吉林油田废钻井液不落地技术研究与探讨

文章结合吉林油田产能建设方案,针对中国石油天然气股份有限公司对废钻井液不落地的要求,调研分析吉林油田钻井液无害化处理技术现状及研究方向,提出废钻井液调驱调剖及堵水技术,研究了成胶时间、黏度、粒径等参数。结果表明:适应条件为40~60℃中低温高渗透油水井调剖及堵水。

浅层定向井螺杆泵举升工艺研究

螺杆泵举升技术近年来已日趋成熟,并在国内外油田开发中得到较大规模的推广应用。但目前的举升工艺应用仍集中在直井及直斜井,对于定向井,特别是浅层定向井的设计理论及现场应用仍处于摸索试验中。针对吉林油田部分地区所面临的浅层定向井螺杆泵有效举升的实际需求,探讨了浅层定向井螺杆泵举升过程中杆管的防磨设计问题,对杆管偏磨产生的机理、磨损程度的影响因素进行了分析,提出了改善杆管间受力及降低偏磨程度的基本技术对策,采取以优化扶正器设计及应用玻璃衬里油管为主的防磨措施。现场应用表明,浅层定向井的螺杆泵举升工艺是可行的。

扶余油田浅薄层稀油蒸汽吞吐技术研究

针对扶余油田油藏埋藏浅、油层较薄、原油含蜡量较高、黏度低于一般稠油的特点,通过热采开发工程技术攻关,成功开展了稀油热采蒸汽吞吐试验。对蒸汽吞吐工艺进行了合理优化,并开展了多项探索性试验,形成了适合扶余油田浅薄层稀油的配套热采工艺技术,取得了比较好的增油效果,为扶余油田难采区块热采大规模应用提供依据和技术支持。

吉林油田含油污泥整体调剖技术

油田每年由于修井作业、原油储存等原因产生大量的含油污泥。主要对目前含油污泥的成份进行分析,提出将含油污泥制成调剖剂用于注水井调剖,充分利用污泥成份中固体含量取代颗粒调剖体系,实现含油污泥无害化处理的目的。通过室内实验筛选低成本聚合物以及交联体系,调剖体系强度大于15 000 m Pa·s,岩心封堵率90%,比常规调剖体系封堵率高3.5%。通过模拟现场三种不同的模式,进行封堵实验,从中选择最佳注入模式,形成区块整体调剖方案设计方法,对实施参数进行优化设计,在新立油田现场试验5井次,累计处理含油污泥2 200 t,经济创效105.4万元,投入产出比1∶1.5,经济效益明显。

吉林油田油水井套管损坏因素分析及预防措施

通过统计分析吉林油田套管损坏的区域分布、井型、时间、形态及层段等方面,研究了套损现象发生的特征规律,分析了吉林油田套管损坏的主要影响因素及作用机理,并有针对性地提出了预防套管损坏的综合配套技术措施。近年来油田现场实践表明,采取的措施有效地预防和减缓了油水井套损现象发生。

两井地区超低渗透油田整体压裂技术研究

两井油田的主力油层是以粗粉砂岩为主的扶余油层,层多、厚度大(20m)、低杨氏模量、平均渗透率仅为0.4597m D,是典型的超低渗透油田。受低渗透率和启动压力的制约,目前该区还没有建立有效的注采驱动压力体系,在一定程度上影响了井间油的采出程度。针对储层特点给压裂改造技术带来的难题,立足两井油田现有井网,开展了超低渗厚层整体压裂改造技术模式的研究与应用。主体设计思路是,在对构造及储层的充分认识基础上,以注水井为核心,追求裂缝、井网与油藏有效匹配,从有效穿透、有效导流、低伤害压裂液体系3个方面,开展厚层纵向扩展规律研究、裂缝规模优化研究、低伤害压裂液技术及实现合理支撑改造配套技术试验。现场应用43口井,见到较好效果,对有效动用此类难采储量,以及建立适合此类储层的压裂改造模式方面具有一定借鉴意义。

含CO_2天然气燃烧爆炸特性实验研究

我国已开始开发含CO2酸性天然气气田,此类气田的开发要求同时重视天然气的火灾爆炸特性和CO2的窒息危险性,如何确定CO2含量阈值浓度,从而制订相应的防护措施具有重要现实意义。为此,运用实验手段研究了含CO2天然气的爆炸极限,得到了CH4、空气及CO2三种组分气体爆炸范围图。研究表明:当泄漏天然气与空气的混合物中CO2体积分数达到13.86%,CH4体积分数为7.48%时,CH4在此混合气体中的爆炸下限与上限重合。当泄漏天然气与周围空气的混合物中CO2体积分数超过13.86%时,应重点考虑CO2的窒息危害,而在此浓度以下时,则应着重考虑天然气的火灾爆炸危险性。同时,还针对气田安全生产的实际情况提出了相应的对策措施。

