强碱三元复合驱后提高采收率新方法——以大庆杏树岗油田为例

为了探究强碱三元复合驱后进一步提高采收率的措施,以大庆杏树岗油田为实验平台,以采收率、含水率和注入压力为评价指标,在恒速和恒压条件下开展了强碱三元复合驱后进一步提高采收率方法增油效果实验研究。结果表明,强碱三元复合驱后注入高浓度聚合物溶液、无碱二元复合体系和弱碱三元复合体系都可以进一步提高采收率,其中高浓度聚合物驱增油效果较好。后续注入压力升高幅度愈大,采收率增幅愈大。考虑到大庆油田储层以及设备耐压能力的制约,结合经济技术效果的综合评价,无碱二元体系更具有应用前景。

烷基化碳量子点表面活性剂的制备及性能

目的通过对水热法制备的氮掺杂碳量子点进行烷基化改性,对碳量子点在油气开发领域中的应用潜力进行研究。方法在水热条件下,以柠檬酸作为碳源、二乙烯三胺为氮源合成了碳量子点(CQDs)和氮掺杂碳量子点(N-CQDs);通过烷基化反应对制备出的N-CQDs进行表面改性,得到一种两亲性表面活性物质R-(N-CQDs)。结果CQDs和N-CQDs的粒径分布均匀,具有碳量子点的典型粒径特征;CQDS和N-CQDs的荧光量子产率在各自最大激发波长下分别为10%和47%,氮掺杂极大地提高了碳量子点的荧光性能;与常用表面活性剂SDBS相比,R-(N-CQDs)具有更好的降低表面张力能力、稳泡性能和乳化性能。结论烷基化改性后的碳量子点具有良好的降低表面张力的能力,优异的乳化性能和稳泡性能,在油气开发领域中有一定的应用潜力。

油田注汽锅炉水质影响因素研究

分析了影响注蒸汽锅炉水质的因素,包括硬度、含氧、pH值、含钠、含铁,指出前三项是主要因素,还分析了蒸汽干度的影响.2003年6月起大庆葡北油田三断块葡71-75井组进行蒸汽驱先导性试验,使用OH20-ND-25XAMT型锅炉,注汽压力12 MPa,注汽温度320℃,蒸汽干度75%,日注气量160 m3.介绍了该锅炉用水的软化处理装置及工艺.给出的一组水质分析数据表明,清水硬度(钙镁)为2.83 mmol/L,软化后锅炉生水硬度(镁)和炉水硬度(镁)均为0.04 mmol/L;pH值在正常范围(8.87,8.08,8.32);矿化度和钠钾含量逐步升高.考察了当清水水温分别为0～20℃、含氧量分别为14.6～9.2 mg/L时,为彻底除氧而加入的除氧剂Na2S2O3量,超出理论需要量的剩余量应≤10 mg/L.图1表2参4.

三元复合驱采油井用的固体缓释防垢剂

由3种未指名化合物配制成兼具防腐蚀作用的防垢剂FHE,加入固化剂制成缓释防垢剂(防垢块)。在三元复合驱采出液中加入防垢剂FHE2.5mg/L,在55℃、72h静态挂片测试中防垢率为99.0%;加入防垢剂FHE2.5、4.0mg/L,在55℃、压力3MPa、168h动态模拟条件下挂片测试防垢率分别为74.9%、93.2%,由此得到防垢剂FHE的最佳浓度为4.0mg/L。防垢剂FHE与固化剂的最佳配比为3∶1。在去离子水中50℃时,防垢剂FHE从直径20mm、长20mm的防垢块中的静态溶出率由13.14%(0～48h)逐渐降至11.04%(144～192h)。在模拟井筒条件的实验装置上,求得50～55℃下,14～20h内从防垢块溶出的防垢剂在三元复合驱采出液中的浓度由4.31降至3.70mg/L,由相似性原理求得在井筒中使用的防垢块直径应为8mm,长度应为645mm。在一口螺杆泵采油井中使用防垢块,油井产量略有增加,泵电流下降4～6A。图1表5参3。

