吉林油田可重复利用压裂液体系研究

可重复利用压裂液技术,可节约用水及化学添加剂,减少废液的排放量和处理费用。通过"吉林油田压裂返排液重复利用技术研究与实验"项目的开展,研究可重复利用的压裂返排液技术,利用常规羟丙基瓜胶作为增稠剂,使用可逆交联的交联剂以及专用温度稳定剂实现从冻胶→破胶→冻胶→破胶态的可逆转化。返排液回收再利用,实现压裂液重复利用的目的。

伊通盆地莫里青油田低孔低渗油藏注水开发储层损害研究

针对伊通盆地莫里青油田低孔低渗储层注水开发的需求,开展了储层损害评价和注入水改善措施研究。通过对该油藏储层岩性、物性与黏土矿物特征的分析,揭示了储层存在速敏、碱敏及水敏等潜在损害;以储层敏感性分析为主要方法,借助前期注水状况分析结果,认为引起注入困难的主要原因为水敏、速敏伤害;针对储层损害的主要因素,提出了"有机防膨+无机防膨"的注入水改善措施。

油气田井口控制环保修井技术研究与应用

文章阐述了修井作业过程中产生污染物的原因和污染机理,为解决修井作业过程中对环境造成的污染问题,研究形成了井口控制环保修井技术,实现了控制油水不落地、减少污染物产生和排放的目的。目前该技术在修井作业现场已累积使用950井次,减少油土产生量约1 760t,对比常规修井作业降低投资45%左右,节约了作业成本,提高作业时效。

不同注入介质对泥岩层滑移的影响研究

在注CO_(2)与注水两种开发方式下,均会出现泥岩层段的套管剪切损坏加剧的现象。为了明确不同注入介质对泥岩层滑移的影响,将室内实验所得储层岩石物理力学参数与现场实际区块的井网资料相结合,建立了泥岩层剪切滑移流固耦合数值模型,通过有限元方法进行求解,分析了不同注入介质在一定注入速度条件下生产3年过程中的孔隙压力、油层变形量和泥岩层滑移量的分布与变化情况。根据计算结果可知,由于水和CO_(2)黏度与密度的差异,导致开发初期注CO_(2)井周围孔隙压力高于注水井。随着开发时间的延长,注CO_(2)井孔隙压力降低速率大于注水井,在生产3年后,注CO_(2)油层整体孔隙压力高于注水油层,使注CO_(2)油层整体均匀上抬,但注水油层高低差更大,导致油层变形更加集中。油层变形量的不同引起了泥岩层滑移量的差异,注CO_(2)泥岩层滑移量小于注水泥岩层滑移量。基于不同注入介质对泥岩层滑移量的影响分析,给出了合理的注入方案,为防治油田套损提供了理论支撑。

吉林油田A区块注水系统腐蚀影响因素分析

吉林油田A区块注入水大部分为油井产出水,经油水分离后的净化污水,各项指标均达不到注入水质标准要求。为了研究注水系统腐蚀结垢规律和防治技术,利用腐蚀实验平台,开展了注水系统不同工况条件下的水质、细菌、CO2等对腐蚀规律的研究,CO2与SRB是注水系统腐蚀结垢的主要因素,二者协同作用加剧了注水系统腐蚀程度。根据腐蚀主控因素研发了针对性防腐药剂体系,具有较好的防腐防垢性能,同时开展了接力加药等防腐关键技术实施,矿场腐蚀速率控制在0.076mm/a以内,保障了水驱老油田的安全高效开发。

原油含水率测量传感器性能优化实验研究

石油开采实际工况复杂多变,在利用电导法在线测量含水率时,环境因素温度、矿化度和传感器本身的电极结构会带来测量上的偏差。本研究设计不同电极环内径、激励电极间距的三电极和四电极进行对比实验并利用标定实验获取电导率和温度信息。在考虑到温度、信号调理电路等因素造成非线性的情况下,建立综合补偿函数并利用最小二乘法进行优化以求取温度和非线性综合补偿参数。通过电极结构的优化和得到的补偿参数实现对传感器的性能优化。搭建含水率测试系统进行模拟测试验证,实验表明,经过电极结构参数优化和补偿的传感器测量误差在2%之内,稳定性较好,可满足原油含水率的测量。

基于流管法的面积波及效率计算方法研究

中国已开发的大多数油田,经过多年的加密调整和注水开发,目前已处于高含水或高采出程度阶段,开采和稳产难度越来越大。因此,对注水开发油田进行水驱面积波及系数的研究意义重大。根据注水油田的基本特点,基于流管法建模基本原理,建立了五点法流管模型,利用BeckleyLeverett方程,结合单元分析法和流线积分法,对注水油田五点法井网面积波及效率的计算公式进行了详细推导,绘制并分析了面积波及系数和采出程度随时间的变化曲线。结果表明:当无流管突破时,注水油田的面积波及系数随时间的增加而线性增大;当主流管突破见水后,波及系数增大程度越来越慢,最后趋于平缓。当油田被注入水完全波及后,继续利用注水提高采收效果的作用很小,水驱效率明显降低。研究结果对于注水油田面积波及系数的求解及水驱动态开发规律的研究具有借鉴意义。