二次加砂压裂裂缝延伸模型研究

二次加砂压裂工艺处于技术探索阶段,缺少相关理论研究。在考虑二次加砂前,一次加砂已经在缝中沉降并形成一定高度的砂堤,砂堤高度随时间不断变化对缝中流体流动及后续支撑剂沉降产生影响,在此基础上建立了适用于二次加砂压裂的裂缝延伸模型。包括:压裂液在缝中流动的连续性方程、压降方程、裂缝宽度方程及高度方程。其中压降方程是在平板流理论、力学平衡原理的基础上建立起来的,与常规压降方程不同的是该方程考虑了砂堤高度变化对流体流动的影响。数值模拟结果表明二次压裂和常规压裂相比压后增产效果理想,具有推广应用的价值。

碳捕集与贮存及提高油田采收率技术现状及风险分析

碳捕集与贮存及提高油田采收率(CCS-EOR)技术是节能减排的有效手段,尤其在石油行业,将CO2驱油与埋存相结合,可实现社会效益与经济效益的双赢。针对日益严重的温室效应与能源短缺问题,综述了CCS-EOR技术的发展背景与应用现状,并从CO2地下贮存、CO2提高油田成采收率、CO2沸腾液体膨胀蒸气爆炸(CO2-BLEVE)3个方面对其进行风险分析。基于地质贮存的风险来源,分析了CO2泄漏对人体、环境、生态等造成的危害。利用CO2提高油田采收率过程中,主要存在原油、液氨、液态或超临界CO2等危害物质,结合CO2-EOR的工程特殊性,对油气注入、集输、循环处理等生产工艺过程进行了风险分析。CCS-EOR技术处理的是高浓度和高压的液态超临界CO2,任何环节发生失误都可能导致BLEVE爆炸,重点探讨了CO2-BLEVE爆炸风险,分析了其可能产生的严重后果与危害。

薄差储层有效动用井距和合理井排距比研究——以大庆油区杏六东块为例

随着油气田开发的深入,水驱开发的主要对象已由中高渗透层转变为薄差储层,薄差储层开发井网部署存在注采关系不完善、地层压力水平低、动用程度低等问题。以大庆油区杏六东块为例,通过油藏工程方法计算出不同渗透率条件下的有效动用井距,以流管模型为基础,求解菱形五点法井网不同井排距比的有效动用系数。结果表明,薄差储层的平均渗透率为12×10-3μm2,对应的有效动用井距为180 m,合理井排距比为1.8。数值模拟法验证结果表明,井排距比为1.8时,薄差储层的波及范围最大,见水最早,采出程度最高,与理论计算结果相符。

低渗裂缝性薄层储层改造技术研究

针对大情字井地区低渗透、多断块、裂缝性薄(互)层(<2m)给压裂改造带来的难题,开展了薄(互)层水力裂缝方位测试;有限元复杂边界限制整体压裂优化设计研究;薄(互)层纵向扩展规律、有效改造程度和提高裂缝性薄层渗流能力有效改造配套技术的研究。通过两年来在大情字井100多个2m以下天然裂缝发育的薄(互)层采用三种粒径组合支撑的加砂工艺及多项技术的集成研究与压裂实践,不仅使大情字井2m以下的薄(互)层有效改造,而且取得了高于方案设计水平22%压后稳产水平和效果,具有一定的推广价值。

复合菌降解聚丙烯酰胺的性能和机理研究

为解除聚合物造成的油田污染，将从大庆油田筛选的聚合物降解菌种JHW-1、JHW-3、JJF、JJH复配组成复合菌。在37-45℃、pH6．4～8．0条件下培养7d，可使高分（M=1．8×10^7）聚合物溶液黏度降低61％左右，M降至5．4×10^6，并使茵数有所增长。如在聚合物培养基中分别加入酵母粉和蔗糖，则可使黏度下降77．5％、97％，M降至2．5×10^6、2．0×10^5.有蔗糖存在时，菌种能使聚合物中大量的酰胺基转变为羧基，使水解度由25％提高至32％，而无有机营养物存在或有酵母粉存在时上述变化均不明显。最适合4株菌吸收和降解的外源营养物质和聚合物不同，菌种之间有较好的协同效应。JHW，1、JHW-3和JJF主要依靠所分泌的胞外蛋白降解聚合物，数种蛋白组成复杂的降解酶系，共同作用于聚合物使之降解。JJH则释放非蛋白类还原性物质作用于聚合物。图3表6参10。

高温高压高含CO_2气藏试气井下管柱力学研究

吉林油田松辽盆地南部长岭断陷深层火山岩气藏地质条件复杂,气井高温、高压、高产、高含CO2,给经济、安全的试气工艺带来了挑战。针对吉林油田深井试气管柱结构、试气作业的特点,考虑内外压力对管柱稳定性的影响及深井高速气流的作用,并综合考虑管内外流体压力、黏滞摩擦、弯曲失稳后法向支反力及库仑摩擦力的影响,建立了管柱失稳变形的微分方程,以此分析了管柱弯曲失稳的临界载荷和管柱在井下的载荷、应力及变形情况,用可视化Visual Basic语言编制了井下管柱力学计算软件,并分析了在长深×井试气工作中的应用情况。所建立的模型和编制的软件对将来类似井作业具有实际的指导和借鉴意义。