油田注入系统滋生物对聚驱渗流特性影响研究

聚合物驱注入系统中过滤器和管线内壁存在的黏性胶状物是注入水中微生物在系统内大量繁殖的代谢物,它会随聚合物溶液进入储层,对聚合物驱开发效果造成影响。采集了杏树岗油田聚合物配注系统内滋生胶状物,与聚合物溶液混合形成含胶状物聚合物溶液,开展了胶状物对聚合物驱开发效果影响的实验研究。结果表明,与聚合物溶液相比较,胶状物在多孔介质内传输运移能力较差。当储层岩心渗透率较低(Kg<1 000×10^(-3)μm^2)时,聚合物溶液中胶状物主要滞留在岩心端面附近区域。胶状物会对聚合物驱增油效果造成不利影响,但随储层渗透率级差增加,其影响程度逐渐减小。并联模型实验表明,水驱过程中分流率呈现"高渗透层增加,低渗透层减小"趋势,注聚初期和中期分流率呈现"高渗透层减小、低渗透层增加"趋势,后期分流率呈现相反趋势,即出现"剖面反转"现象。岩心实验表明,当采用不同注入方式(恒速和恒压)注入相同(类型和段塞尺寸)聚合物溶液时,聚驱采收率会存在差异。现场聚驱注入方式通常是"恒速"或"恒速"到"恒压"方式。因此,在岩心实验时,聚合物溶液注入方式的选择必须考虑现场储层破裂压力的影响,否则,现场按照室内推荐方案执行就会遇到注入井注入困难问题。

松辽盆地南部泉四段致密砂岩成岩作用及微—纳米储集空间演化

基于薄片/扫描电镜观察以及恒速压汞实验结果,分析松辽盆地南部泉四段成岩作用对储层中微—纳米储集空间演化以及油气赋存和分布的影响。结果表明:研究区泉四段经历了碱性—酸性—碱性的成岩环境,不同成岩环境下形成的自生矿物在胶结/充填微米级储集空间时,也形成了大量的纳米级晶间孔;储集空间的纳米化使得致密砂岩的储集性能和渗流能力降低,油气充注所需的驱动力增强,在恒速压汞表现为随着孔渗的降低,喉道的进汞量逐渐增多以及突破压力逐渐增大;致密油气的运聚是力学动态平衡的结果,当油气运移距离相对较长时,致密油勘探应注重以微米级储集空间占主导的致密砂岩,当储层紧邻源岩或油气运移通道时,以纳米级储集空间为主的致密砂岩也应成为油气勘探的重要目标。

油田机械设备状态监测与故障诊断技术

为了适应现阶段油田项目的发展要求,必须做好油田机械设备的监测及故障诊断工作。常见的监测技术包括噪声监控技术、振动监测技术、无损探伤技术等,通过这些技术实现对油田机械设备的有效性管理,提高设备运维水平。

油源断裂输导油气优势路径预测方法及其应用

在油源断裂厘定及其输导油气优势路径控制因素分析的基础上,利用三维地震和测井、录井资料,对油源断裂活动性优势路径、内部岩性优势路径和断面油气势能优势路径进行研究,综合预测油源断裂输导油气优势路径.通过加权赋值计算油源断裂输导油气优势路径综合评价参数,确定油源断裂附近油气成藏有利范围.利用该方法预测渤海湾盆地冀中拗陷廊固凹陷大柳泉地区F3油源断裂输导油气优势路径,结果表明:F3断裂共发育3个活动性优势路径、2个内部岩性优势路径和6个断面油气势能优势路径.油源断裂输导油气优势路径综合评价参数大于1.65的范围为F3断裂附近油气成藏有利范围,与研究区目前已探明油气分布相吻合.表明该方法用于油源断裂输导油气优势路径预测是可行的,有助于寻找油气勘探有利目标.

水驱精细挖潜示范区路径探索与模式创新——以大庆油田杏六区东部为例

在"水到油出"的话剧里,水是绝对的主角。该文围绕大庆油田杏六区东部水驱精细挖潜示范区多项优化管理活动,探索、创新、优化精细挖潜管理方法,阐述了启动示范区优化管理,需要构建全程受控优化管理、高效运作优化管理、有序推进优化管理的"三管"优化机构,推动示范区优化管理,需要实行分块治理、分别调整、分类改造的"三分"优化手段,在水驱精细挖潜上提供必要的管理支撑;促动示范区优化管理,需要运行技术精细管理、测试精细管理、监测精细管理的"三精"优化方式,在水驱精细挖潜上提供必要的配套措施;滚动示范区优化管理,需要推行主动掌控精细地质技术、联动管控精细挖潜指标、互动防控精细开发风险的"三动"优化方法,在水驱精细挖潜上提供必要的推进措施等方式方法,综合评价了油田水驱精细挖潜示范区的优化管理实践的显著效果和创新特点。对老油田水驱挖潜具有参考和启迪意义。

