采出液回注方式对驱油效果的影响研究——以辽河油田J区块为例

辽河油田J区块多数油井高含水,储层非均质性强、层间矛盾突出,为了提高J区块的原油采收率,实施了二元复合驱。二元复合驱会产生大量采出液,而采出液中含有化学剂,排放会对环境造成污染,且处理成本较高。利用室内驱替实验来模拟二元复合驱的采出液,优化采出液的回注方式,研究二元复合驱采出液回注的可行性。结果表明:聚合物含量较高的采出液可直接作为二元复合驱油体系的前置段塞;采出液原样可直接作为后续保护段塞并后续水驱;采出液的不同回注方式均可提高化学驱采出程度(化学驱采出程度均大于20%),采出液的回注不仅可以节约聚合物的用量,同时可以解决采出液的污水处理问题。

锦州油田化学防砂技术综述

简介了锦州油田投入开发15年来不同时期主要用于热采稠油井的化学防砂技术原理和使用效果：以长效黏土稳定剂为主的稀油油藏固砂剂FSH-901（1992～1995，施工136井次，有效率78．7％）；无机钙／有机硅高温固砂剂BG-1（1992～1995，79井次，79．7％）；Ca（OH）2／CaCO3/机硅单体高温“三氧”固砂剂（1996～1997，98井次，82．7％）；高温泡沫树脂固防砂剂（1997，4井次，50．0％）：改性呋喃树脂防砂剂（1997-2005，99井次，94．9％）；氟硼酸综合防砂剂（1998-2002，130井次，81．5％）；有机硅固砂剂YL971（1998～2002，89井次，85．4％）；高强度有机硅固砂剂LH-1（2005，11井次，100．0％）。报道了防砂施工中出现的问题：出砂套变井逐年增多；多层舍采长井段井化学防砂难度大；出砂粒径逐年变细，表明油层骨架受到破坏。提出了化学防砂技术发展方向：研发常温固化的耐高温固砂剂；完善分层防砂工艺。参2。

侧钻尾管固井技术在锦州油田的应用

目前国内各油气田套管开窗侧钻井的应用越来越普遍,但对其尾管固井技术的总结还较少。笔者在研究锦州油田常用侧钻尾管固井工艺原理的基础上,着重探讨了其质量控制的关键点,并通过一个实例总结了侧钻尾管固井技术的注意事项和技术优势。

锦州油田稠油油藏开发配套技术综述

该文通过对锦州油田稠油油藏开发配套技术的介绍，重点叙述了我厂应对蒸汽吞吐中后期油藏开发中所产生的各种矛盾的解决办法和配套技术，并对我厂下步开发工作提出了建议。

塔河油田六区鹰山组缝洞型储层测井识别

塔河油田六区中下奥陶统碳酸盐岩储层储集空间复杂,主要为裂缝和溶蚀孔、洞,正确分辨出储层类型及其发育层段,对于油气勘探和开发具有重要意义。在分析各类储层测井响应特征的基础上,对储层首先采用交会图法进行定性识别,然后采用多元判别方法进行定量识别,研究成果表明,应用本文提供的方法,可以对塔河六区各夹储层进行分类识别。

浅谈海上油田应对海洋污染的措施

目前我国已经形成较为完善的贯穿海洋石油勘探开发全过程的法律法规和规范性文件,针对不同阶段的开发活动,提出了不同的海洋环境保护要求。通过列举海洋主要污染源及其监控指标,介绍了海上钻采设施操作主要关注点和控制点,并通过事前预防、事中监控、事后惩治补救的手段,做到减少和防止勘探开发活动对海洋环境的污染,对海上各油田群防治海洋污染有一定的借鉴意义。

侧钻技术在提高老油田采收率上的应用

随着石油勘探开发的不断深入,国内大部分油田已进入生产中后期,老井的重修和改造势在必行。同时,在一些新区的开发中,前期对储层发育认识不十分清楚,致使先期部分直井钻成后无产能。而侧钻技术是老井恢复产能、老油田挖潜增效的有效技术手段,利用侧钻技术对已钻无产能的直井进行再次利用,有效开发老井未受控面积内的储油和剩余油,恢复并提高单井产量和终极采收率,减少钻井投资,提高经济效益。

欢西油田射孔异常井的现场监督与处理方法

由于油井本身原因、射孔队伍、作业质量等因素,使得欢西油田易出现射孔异常的现象。作为射孔监督应分析各种影响因素,针对原因提出更改射孔方式、射孔枪型、重新处理作业等改进措施,确保施工顺利进行。

CO_(2)和H_(2)S环境下管线钢的腐蚀与防护研究进展

随着全球油气田工业的发展,管线钢在CO_(2)和H_(2)S环境中的腐蚀已经极大地制约了油气工业的开发,管线钢的腐蚀逐渐受到国内外学者的重视。总结了单一CO_(2)、单一H_(2)S、CO_(2)和H_(2)S共存体系下管线钢的腐蚀行为及机理。阐述了CO_(2)和H_(2)S的分压比会影响管线钢的腐蚀程度,同时最新研究成果表明CO_(2)和H_(2)S分压比的临界值受温度影响。针对CO_(2)和H_(2)S共存的复杂环境下,主要介绍了缓蚀剂保护技术、耐蚀管材的优选来减缓管线钢的腐蚀。最后,展望了CO_(2)和H_(2)S共存体系未来的发展方向以及更经济、有效的防护措施发展前景。

