吉林油田带压下气举阀工艺技术探讨与研究

气举采气工艺能实现自喷采气向机械采气的平稳过渡。随着油气层能量下降,油气井停喷或接近停喷时采用气举工艺,是增加油气井产量、延长自喷期的最佳工艺手段。气举工艺与其他工艺配套适应性好,开展带压作业下入气举阀管柱气举排水技术试验,实现套管压裂井带压下入排水管柱与气举排水工艺是超前介入的有机结合,具有降低作业费用、减少储层污染等优点并最大限度发挥气井能力。

低渗透油田蓄能整体压裂技术研究——以吉林油田外围井区为例

低渗透油田外围井区砂体不连续,井网不完善,注采不见效,常规压裂技术无法显著提高单井产量,针对此问题,开展蓄能整体压裂技术研究。采用室内裂缝规模模拟、裂缝净压力监测分析及压裂液体系室内评价方法,对老区特定井网和储层条件下蓄能整体压裂的裂缝参数、施工排量、用液量及压裂液体系进行优化,排量优化结果为4~10m3/min,配合复合压裂液体系（滑溜水＋线性胶＋冻胶组合）、多粒径组合支撑剂（粉陶＋均陶＋小陶）提高压裂改造效果。现场试验表明,前置液阶段滑溜水与清水交替加入,增加裂缝内的净压力,提高微裂缝开启程度;同一井区油井同步压裂,能增加裂缝在一定范围内的相互干扰,提高井区的产量,改善注采关系。试验结果表明,蓄能整体压裂技术能够在控制投入成本的同时提高单井产量,实现老油田外围井区经济有效开发。

CCL油田老井重复压裂工艺技术研究

CCL油田开采目的层段为下白垩系泉头组第四段扶余油层,具有原油黏度大、流动性差、低压、低温的油藏特点。在压裂过程中存在着入井流体与储层不相配伍造成的冷伤害;薄油层发育,隔层遮挡能力弱,致使裂缝高度难以控制;储层埋深浅,地层压力低,压后地层吐砂严重,返排率低等压裂难点。结合室内压裂材料优选,压裂液选用低浓度胍胶体系,支撑剂选用粒径16/30目的石英砂,提出前置热水+暂堵转向和变排量+同步干扰+整体改造工艺技术,采用FracproPT软件模拟人工裂缝半长、裂缝的导流能力,进行压裂规模的确定和设计参数优化。现场试验压后效果明显,单井增油量为常规压裂增油量的2倍,能够有效地减缓单井产油递减幅度。此改造技术为CCL油田提高单井产量、实现稳产增产提供了技术保障。

新木油田木146区块氮气泡沫驱注入技术研究

吉林油田2015年在新木油田木146区块开展氮气泡沫驱提高采收率试验,该技术的工程技术参数受油藏条件影响较大,需要根据试验区油藏特征进行针对性设计。本文对木146试验区氮气泡沫驱的泡沫体系进行了筛选评价,并对注入工艺进行了低成本优化设计,筛选出了4种泡沫体系对试验区进行了成功试注应用。

松辽盆地德惠断陷华家构造带深层储层油气成藏期次——来自流体包裹体证据

松辽盆地德惠断陷具有多期油气充注的特征,受复杂构造运动的影响,原生油气藏发生调整改造。运用流体包裹体分析技术,根据烃类包裹体岩相特征及其伴生盐水包裹体均一温度,结合埋藏史和热史模拟,研究德惠断陷华家构造带深层储层成藏期次和时间。结果表明,德惠断陷华家构造带深层储层油气共经历三期油气充注过程和二次调整改造,第一期油充注发生在沙河子组沉积末期(141.5~135.0 Ma);第二期油气充注发生在登娄库组沉积末期—青山口沉积时期(116.0~91.5 Ma);第三期油气充注发生在嫩江组沉积时期(81.0~72.5 Ma)。第一次原油调整改造发生在营城组沉积晚期到登娄库组沉积早期(128.1~121.0 Ma);第二次原油调整改造和第一次天然气调整改造发生在新近纪(4.0~1.0 Ma)。德惠断陷经历较为复杂的油气成藏过程。