色谱分离对聚表剂溶液性能和采出液浓度检测结果的影响

针对矿场实际需求,本文开展了聚表剂(海博Ⅲ型)溶液色谱分离对聚表剂增黏性、溶液黏度稳定性、分子线团尺寸和界面张力影响实验研究,并研究了现有聚合物浓度检测方法对聚表剂驱采出液浓度检测的适应性和应对措施。结果表明,乙醇提纯作用可以使聚表剂化学组成发生变化,即可以去除聚表剂中所含活性物质。由此可见,当聚表剂在多孔介质内运移时,聚合物与活性物质间将发生色谱分离,使聚表剂溶液与原油间界面张力由5.02 mN/m升至28.88 mN/m。对比两种标定曲线采出液浓度检测果发现,同一样品,采用提纯后聚表剂标定曲线检测浓度值约为采用提纯前聚表剂标定曲线检测浓度值的55%～60%,采用提纯聚表剂标定曲线进行采出液聚合物浓度标定的准确性更高。

三元复合体系性能及其对驱油效率影响研究

研究了碱/表面活性剂/聚合物(ASP)三元复合体系黏度、界面张力、聚合物分子线团尺寸(Dh)、分子聚集态和驱油效率及其影响因素,并对提高采收率机理进行分析。结果表明,NaOH质量分数由0增至1.2%,三元复合体系黏度由246.9降至138.8 mPa·s、界面张力降低、Dh由324.7降至263.5 nm。表面活性剂质量分数由0增至0.3%,体系黏度由127.0降至122.1再增至138.8 mPa·s,界面张力降低,Dh由139.7增至263.5 nm。随固液质量比增加和吸附次数增多,三元复合体系界面张力升高。在碱/聚合物体系中,聚合物分子结构形态以'片状'为主,'网状'为辅;在重烷基苯石油磺酸盐/聚合物体系中,聚合物分子形态出现大面积的'珠状'结构,'网状'结构不明显;在ASP体系中,聚合物分子呈现'网状-片状'结构形态。驱油实验表明,与水驱相比,三元复合体系、聚合物溶液和碱/表面活性剂二元复合体系采收率增幅分别为14.8%、12.2%和4.8%。随驱油剂黏度增加,化学驱采收率增大,但增幅逐渐减小。聚合物质量分数为0.12%、0.18%和0.25%时,聚合物驱采收率增幅分别为12.2%、15.8%和18.7%,三元复合体系驱采收率增幅分别为14.8%、18.3%和21.0%。在聚合物加量相同的条件下,与聚合物溶液相比,三元复合体系采收率增幅高2.3%~2.6%。驱油剂扩大波及体积作用对采收率的贡献要大于提高洗油效率的贡献。

聚合物/羧基甜菜碱二元复合体系驱替水驱后残余油的机理

实验研究在30℃下进行。实验聚表二元复合体系为1.0 g/L HPAM、2.0 g/L羧基甜菜碱在矿化度3.7 g/L的模拟大庆油田采出水中的溶液,与模拟大庆油(黏度10 mPa.s)间的界面张力为5.8×10-3mN/m,1-1000 s-1范围的表观黏度与1.0 g/L HPAM溶液十分接近。在玻璃刻蚀大庆油藏仿真均质微观模型上,水驱20 PV的采收率为55.795%,注入20 PV二元体系使采收率增加39.724%;在二元复合体系驱替过程中,注入、采出口之间主流区域内的水驱后残余油在二元复合体系作用下发生变形,伸长并形成油丝,主要以油丝的形式被驱出;过渡区和边角区的残余油则主要以W/O乳状液的形式被驱出。W/O乳状液中的乳化水滴通过圈闭、Y型孔道挤压及水滴变形、断裂这3种方式形成并汇集为比较连续的W/O乳状液流,二元复合体系以W/O乳状液的形式由主流区扩展到两侧的过渡区,再进入边角区,启动死油区的残余油,从而扩大了波及体积,提高了驱油效率。图5参11。

