油田高含水后期注产结构的综合调整方案

国内外许多均质和非均质砂岩油气田的注水开发过程中,由于各个地层的分均质条件不同,从而导致每个油田开发过程中的不均衡,总体上来说油田渗透率高的油层一般是先开发先进入高含水期;低渗透油田很难开发要通过一些相关措施才能进入高含水期。不同的油田根据每个油田的基本条件开发由易到难。根据每个油田不同的开发条件和自身的能力,各个油田在不同的含水期,油田能达到稳产的状态也是不一样的。查阅国内外处于高含水期的油田注水开发资料来看,在采油油量速度和采出液量速度等变化特征上分析,把油田生产的阶段分为初注生产、增液稳产、定液减产、减液稳水四种生产开发过程。

季铵盐型孪连表面活性剂G-52的降压增注效果

实验研究了商品孪连表面活性剂G-52（N，N’-亚丁基双月桂酰溴化铵）的界面活性、润湿性能及对大庆低渗透油藏注水井的降压增注效果。实验温度45℃，实验G-52溶液用矿化度4．9g／L的模拟大庆采油五厂注入水配制，实验原油为黏度82．8mPa·s的该厂脱水脱气原油。用表面张力法测得G-52的临界胶束浓度为800mg/L。G-52溶液与原油间的动态界面张力随G-52浓度增大而增大，其瞬时最低值在G-52浓度25～800mg/L为10^-3mN／m，G-52浓度1000～1200mg/L时为10^-2mN／m，其平衡值在G-52浓度25、50mg／L时为10^-2mN／m，在G52浓度1000～1200mg／L时为10^-1mN／m，低G-52浓度时动态界面张力的建立较缓慢。G-52溶液可使甲基硅油处理的玻片表面由弱亲油变偏亲水，接触角减小约40°。在气测渗透率5．19×10^-3～7．93×10^-3μm^2的4支环氧树脂胶结石英砂岩心驱替实验中，注入浓度100、200、400、500mg/L的G-52水溶液时，岩心注入压力比注水时降低26．5％-55．3％，原油采收率比水驱采收率（30．32％-48．1796）提高3．16％～4．20％。图7表6参7。

还原性铁和硫离子对聚合物性能的影响

为了考察大庆油田聚合物溶液黏损的影响因素,对注入井井口的聚合物溶液进行全离子分析,研究还原性Fe^(2+)和S^(2-)离子对聚合物溶液性能的影响。结果表明,在厌氧条件下,Fe^(2+)和S^(2-)浓度对聚合物溶液的性质影响不大。在曝氧条件下,聚合物体系黏度随着Fe^(2+)和S^(2-)浓度增加而急剧下降,含1.18mg/L Fe^(2+)的聚合物溶液和含2.49 mg/L S^(2-)的聚合物溶液的黏度分别下降了42.49%和49.42%;随着:Fe^(2+)和S^(2-)浓度增加,聚合物分子线团尺寸也大幅减小,聚合物溶液的触变性变差。在Fe^(2+)和S^(2-)存在时,Fe^(2+)和S^(2-)使部分水解聚丙烯酰胺降解引起聚合物链断裂,是造成部分水解聚丙烯酰胺溶液黏度下降的主要原因。针对现场实际提出多种工程措施,以降低还原性物质对聚合物溶液的影响,减少聚合物溶液黏损。

含聚污水配制稀释聚合物的可行性

为研究大庆油田聚合物驱油过程中含聚污水配制聚合物体系的可行性,通过配制等浓度的驱油体系,对体系的黏度和抗剪切性能、黏弹性、稳定性、分子线团尺寸等性能参数进行测定,在此基础上进行了注入能力和驱油效果评价。结果表明:不同水质配制稀释聚合物体系的聚合物性能、注入能力和驱油效果为:清水配制、深处理污水稀释体系均优于聚合物浓度为0的污水配制、稀释体系和用生化水配制、稀释体系;在配制浓度相同的条件下,聚合物溶液体系的性能随配液污水中聚合物浓度升高而增强,污水中的残余聚合物具有良好的增黏性。含聚污水配制稀释聚合物在大庆油田具有广泛的适用性,针对大庆油田二类油层,在综合考虑聚合物溶液的注入能力和驱替效果的前提下,建议采用含聚合物浓度为200~400 mg/L的物化污水配制、稀释聚合物体系,能够在等聚合物干粉用量条件下实现最佳的综合利益。

HPAM/脲醛预缩聚物地下成胶体系及其选择性堵水性能

报道了在30～100℃的不同温度下凝胶化时间为3～45h的HPAM/脲醛预缩聚物地下成胶体系的基本配方共12个,所用催化剂有重铬酸钠+氯化铵(A)和过硫酸铵+乌洛托品(B)两种。适用于60℃的配方60A 1和60A 2的成胶时间,随配制水矿化度的增大(500～1.0×105mg/L)由18h和8h分别增加到76h和34h,形成的凝胶粘度超过1.3×104mPa·s。长99mm、水测渗透率1.33μm2的人造均质岩心,在注入60A 1配方物2PV并充分凝胶化后,突破压力为8.16MPa,残余阻力系数为1000,对水的封堵率达99.9%;60A 2在岩心中充分凝胶化的时间为3d;由2个岩心封堵前后水相和油相(煤油)渗透率的变化求得,60A 2的堵水率为99.10%和99.03%,堵油率为12.94%和13.01%,表现出了相当好的封堵选择性;水测渗透率分别为1.33,0.458,0.193μm2的并联三岩心组,水驱至残余油,注入60A 2配方物2PV并反应10h后注水驱油,注水压力由0.31MPa升至0.98MPa,原来不吸水的低、中渗岩心的流量分别达到0.14和0.23mL/min,高渗岩心的流量由0.43mL/min降至0.06mL/min,表明含残余油的高渗岩心在很大程度上被封堵;水测渗透率分别为0.193,0.456,1.33μm2的3个岩心串连,总长76.4cm的纵向非均质岩心,水驱至残余油,注入60A 2配方物0.2PV并反应10h后注水驱油,注入压力大幅升高,含水率下降,采收率?

高含水后期储层参数测井解释方法研究与应用

针对目前大庆喇萨杏油田高含水后期储层参数解释的需求,应用相控建模的思想,按地质约束条件建立了储层基本物性参数解释模型,在此基础上,通过精确划分岩石物理相,提高了水淹层测井解释精度,为加密调整和精细地质研究提供可靠的基础数据。

集中核算 加速转变

会计集中核算，促进财务管理职能的转变，提高了财务管理效能。