2)S分布规律及其相关性

随着油田开发进入中后期,综合含水持续上升,油田系统有害SRB大量滋生。SRB对油田生产活动的危害形式多样,可能会造成管道腐蚀、穿孔和原油乳化等严重的后果。要缓解和解决油田的此类问题,首先要解决的是SRB问题。对某油田6个作业区11个站点的水样指标进行了化验测试,结果表明油田采注输系统沿程SRB含量分布呈现一定的规律性:站点中SRB含量最大,水井次之,油井中SRB含量最低;油田采注输系统沿程H_(2)S含量分布呈现一定的规律性:油井含量波动大,站内采出水整体沿程降低,部分站点存在反增现象,水井含量沿程逐渐增加;通过静态法和动态法综合判断,H_(2)S含量与SRB含量呈正相关关系。该研究结论可为后期针对性治理提供参考依据。

薛庄油田成藏规律研究

通过对薛庄油田成藏分析,研究区运移通道主要为断层垂向运移及储层的横向运移。烃源岩生成油气先沿油源断层作垂向运移,自下而上经多条断层传递依次进入储层,后沿储层上倾方向作侧向运移,随机封堵,形成构造油藏、岩性-构造油藏、构造-岩性油藏、岩性油藏。

薛庄油田成藏规律研究

通过对薛庄油田成藏分析,研究区运移通道主要为断层垂向运移及储层的横向运移。烃源岩生成油气先沿油源断层作垂向运移,自下而上经多条断层传递依次进入储层,后沿储层上倾方向作侧向运移,随机封堵,形成构造油藏、岩性-构造油藏、构造-岩性油藏、岩性油藏。

原油降解气的形成条件及其特征

原油降解气是指原油在厌氧微生物作用过程中形成的一种次生型生物气。作为非常规气藏之一,原油降解气近年来受到了极大的关注,而相关研究在我国才刚刚起步。因此,研究其生气机制及其地化特征,建立原油降解气的地球化学判识指标,并指出勘探前景,对缓解当前能源危机和原油降解气的勘探都具有重要意义。研究结果发现:原油降解气主要通过二氧化碳还原生成甲烷;中—低矿化度的NaHCO3型或CaCl2型地层水有利于微生物的繁殖及其对原油的降解进而生成甲烷。原油降解气形成的油层温度低于80℃,埋深一般小于2500m;对应原油的成熟度为低—中等成熟。原油降解气具有碳同位素轻、天然气组分干、氮气含量较高,同时含少量二氧化碳和氢气,并具有储层时代新、能大规模聚集成藏的特点。结论认为,我国具有较大的原油降解气勘探潜力。

不同渗透率级差下化学驱油体系优选

针对聚合物驱过程中出现的剖面返转现象,选取不同驱油体系(聚合物、微球、凝胶、泡沫),开展了渗透率级差为3、6、10时不同驱油体系单一或交替注入的驱油效果实验对比,结果表明:渗透率级差为3时,浓度为1 400 mg/L和800 mg/L的聚合物交替注入较浓度为1 100 mg/L的聚合物连续注入可提高采出程度3.5个百分点;渗透率级差为6或10时,凝胶和聚合物交替注入效果最好,采出程度较聚合物连续注入可分别提高14.6个百分点或20.3个百分点。对于渗透率级差较小的储层,推荐采用高低浓度聚合物交替注入;对于渗透率级差较大的储层,高低浓度聚合物交替注入失效,采用高黏体系封堵高渗层再注入聚合物的方式能够显著改善吸液剖面。

地下盐穴储气库注气排卤及注采完井技术

盐穴地下储气库是利用地下较厚的盐层或盐丘,采用人工方式在盐层或盐丘中水溶形成洞穴储存空间来存储天然气,是储气库的主要类型之一。盐穴储气库建成后第一次注气排卤及注采完井是储气库建造和应用以及安全运行的关键。为了满足我国首座盐穴储气库——金坛盐穴储气库建设的需要,根据该储气库建库的特点,进行了注气排卤及注采完井工艺技术研究,通过注气排卤及注采完井方案的优选,制定了现场施工工艺,形成了我国盐穴储气库注气排卤及注采完井配套工艺技术,并成功运用于该储气库已有溶腔改造的5口井中,填补了我国盐穴储气库的注气排卤及注采完井工艺技术的空白。