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。

短曲率半径水平钻孔取心技术研究及试验

吉林油田经历了50多年的开发,已进入中高含水采油期,同时还有大量因井下管柱损坏、含水率高、产能低于经济极限等原因而关井的停产井。为了重新认识地下剩余油的分布规律,最大限度地提升油田老区剩余油挖掘产量,短曲率半径水平钻孔取心技术能利用停产井进行取心作业,对油田储层物性进一步认识、获取地层油水动态,是最直观最经济的技术手段。该项技术是超短半径侧钻技术和水平井柔性密闭取心技术的有机结合,自主研发了柔性钻具、造斜钻具、柔性密闭取心工具等相关配套工具,可以实现超短半径侧钻取心,为调整开发方案提供重要依据,使停产井复活。吉林油田积极开展短曲率半径水平钻孔取心技术研究,并成功开展现场试验,为此项技术在油田的进一步推广应用提供了技术支持。

含油污泥调剖粒径与渗透率关系研究

针对油田开发过程中产生大量含油污泥处理困难的问题,文章研究将含油污泥应用于注水井调剖。重点评价阻力系数、残余阻力系数及封堵率3项物模实验指标,通过实验初步确定含油污泥颗粒粒径与储层渗透率的匹配关系:500 mD—0.02 mm;1000 mD—(0.02~0.06 mm);2000 mD—(0.1~0.3 mm),对储层具有较好的封堵及耐冲刷性能;同时含油污泥在水驱油藏具有较好的注入性能,在地层条件下能够充分利用颗粒对孔隙结构进行封堵,含油污泥用于注水井调剖,不仅是含油污泥再利用的有效方法,也为油田综合治理、降低生产成本提供了一项技术措施。

异型管地面智能分注工艺技术的研究与应用

针对吉林油田注水目前存在的问题,本文提出了采用可钻桥塞替代封隔器封隔注水层段和异型管地面分注等技术,并利用物联网通过地面配套设施,实现压力、流量实时监测与控制,为油藏工程师提供实时准确的参数。目前该技术现场试验20口井,工艺管注工作性能稳定。该技术为实现油田"有效注水、精细注水"的目标、提高水驱采收率提供了技术保障,市场应用前景广阔。

压裂液返排试验及返排制度优化研究

试验结果显示,合理的返排液体粘度应小于5m Pa·s;支撑剂回流主要发生在排液初期;初期合理的返排速度控制在0.2m3/min,控制油嘴不大于3mm;作用在支撑剂有效应力大于6m Pa后,返排出砂状况明显降低;若压裂过程加入纤维,可更有效控制支撑剂回流。试验结果对压裂液返排施工具有很好的指导意义。

气井带压作业装置研究与应用

气井普遍具有储层敏感性强的特点,采用常规压井的作业方式会造成储层发生水敏、水锁等伤害,渗透率降低,产量降低。气井带压作业技术可以解决上述困难,而国内气井带压作业技术多以引进为主,为了提升国内气井带压作业研发能力及技术水平,我们自主研究形成一套气井带压作业装置,该装置具有密闭卸扣及液封气减压等功能,可以实现井口压力14MPa以内的气井带压作业需求,经矿场试验,各项性能指标满足现场需求。

考虑稠油黏度影响的潜油电泵模拟与优化

潜油电泵采油是目前最常用的人工举升方式之一。当应用于稠油井时,受入泵流体高黏度的影响,使潜油电泵特性曲线偏离抽水时的特性曲线,导致潜油电泵合理运行窗口变窄,因此,针对水设计的离心泵结构难以适应稠油的高黏环境。针对上述问题,基于CFD数值模拟方法,系统地进行了潜油电泵在高黏条件下增压特性的研究,结果表明,随流体黏度增加,流体流动摩擦阻力更大,流体与叶片间相互作用增大,叶轮与导轮的进出口压差减小,流速降低,流体流动状态从湍流转变为层流,叶轮及导轮内回流区域的尺寸及数量均减小。同一黏度下,离心泵扬程随排量的增加而降低;同一排量下,离心泵扬程随着黏度的增大而显著降低。基于因素分析,考虑黏度影响,进而对离心泵结构参数进行了优化设计,最优结构为:入口宽度16.6 mm,叶片数6片,出口宽度21.9 mm,叶包角60°。相比于原离心泵,在黏度为400 mPa.s,允许排量范围内,扬程最大增幅28%。