塔河油田超深超稠油油藏人工举升技术

塔河油田超深超稠油油藏具有"两超五高"的特点,人工举升困难,目前存在深抽能力不足、杆断严重、井筒掺稀降黏成本高和井下抽油泵故障率高等难题。为解决这些问题,攻关研究了大型皮带抽油机、大排量抽稠泵、减载深抽和高温抗稠油电动潜油泵等技术,形成了掺稀气举举升、稠油复合举升和稠油螺杆泵举升等工艺,并针对油藏开发的技术难点提出了相应的技术对策和建议,为塔河油田超深超稠油油藏高效、经济开发指明了攻关方向。

两相滴定法测定甜菜碱两性表面活性剂活性物含量研究

两性表面活性剂在酸性条件下呈现阳离子性质,因此可在酸性条件下加入过量的阴离子表面活性剂,再用阳离子表面活性剂海明进行滴定。采用亚甲基蓝-百里香酚蓝混合指示剂测定甜菜碱型两性表面活性剂活性物含量并研究表面活性剂复配时其他复配剂(如非离子表面活性剂、聚合物以及无机盐)对测定结果的影响。实验结果表明该法可以快速测定甜菜碱型两性表面活性剂的活性物含量并且准确度较高,现象比较明显,易于判断滴定终点,一定浓度范围的复配剂及无机盐对测定结果有一定程度的影响。

基于层次分析法的CO_2驱注采工程安全风险评价

注采工程安全风险管理是CO_2驱油技术现场实施的关键环节。为保障CO_2驱现场注采施工安全和提高注采工程安全风险管理水平,梳理了注采过程中存在的安全风险,同时应用层次分析法对注采工程安全风险进行量化评价,建立了CO_2驱注采工程安全风险层次结构模型。通过构造判断矩阵、一致性检验和权重计算,得出了注采工程安全风险影响因素的排序。CO_2驱注采工程安全风险可分为注采施工风险、CO_2腐蚀风险、安全管理风险、环境保护及人身安全风险等类别。CO_2驱注采安全风险量化评价结果表明,CO_2腐蚀是CO_2驱注采工程安全面临的最大风险,施工人员的安全意识也是影响注采工程安全的重要因素。注采工程安全风险的量化分析与评价为CO_2驱油安全风险决策和管理提供可靠依据,能够有效降低CO_2驱注采安全风险和指导注采安全施工。

扶余油田储层裂缝特征及其与注水开发的关系

扶余油田目前已进入高含水后期开采阶段,油藏中裂缝的发育和分布直接影响着油田注水开发效果。在岩心裂缝观察、分析裂缝特征基础上,通过井间示踪剂测试、电位法测试等裂缝动态监测方法,应用人工裂缝与天然裂缝藕合关系对该油藏裂缝特征进行分析,预测了人工裂缝走向,为油田开发井网部署提供指导。

低渗透油田水平井CO_2复合吞吐技术

为了解决低渗油田水平井因储层非均质性强而发生的注水沿裂缝、高渗条带窜流以及含水高的问题,开展CO_2复合吞吐试验技术研究。首先考察了适合酸性条件下的表面活性剂YQY-1体系的发泡性能和稳泡性能,在获得最佳气液比的基础上开展了水驱-CO_2吞吐-CO_2泡沫复合吞吐动态评价实验,并进行了现场实验。研究结果表明,YQY-1发泡体系在高温高压下具有较好的起泡性能和稳泡性能,在气液比1∶1(交替注入)下,CO_2复合吞吐对比单一CO_2吞吐注入压力上升1.9 MPa,采收率提高11.6%,说明CO_2泡沫复合体系在油藏条件下能够对裂缝、高渗条带起到封堵作用,扩大注气波及体积,启动低渗部位剩余油。现场试验结果表明,CO_2复合吞吐增油控水作用明显。