基于积分数学-地质模型定量评价伸展断层侧向封闭性

基于断-储排替压力差评价伸展断层侧向封闭机理,考虑成岩时间对断层岩成岩压力及成岩程度的作用效果,建立成岩时间对成岩压力的积分数学-地质模型,定量计算伸展断层的侧向封闭能力。通过对断层岩和围岩地层承受垂向应力及水平地应力的时间积分计算,确定具有与断点断层岩相同泥质含量和成岩程度的围岩的埋深,结合研究区所建立的岩石泥质含量、埋藏深度和排替压力的相关关系,定量计算出断点断层岩的排替压力;用目的盘储集层排替压力与之比较,定量评价伸展断层的侧向封闭性及封闭能力大小。通过渤海湾盆地南堡凹陷1号构造区内断层油气藏实际资料的验证,以及与未考虑或简单考虑成岩时间的断-储排替压力差法断层侧向封闭性评价结果进行对比,显示积分数学-地质模型计算得到的结果与地下实际情况最为接近,预测烃柱高度与实际烃柱高度误差仅0~8 m,可行性最高。

强碱三元复合驱后多种调驱剂的驱油效果对比

为了优选出强碱三元复合驱后增油效果最好的调驱剂体系,以大庆杏树岗油田储层为研究对象,通过物理模拟驱油实验研究了恒速和恒压条件下的多种调驱剂在强碱三元复合驱后的驱油效果。结果表明,强碱三元复合驱后注入高浓度聚合物溶液、无碱二元复合体系、弱碱三元复合体系、"聚合物凝胶+无碱二元复合体系"组合以及"聚合物凝胶+弱碱三元复合体系"组合都可以进一步提高采收率,其中"聚合物凝胶+弱碱三元复合体系"组合液流转向效果较好,含水率下降幅度较大,采收率增幅也较大。

高含水稀油油藏蒸汽驱过程中原油组成性质的变化

在大庆葡Ⅰ组非均质砂岩油藏的葡71-75井区进行了稀油(地下粘度4.9 mPa·s)蒸汽驱试验.试验区水驱采出程度22.62%,综合含水82.87%,包含1口注入井和分属不同井网的7口采油井.取3口典型采油井,测定注汽前、注汽78天和120天时采出原油组成、性质的变化.结果表明,在汽驱过程中采出原油的密度、凝固点、含蜡、含胶质沥青质及运动粘度下降;初馏点显著降低(120℃→84℃→75℃),总馏量和300℃前各馏分量增多;50～90℃动力粘度在汽驱120天时最低,汽驱78天时略高于汽驱前;气油比增大;全烃分析表明汽驱后采出油轻质馏分增多,成熟度提高.基于前人关于蒸汽驱中产生热水蒸馏混合带的见解,利用所得分析测试数据,讨论了稀油蒸汽驱油机理:初期以热膨胀为主,中期为热膨胀、蒸汽蒸馏和降粘,后期为蒸汽蒸馏.图5表3参6.

基于热力学与动力学方法预测碎屑岩的次生孔隙发育带

松辽盆地北部下白垩系泉四段为富钾长石碎屑岩,油气主要聚集在以钾长石溶蚀孔为主的次生孔隙发育带中。为了预测其次生孔隙发育带的分布,从次生孔隙的形成机制出发,应用盆地模拟技术,恢复泉四段埋藏史、热史和有机质热演化史等。以成岩环境和流体性质为基础,应用次生孔隙形成时期的古地温和古压力,结合地层水中K+和H+质量浓度,计算钾长石溶蚀反应的Gibbs自由能增量(ΔG)和反应速率(v),讨论钾长石溶解—沉淀状态以及次生孔隙发育程度。研究结果表明:泉四段的次生孔隙主要形成于嫩江期和明水期,且现今大部分区域仍发生溶蚀作用。钾长石自发反应(ΔG<0 k J/mol)且溶解速率快的砂体易发育次生孔隙。松辽盆地北部泉四段储层的次生孔隙发育带主要位于中央坳陷区的西北和东南部,处于ΔG<-38 k J/mol的砂体发育区。然而,位于中央坳陷的中部和南部,发育中成岩阶段A2亚期及-38≤ΔG<0 k J/mol的砂体,钾长石溶蚀反应速率低,次生孔隙发育较好。