不同类型注入液体对返排影响实验研究

不同类型压裂注入液体表现出不同的返排特性。选择合适的注入液体有助于提高压裂返排,从而提高压裂效果。对国内某低渗透区块岩心进行室内物理模拟实验研究,主要进行了岩心润湿反转实验及渗透性、润湿性对注入液体返排影响的实验研究。实验结果显示,该区块低渗透岩心容易发生水锁伤害,加入优选的润湿反转剂后能够提高接触角,从而降低水锁伤害。不同的渗透率、润湿性对液体返排有一定影响,随着渗透增加,返排量相对较大。水湿指数越高,返排率越低。实验结果对压裂液返排施工具有很好的指导意义。

长岭高含CO2底水气藏气举排水技术研究与应用

随着长岭气田开发的深入,地层能量不断下降,气井的携液能力降低,使得气井井筒积液现象越来越严重,导致气井不能正常生产,气井积液成为气田稳产的难题,严重制约了气田的高效平稳开发。长岭高含CO2底水气藏开发采用封隔器完井,受腐蚀等影响,常规排水采气工艺应用局限性大,影响气田开发。本文依据营城组气井生产动态资料,针对气井井简积液问题,开展了气举排水采气试验,制定长深A井气举排液工艺设计方案,方案实施效果良好,让水淹气井"死而复生"。

裂缝性油藏压裂提产技术研究

本文通过对大情字裂缝性油藏压裂井关键参数分析,不同压裂工艺模式优化对比,解决了加砂难的问题,实现了低品资源效益开发,投产99口井,设计产能1.5吨/天,目前2.6吨/天,综合降低压裂成本7.1%,为今后同类裂缝性致密砂岩油藏改造提供了技术支撑。

高温油藏耐盐聚合物P(AM/MAPS)驱油剂的制备与性能评价

随着聚合物驱广泛应用,部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)在高温高盐油藏中存在易水解、增黏能力较差的问题。为满足目前日益苛刻的储层开采条件,首先利用烯丙基氯与N-甲基牛磺酸钠合成一种耐盐功能单体3-(N-烯丙基-N-甲基氨基)丙烷-1-磺酸钠(MAPS),进一步与丙烯酰胺(AM)共聚合成了一种新型耐盐聚合物P(AM/MAPS);红外光谱法、核磁氢谱法表征证实为目标产物。采用流变仪系统研究了浓度、温度、矿化度及剪切速率对新型耐盐聚合物溶液黏度的影响规律。结果表明,在温度为85℃、矿化度为3×10^(4)mg/L的油藏条件下,质量浓度为2000 mg/L的P(AM/MAPS)耐盐聚合物溶液的表观黏度达到14.20 mPa·s。在渗透率为527.73×10^(-3)μm^(2)的单管填砂管中,P(AM/MAPS)可在水驱基础上提高采收率13.42百分点;在高低渗透率分别为882.79×10^(-3)、422.53×10^(-3)μm^(2)的双管并联填砂管中,总采收率可提高9.27百分点。该耐盐聚合物P(AM/MAPS)能够高效用于高温高盐油藏聚合物驱提高采收率技术。

基于修正Burgers模型的泥岩层套管形变影响因素分析

地层含水饱和度的变化对于泥岩储层的蠕变特性有较大影响,尤其是注采过程中泥岩段套管产生形变从而导致套管损坏。本文在Burgers模型基础上加入含水饱和度元件,提高了瞬时蠕变阶段模型的精度,同时对实际油田某泥岩区块进行了比对,得出随含水饱和度增加,地层蠕变量增大,且瞬时蠕变阶段时间减小的结论,同时在蠕变条件下套管壁厚、水泥环弹性模量、地层含水饱和度均可大幅度影响套管变形,而套管尺寸对套管变形几乎无影响。本研究成果能够更加准确地计算地层不同含水量条件下泥岩蠕变的套管变形,对井筒的破坏进行有效的预防及控制。

德惠断陷致密气产能主控因素分析与压裂技术优化

德惠断陷致密气藏储集层埋藏深、纵向跨度大、孔喉连通性差,高密度完井体积压裂技术虽实现了效益开发,但存在不同井间压后产能效果差异性大,稳产时间短的难题。通过对已施工井优质储集层厚度、铺砂强度、裂缝复杂程度和水锁伤害等因素与产能关系的分析,明确影响单井产能的主控因素,形成差异性射孔+“三段式”先成缝后成网+多级暂堵转向、防水锁压裂液体系等一系列压裂技术对策。经现场DS80-2井试验,压后第二天见气,见气返排率3.8%,日产气8.5×104 m 3,无阻流量19.2×104 m 3,为同区块同厚度气藏产量最高,见气返排率最低井;较设计产能提产20%,降本19%,达到提产控投的目的,为实现致密气藏高效勘探、效益开发提供了技术支撑。