非常规油藏多功能滑溜水体系研究与应用

非常规油藏压裂使用的常规滑溜水存在溶解缓慢、携砂性能差、抗盐能力弱及对温度敏感等问题。针对以上问题,笔者自主研发由0.1%~0.6%可变黏减阻剂与0.2%纳米乳液组成的多功能滑溜水体系,该滑溜水体系溶解速度快,90 s基本溶解完成;0.1%的减阻剂滑溜水减阻率可达74.84%;使用中不需要添加交联剂可实现变黏携砂;对一价离子与二价离子均有很高耐受性,可使用返排液配液;在-30~40℃环境中放置后,减阻剂乳液仍可正常使用。滑溜水进入地层破胶后,对页岩、砂岩储层岩心的渗吸驱油率为71.25%~74.16%。经现场应用,压裂成功率100%,施工中砂密度最高为540~550 kg/m^(3),减阻率超过77%,压后两井日产油9.8~14.4 m^(3),证明多功能滑溜水体系具有驱油增效的特点。

离子水驱技术油藏适应性分析及驱油效果评价研究

离子水驱是以离子匹配精细水驱的一项低成本驱油技术,2016年在J油田开展了国内首例离子水驱技术先导试验,2017年离子水驱试验初见效果,实现有效控制产量递减,稳油控水的作用。在推进离子水驱技术研究的进程中,通过场试验及室内实验相结合,明确离子水驱油机理,给出了离子水体系的适用条件为:原始/目前采出液总矿化度≥1 0000 mg/L,原油胶质沥青质含量≥10%,二价阳离子总浓度≥100 mg/L,且最好以二价阳离子为主,例如Ca2+,而在油藏适应性上发现,离子水驱技术适用于低渗油藏,可在渗透率≥1 m D的条件下实现连续注入,提高油藏采收率,此次先导试验为离子水驱技术在油田的推广应用奠定基础。

CO_2吞吐减排技术研究与应用

为保障天然气脱碳后有效开发,对产生的CO_2资源进行处理,减少外排造成的污染,在CO_2驱油的基础上,拓展应用领域,开展CO_2吞吐技术研究,通过实验评价,应用于吞吐增产机理主要有解膨胀、降低原油黏度及回流返排等三个方面,利用数模与物模等方式对注入量、注入压力及闷井时间等参数进行优化设计。技术研究成功,在吉林油田规模应用100井次/年均,增产原油0.7万t,投入产出比1:1.5,可达到减排目的。

CO_2注入井近井油层解堵办法研究及应用

吉林油田采用CO_2与水双管线交替注入的方式驱替原油,由于CO_2具有萃取原油轻质组分的特性,使得重质组分的沥青质析出,黏附在近井油层表面,注水管线中停注期间产生的杂质随注入水进入地层,进一步加剧了堵塞。目前常规的解除近井地带堵塞的方法主要为重新射孔或压裂,作业复杂且费用昂贵,井控难度大,存在CO_2溢出的安全风险,因此,本文立足不动管柱及安全作业,重点研究了一种简易快捷且经济可行的近井油层解堵办法,并对CO_2试验区近井油层堵塞井进行了成功应用。

CO_2注入井井下漏点位置判断研究及应用

CO_2驱实施后,CO_2驱注气井会不可避免的出现环空带压问题,判断是否是由于CO_2从油管渗漏造成的环空带压至关重要,避免因CO_2高压和腐蚀造成套漏引起CO_2从套外溢出的安全隐患。通过对目前三种井下油管漏点检测方法的分析,发现三种方法存在作业要求复杂且测试费用较高的问题,因此,本文重点研究了一种简易快捷且经济可行的油管漏点判断方法。