低渗透气藏应力敏感性及其变形机制研究

低渗透气藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,地层压力的下降会对渗透率造成伤害而影响气井产能。目前,一般通过室内物理模拟实验评价储层应力敏感性。以吉林油田龙深气藏为研究对象,从储层岩石硬度、裂缝分布、粘土矿物含量以及含水饱和度等方面进行了实验研究,结果表明该气藏具有较强的应力敏感性,储层岩石存在较强的泥化现象,粘土矿物含量高是产生应力敏感的主要原因,形成了储层岩石变形的规律性认识。为了降低应力敏感带来的危害,应用了降低粘土矿物膨胀程度的压裂液进行体积压裂,优化了合理的生产压差,新井试气结果理想。研究结果为该类气藏的合理开发提供了有力的技术支撑。

仿真优化PCP技术在扶余油田注水系统中的应用

扶余油田是一个开发了近40年的老油田,有1700多口注水井的复杂注水网络系统,随着开发的不断进行,注水量和耗电量的大幅上升,注水能耗成为制约扶余油田可持续发展的主要问题之一。提高注水效率、降低注水耗能已成为节能降耗的主要任务。利用仿真优化技术对扶余油田注水系统进行了整体的评价后,发现了注水系统中存在的问题,并提出了改造方案;扶余油田注水站的流量调节主要采用阀门控制,造成泵管压差过高,电动机长期处于高耗能状态运行,在应用PCP变频调速技术后,能够达到降低泵管压差、节能降耗的目的,同时可以通过PCP技术实现仿真优化出站的排量。

衳眼封隔器完井水平井出水治理技术研究

针对吉林油田大安北致密油水平井采用裸眼滑套可开关封隔器多段分压工艺开采,对压后段间矛盾突出,呈现产量低、含水高的情况进行了出水治理技术研究。采用普通油管或连续管带动开关工具,可以将任意层的滑套打开或关闭进行逐层试采,也可以将高含水层段关闭,达到堵水消除段间干扰目的。2口井的现场施工结果表明,施工成功率100%,有效率100%,其中施工后的红平X1井由原来平均日产油0.5 m3增至5.0 m3,红平X2井由原来平均日产油1.8 m3增至8.5 m3。研究结果可为该类水平井的出水治理提供参考。

大情字油田套管损坏机理认识及防控对策

吉林油田乾安地区目前已进入开发中后期,水井套管损坏现象突出,严重影响了油田注水开发效果。因此以乾安地区大情字油田为研究对象,分析了套损形态特征及套损分布统计规律,开展了套损段岩石物理力学性质实验研究,并进行了地应力及其它各类套损影响因素数模分析。研究结果表明,该地区套损主控因素为注水后泥岩吸水软化,套管周围形成椭圆形分布的非均匀地应力外载,导致套管抗挤强度大幅度降低。最后提出了针对性的套损防控技术对策。

固井滑套多层压裂工艺在LS307井的应用

介绍了YT断陷营二段火山岩气藏LS307井的固井滑套多层压裂工艺、参数确定和施工过程,该井的成功压裂表明:固井滑套工艺技术是一项新型多层分压工艺技术,可实现一次改造多层动用,提高了储层动用程度,且分层针对性强;采用套管压裂方式,有效降低了施工压力,满足深井多薄层储层分层压裂需求;完井、压裂、投产一体化,缩短了作业周期。该工艺解决了YT断陷多薄层火山岩气藏储层改造难的问题。

深井超深井套管柱系统可靠性研究

分析深井、超深井套管柱不同失效形式的极限状态方程,给出了相应的失效概率理论公式。在井深方向上将套管柱离散为多个基本单元,建立深井、超深井系统可靠度计算模型。以西部油田某超深井(井深7 380m)为例,利用系统可靠度模型对套管柱基本单元和整体可靠度进行定量计算,分析套管柱的可靠性影响因素和主要失效形式。计算结果表明,影响深井、超深井套管整体可靠度的主要因素为套管抗挤强度、外挤载荷和轴向压力;深井、超深井套管失效形式主要为失稳和挤毁。

用含油污泥制备油田调剖剂

采用油田含油污泥研制了油田调剖剂（含油污泥调剖剂）,对其性能进行了评价,并进行了现场应用.综合考虑性能成本等因素,含油污泥调剖剂的最佳配方为（w）：聚丙烯酰胺0.20％,交联剂A 0.30％,稳定剂B 0.15％,含油污泥10％～20％.含油污泥调剖剂对岩心的封堵率比常规调剖剂高3.5％,且二者对岩心的封堵率均大于90％.含油污泥调剖剂现场应用5井次,累计处理含油污泥1 880t,注水压力平均上升2MPa,累计增油160t,减水6 500 m3,经济创效583 000元,投入产出比为1∶1.5.