等效连续介质模型在低渗透油藏的适应性分析

形成裂缝网络的裂缝性油气藏可用Kazemi模型、Warren-Root模型和DeSwaan模型进行描述,而没有形成裂缝网络的局部裂缝发育油藏就不适合应用这3种模型。针对低渗透油藏存在的局部裂缝特征,利用平行板理论、张量原理和等值渗流阻力原理,建立了裂缝区的等效连续介质模型,在等效连续介质模型的基础上,建立了低渗透油藏三维数值模型,并用黒油模拟程序进行实例计算。研究结果表明:等效连续介质模型可以应用到具有局部裂缝的低渗透油藏数值模拟和动态预测中。

注聚井用SC-3型双季铵盐基复合防堵剂

大庆聚合物驱油田出现了注聚压力上升甚至注入困难问题。其原因是聚合物在地层孔隙中吸附滞留和沉淀及吸附油膜导致聚合物堵塞。采用井距150m的一注一采井组模型，在水驱至含水90％时注入1000mg／L的聚合物，用数值模拟方法计算出，沿程压力在0～40m区间出现上升快、峰尖锐、拖尾明显的高峰。而现用强氧化荆／复合酸／转向剂型解堵剂的作用半径仅有3m。为此研制了由能形成分子沉积膜的有机双季铵盐（5g／L）、有洗油作用的表面活性剂和高价阳离子螫合剂（各0．5g／L）组成的复合解堵剂SG-3。讨论了SC-3中各组分的作用。经SC-3处理的人造岩心（K=0．5μm^2）。在连续注入800mg／L的聚合物时，注入压力上升较慢且稳定值较低（0．55MPa，空白岩心为0．70MPa）。杏四区西部聚驱区块新投产的5口注入井．于10月8～10日注入800mg／L的SC3．平均单井注入300m^3，投入注水后的防堵井和4口对比井注入压力持续下降，防堵井下降更快，2005年3月底均下降4．1MPa，此后开始注聚，注入压力均迅速上升，5月底对比井注入压力升至11．0MPa，防堵井只升至9．7MPa。图3表1参3。

聚合物配注系统滋生胶状物对聚合物驱效果影响

聚合物配注系统中过滤器和管线内壁存在黏性胶状物,它是注入水中微生物在系统内大量繁殖的产物,不仅会对井筒附近区域储层孔隙造成堵塞,与聚合物溶液接触后还会引起聚合物溶液性质变化,甚至会影响聚合物驱开发效果。采集杏树岗油田聚合物配注系统内滋生胶状物,经剪切后与聚合物溶液混合,形成含胶状物聚合物溶液。利用物理模拟方法,开展了胶状物对聚合物溶液性能以及聚合物驱开发效果影响实验研究。结果表明,"胶状物"加入聚合物溶液后,导致聚合物分子聚集态网络结构出现缺陷、部分分子链发生断裂,进而引起聚合物溶液黏度降低、黏弹性变差。与"高分"聚合物溶液相比较,含"胶状物"聚合物溶液在多孔介质内渗流阻力较大,传输运移能力较差。随胶状物注入量增加,聚合物驱采收率增幅呈"先增后减"变化趋势。由此可见,胶状物存在对聚合物驱开发效果存在影响,少量胶状物进入油藏有利于改善聚合物驱开发效果。随油藏非均质性加剧、平均渗透率增加,胶状物对聚驱开发效果影响程度降低。

塔里木盆地下奥陶统蓬莱坝组白云岩储层特征

通过钻井岩心观察、岩石薄片鉴定、物性测试及地球化学分析等手段,对塔里木盆地下奥陶统蓬莱坝组白云岩层岩石学特征、储集空间特征、储层物性特征进行了研究,并分析了控制储层发育的因素。认为分布于塔里木盆地巴麦、塔北、塔中大部分地区的蓬莱坝组主要为一套岩性纯、厚度大的白云岩层,其岩石类型以粉晶、细晶白云岩为主,同时也发育有泥晶白云岩、中—粗晶白云岩;储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔、构造裂缝及溶蚀孔洞等为主;储层物性非均质性很强,不同地区的蓬莱坝组白云岩层的孔隙度和渗透率具有较大的差异;影响该组白云岩储层物性的因素主要有压实及压溶作用、胶结作用、重结晶作用、埋藏溶蚀作用、白云石化作用、构造作用及风化壳溶蚀作用等。