裂缝性致密油藏CO_(2)吞吐开采孔隙原油动用特征

通过对天然致密岩心进行人工造缝,试验研究致密油储层CO_(2)吞吐开采特征,分析基质渗透率、裂缝数量对CO_(2)吞吐采出程度的影响;通过核磁共振,探究CO_(2)吞吐动用孔隙范围及剩余油分布。结果表明:随着基质渗透率从(0.1~0.2)×10^(-3)μm^(2)增大至(0.4~0.5)×10^(-3)和(0.8~0.9)×10^(-3)μm^(2),无裂缝致密岩心采收率从15.81%分别提高至20.48%和26.18%,CO_(2)动用的最小孔径从0.034μm依次减小为0.023和0.012μm;在基质渗透率为(0.8~0.9)×10^(-3)μm^(2)的含单一裂缝和多裂缝的致密岩心中,采收率分别进一步提高至41.45%和52.46%,CO_(2)动用的最小孔径减小至0.003和0.005μm;基质渗透率和裂缝对采收率的提高主要体现在吞吐前两周期,对第3周期采出程度影响甚小;孔径约为0.1μm的孔隙内的原油是多周期CO_(2)吞吐开采后期的主要增油来源;CO_(2)吞吐开采后,较高基质渗透率和多裂缝的致密岩心中剩余油分布更为均匀。

王府断陷深层气藏火山岩储集层可压性评价

王府断陷深层气藏火山岩储集层具有埋藏深、物性差等特征,传统的开采手段受限,需进行压裂改造才能有效建产。以王府断陷深层气藏火山岩储集层为研究目标,通过岩石力学实验和声发射测试,综合岩石的各向异性、脆性、应力敏感性、天然裂缝密度、声发射活动性等共同评价储集层的可压性和造缝能力。研究表明:王府断陷深层气藏火山岩脆性矿物含量高,抗压强度较大;岩石弹性波速变化范围大,应力敏感性有一定的差异性,天然裂缝各向异性弱;储集层存在一定的流体敏感性,但敏感性强弱程度不一;蒸馏水和质量分数为15%的KCl溶液的造缝能力较强。储集层可压性综合评价对优选压裂层位、压裂液体系和设计压裂改造方案提供理论指导,为王府断陷深层气藏的勘探开发提供依据。

含油污泥不同调剖方式可行性评价

针对采油厂在原油脱水和污水处理过程中产生的含油污泥处理难题,选取两种有代表性的样品A含油污泥、B油土开展含油污泥不同调剖方式可行性研究。以含油污泥为原料,考察了其在水中、聚合物HPAM中的分散性,进行了室内悬浮性能评定实验,得出两种样品形成悬浮体系的最佳配比;同时对两种样品进行了成胶实验。发现热处理后的B油土在HPAM中的分散性优于A含油污泥。A含油污泥可以采用HPAM携带直接注入的回注方式;B油土采用合适交联剂,成胶后可以均匀分散在凝胶体系中,可用于注水井调剖。

聚合物驱采出污水有效回注方法探讨

通过室内实验研究金属铁锈对聚合物黏度的影响、污水中二价铁离子对聚合物黏度的影响、污水中三价铁离子对聚合物黏度的影响,通过在采出污水中加入污水处理剂、曝氧、加入一定比例清水的方式,能够提高采出污水配置或者稀释聚合物溶液的黏度。进行聚合物溶液的合理配置,实现采出污水有效回注,是降低环境污染的有效方法。

一种水凝胶覆膜自悬浮支撑剂的性能评价与应用

针对常规压裂用的胍胶交联冻胶携砂液残渣含量高,对低渗透油气藏储层伤害大、配液流程复杂、作业强度大的问题,提出了利用水凝胶覆膜来实现常规石英砂支撑剂在清水中的自悬浮目的。室内性能评价表明:自悬浮支撑剂可以在60s内达到悬浮状态,在60℃下静置120min不会分层;在250r/min剪切速率下,稳定时间为40min,破胶后黏度4mpa.s,导流能力较好。该自悬浮支撑剂在清水压裂中进行了应用,达到了国内常规冻胶压裂液加砂压裂的技术指标。研究结果表明,该水凝胶覆膜自悬浮支撑剂可以满足清水压裂施工的需求,能节省胍胶、简化配液流程、减轻储层伤害,具有良好的经济效益和广阔的应用前景。