低渗特低渗油层富气—氮气复合驱

为提高低渗、特低渗油层富气—氮气复合驱采收率,以YS油田的特低渗油层为背景,采用CMG油藏数值模拟软件建立细管理想模型,研究富气组分对最小混相压力的影响及富气—氮气在油气相中的分布;利用条状均质和非均质模型,研究油层长厚比、渗透率、渗透率级差及富气段塞尺寸因素对驱油效果的影响;选用30 cm长度的低渗、特低渗2类天然岩心,分别进行5种方案的物模实验研究。结果表明:富气中CH_4体积分数越高,富气与原油的最小混相压力越大,注入CH_4体积分数低、富化程度高的富气有助于提高原油采收率;细管中富气段塞至少有0.50 PV才能有效阻止氮气窜逸对采收率的影响;油层渗透率越低或渗透率级差越小,越有利于提高复合气驱采收率,厚度小于井距2%的油层也有利于提高复合气驱采收率;富气—氮气复合驱合理的前置富气段塞尺寸为0.60 PV,低渗和特低渗岩心的采收率分别为65.91%和73.21%,接近于全富气驱采收率;在五点法井网条件下,富气—氮气复合驱中富气的合理段塞为0.60 PV,低渗和特低渗油层的采收率分别为51.46%和50.88%。该结果可以为开发低渗特低渗油层提供指导。

低渗和特低渗油层CO2-N2复合驱研究

针对低渗、特低渗油层CO 2-N 2复合驱提高采收率,以大庆外围YS油田的特低渗透油层为背景,进行了数值模拟和物理模拟两方面的研究。利用CMG油藏数值模拟软件GEM模块,建立了一维长细管、均质、非均质理想模型及五点法井网单元模型,分别对CO 2-N 2复合驱的驱油方式、影响因素、五点法井网单元模型下的段塞组成进行了模拟计算及分析。与此同时,在室内分别选用30 cm长的低渗透、特低渗透天然岩心,各进行了5种不同驱替方案的实验研究,确定了CO 2-N 2复合中CO 2合理段塞尺寸及驱油效果,验证了数值模拟计算的可靠性。研究结果表明,低渗、特低渗透油层CO 2-N 2复合驱不宜采用CO 2与N 2混合驱方式,而应采用一次注入合理的CO 2段塞(约0.3 PV)+N 2的段塞组合驱方式,这样不仅可以减少CO 2用量,而且可以充分发挥CO 2与N 2各自的优势,获得优于全部注CO 2驱的驱油效果;且油层渗透率越低、渗透率级差越小或长厚比越大,越有利于提高CO 2-N 2复合驱采收率;厚度小于井距1%的油层也有利于CO 2-N 2复合驱提高采收率。

开平-涧河地区煤层气特征与有利勘探区带

开平—涧河地区位于燕山南麓,南堡新生代凹陷西北部,东部以黑沿子断层为界与老王庄凸起相邻,西至宁河向斜,北部与燕山褶皱带相连。该区是一个由古生界、中生界及新生界叠合而成的构造盆地。整体上是一个被后期构造复杂化了的向斜构造,轴向北东,向西南倾伏（何海泉等,1987）。

MTA固井方法提高煤层气井压裂成功率的研究

针对煤层气直井水力压裂时常发生窜流导致压裂改造失败这一工程难题,引入泥饼仿地成凝饼(MTA)固井方法。通过室内模拟试验,研究了MTA固井方法应用于煤层气井的实用性和有效性,分析了该方法对提高煤层气井压裂成功率的意义。试验结果表明,MTA固井方法与煤层气井钻井液的配伍性好,能够满足煤层气井安全钻井对钻井液的要求;与原有固井方法相比,MTA固井方法可使煤层气井隔层界面抗剪切强度提高400%以上。原有固井方法的隔层界面窜流系数均大于1,窜流风险高,压裂成功率低;而MTA固井方法的隔层界面窜流系数均小于1,窜流风险低,压裂成功率高。该研究为提高煤层气井压裂成功率提供了一条新途径。

饶阳工区微生物控制油井结蜡技术及其现场应用

简述了微生物清防蜡原理及菌种筛选。所用菌种为已商品化的 4种兼性厌氧的烃氧化菌 ,生存温度 0～10 0℃ ,生长温度 2 0～ 6 0℃ ,最佳生长温度 30～ 4 5℃ ,4 0℃时在饶阳 3口井的原油中培养 4 0h ,菌数达到峰值 ,培养80h后菌数仍保持高值。将一种实验菌与 3口井的原油在 35～ 4 0℃培养 4 8h后 ,原油 4 5℃粘度降低 2 0 %～ 30 % ,凝固点降低 2～ 3℃ ,动、静态防蜡率达 93%～ 97%。介绍了微生物清防蜡的选井原则、工艺程序和方法。 10口试验井停止热洗和化学清防蜡 ,每隔 30d通过油套环空将 5 0～ 15 0kg菌液稀释后注入井筒泵下 ,油井功图正常 ,抽油机电流稳定中有所降低 ,有 5口井产油量略有增加。该技术经济上可行。

普通稠油油藏周期注水提高水驱效率技术研究与应用

通过对脉冲注水机理及适应性的分析 ,进一步解析了在调水过程中油水在均质与非均质地层中不同的运动规律。与常规注水相比 ,周期注水可有效提高原油采收率 ,充分挖掘层间、层内及平面的剩余油潜力。结合高30断块处于开发中后期、含水上升快、各项治理措施未获突破等状况 ,采取了“大幅短期脉冲注水” ,油藏开发效果得到显著改善。主要采取了以油砂体研究及静动态资料综合分析 ,细分注采单元作为调水单元的方法 ,不断在实践中试验总结 ,补充新认识 ,使注采单元的划分更贴近地下实际 ,在此基础上通过试验调水方法 ,实现降水增油 ,同时培养出部分高产井 。

可动凝胶深部调驱动态特征的监测

二连盆地蒙古林砂岩油藏进入特高含水期后,注入水主要沿大孔道、高渗透部位突进,无效循环较为严重。根据示踪剂监测技术和密闭取心资料分析,大孔道在平面沿主河道分布(根据驱替速率分为大孔道、次孔道和小孔道三级),纵向主要分布于正韵律沉积的底部,由此确定了可动凝胶深度调驱试验层位。根据施工压力参数变化,产出液中聚合物和铬离子含量监测和不稳定试井,对大孔道的封堵状况进行综合评价,表明可动凝胶具有流度控制和深度调堵的双重作用,能够有效地封堵大孔道、进行深部调驱,改善水驱开发效果,提高采收率。

底部支撑锚定分注管柱的研究与应用

华北油田注水井具有井眼深、温度高、斜度大等特点,曾经采用不同类型封隔器进行分注,但大部分分注井管柱有效期短,部分井管柱还出现起出困难甚至大修的情况,无法满足油藏分注的要求。通过对常规分注管柱井下受力的分析研究,论证其短寿命原因,提出了分注管柱底部支撑锚定的方式,从根本上解决了深井分注管柱上下蠕动的问题。此外,现有的封隔器用于多级分注时解封负荷过大且易上大修,研制出的新型逐级解封封隔器可以解决常规封隔器下井后的安全起出问题,具有一定的推广价值。

ClO_2复合解堵工艺技术

介绍了 ＣｌＯ２复合解堵工艺的室内评价和适用范围，并对现场施工情况及应用效果做了分析。 ＣｌＯ２能使聚合物和细菌氧化分解，使原油粘度大幅度下降，流动性变好，对有机物造成的堵塞有较好的解堵作用，同时该复合解堵剂与硫化亚铁反应生成可溶性铁盐。当该剂与酸液结合应用时，还能解除由碳酸盐岩、粘土等造成的堵塞，具有一定的推广价值。

反硝化抑制微生物驱过程中生物腐蚀研究

通过对宝力格油田微生物驱产出液跟踪监测,硫酸盐还原菌浓度在微生物驱期间增加两个数量级,为了抑制微生物驱期间硫酸盐还原菌的生长繁殖,开展了反硝化抑制硫酸盐还原菌技术研究。室内实验结果表明：不同浓度营养剂均能促进生物腐蚀发生,低浓度营养剂对硫酸盐还原菌激活效果明显;在产出液中添加0.25%硝酸盐,反硝化菌由1.4×103个/mL增至6.5×105个/mL,硫酸盐还原菌的菌数由1.5×104个/mL降至1.0×101个/mL,在添加营养剂的基础上添加0.25%硝酸盐能降低由添加营养剂造成的生物腐蚀,腐蚀速率降低21.41%。

压裂工艺现场施工的质量控制措施

水力压裂是油井实现增产增储、水井实现增注的强有力措施之一。在国内外,水力压裂工艺目前已经非常成熟,但工艺现场施工这个环节的质量控制手段还有待进一步的完善。通过分析华北油田碳酸岩盐水力压裂施工中出现的问题,探讨了如何确保压裂工艺现场施工质量,实现设计与实际的有效衔接。

东营凹陷营北地区沙三中亚段重力流沉积特征

为了研究东营凹陷营北地区沙三中亚段(Es_(3)^(2))重力流沉积特征及演化,利用岩心、测井、录井和化验资料分析了其沉积特征,并细化了砂组,绘制了沉积微相图。结果表明:该区Es_(3)^(2)重力流沉积可划分为水道控制型沉积和非水道控制型沉积2类。水道控制型沉积包括重力流水道和前端复合体2类沉积亚相,重力流水道亚相包括重力流水道微相和堤岸微相;前端复合体亚相包括沟道化朵叶体微相、碎屑舌状体微相、浊积朵叶体微相和浊积席状体微相。非水道控制型沉积包括滑动亚相和滑塌亚相。沉积演化模式为:Z_(6)—Z_(4)砂组沉积期水体较深,发育半深湖的重力流沉积;Z_(3)—Z_(1)砂组沉积期随着湖平面下降,研究区东部发育滨浅湖三角洲河口坝砂体,中部和西部以重力流沉积为主。这种重力流沉积演化模式,可为该区储层预测提供可借鉴的地质模型。

水平井测井施工的监督措施研究

通过分析水平井测井技术在现场实践过程中的一些问题,研究水平井测井施工的质量监督措施,更好地保证水平井测井施工质量,为油田生产服务。