稠油吞吐井注烟道气提高采收率技术试验

针对锦州采油厂稠油吞吐效果逐渐变差、经济效益逐年下降的严峻形势 ,开展了烟道气与蒸汽混注吞吐试验。介绍了该技术的机理 ,重点阐述了现场试验情况、试验效果、存在的问题以及今后的发展方向。从试验效果看 。

稠油微生物多轮次吞吐技术研究

将菌种与无机培养基、稠油混合．在37℃培养3天，根据稠油乳化分散情况，对大量菌种进行筛选、复筛、驯化、复壮、富集．得到了传代性能优良、能适应辽河锦45块、千12块稠油油藏的几株菌并进行了性能评价。这些菌均由数个菌落组成，可以液蜡、原油为碳源、无机和有机氮为氮源、磷酸根为磷源生长．产表面活性剂和酸（由发酵液表面张力和pH判定），可降解稠油．使其黏度降低20％左右，好氧培养条件的降黏效果优于厌氧培养条件。优选菌种11、Lj1和21在培养液中菌数〉10^4个／mL时对稠油具有良好的乳化分散能力。在两区块13口高含水、低产量、低蒸汽效能、高轮次蒸汽吞吐井上．进行了首轮次微生物吞吐试验，处理半径3m。混合菌发酵液注入量2．0～9．8m^3．关井时间不少于7～9天。与末轮次蒸汽吞吐相比，6口井产油量增加，6口井产油量减少，但产出远大于投入，这12口井为有效井，其中又有6口井产出液中菌数降到10^4个／mL后实施了二轮次微生物吞吐。介绍了2口井微生物吞吐情况和效果，其中1口井已实施二轮次吞吐。以微生物和蒸汽单价比代替注蒸汽量计算油汽比，称之为拟油汽比。图4表7参3。

氮气泡沫驱发泡剂优选及油层适应性室内实验

氮气泡沫驱是普通稠油开采后期的一种经济可行的接替技术,可以大幅度提高剩余油采收率。氮气泡沫驱取得效果的一个重要前提是选择发泡性能好,泡沫阻力大的发泡剂。采用静态和动态实验对几种初选的发泡剂进行了优选,选出了性能最优的发泡剂;并进行了可视化实验,对氮气泡沫驱油层适应性进行了研究,表明非均质模型泡沫驱效率均低于均质模型,但在残余油状态下,非均质模型泡沫驱增油效果要明显高于均质模型。储层非均质性越严重,水驱残余油状态下,泡沫驱油的增产效果越显著。对于非均质严重的储层,矿场泡沫驱油增产效果更好。

大数据在油气勘探开发中的应用——以川南页岩气田为例

随着油气勘探开发规模的不断发展,传统油气行业正在进入数字油气和智慧油气时代。大规模勘探开发产生的庞大数据体量,无论是在收集、存储还是提取分析等方面面临严峻挑战。本文从地质信息集成、甜点区识别、地震数据处理、钻完井以及产能优化等方面介绍了大数据分析和机器学习技术在油气勘探开发过程中的应用现状和存在的问题。以页岩气云数据智慧平台为基础,对川南页岩气长宁-威远和昭通示范区600余口气井生产数据进行分析,得出近五年川南页岩气在钻井时效、压裂参数、建井周期及产能预测方面的发展趋势及主控因素,为"十四·五"页岩气开发方案优化提供参考。

混合有机酸与氧化剂配合处理稠油油层技术

将混合有机酸酸化和氧化剂氧化两种方法相结合 ,形成了稠油油藏酸化 氧化处理技术 ,用于蒸汽吞吐开采中后期的欢西稠油油藏的油层改造和解堵。概括地介绍了混合有机酸酸化液和氧化液的组成 ,所用混合有机酸是一种工业品 ,含有苯甲酸、对苯甲磺酸、甲酸、乙酸等。着重介绍了混合有机酸溶液和酸化液的应用性能 :酸岩反应缓速性 ,对金属的低腐蚀性 ,对粘土的低水化膨胀性 ,高岩心酸化率 ,高洗油能力及高价金属离子在乏酸液中的稳定性。介绍了油层酸化 氧化处理工艺 ,及在欢西油田 2 5口蒸汽吞吐井上实施油层改造和解堵现场试验的成功结果。

用于蒸汽吞吐井的热沉积无机凝胶堵水技术

所报道的热沉积无机凝胶堵剂,又称地层涂层堵剂,由A、B两液混合而成,黏度25mPa.s,pH=9,含有轻悬浮无机颗粒与有机添加剂,固体物含量31.0mg/L,在40℃以上可生成固化物,其耐温性达400℃。pH为9和12时固体物含量相同,pH为2时固体物含量减少。在人造砂岩岩心中注入该堵剂,在90℃反应4小时后测40分钟驱出液体积,结果表明在含油饱和度相同(2%,20%)的堵塞岩心中,水、油的流动阻力相同,水、油在低(2%)含油饱和度堵塞岩心中的流动阻力大大高于在高(20%)含油饱和度堵塞岩心中的流动阻力。堵塞岩心经100PV水或油驱替后,渗透率增加幅度很小。该堵剂固化时间约8小时。矿场施工中处理半径一般为1.5～2.0m。堵水作业中堵剂从套管挤入,调剖作业中堵剂从注汽油管挤入。2008年在辽河锦45、锦25块蒸汽吞吐井用该堵剂实施堵水作业16井次,调剖作业18井次,增油减水效果显著。

蒸汽驱用耐高温发泡剂研究

泡沫辅助蒸汽驱可提高稠油的采收率,关键在于研发具有优良高温稳定性和高温发泡性能的专用表面活性剂。本文研制了一种耐高温发泡剂DQS体系,考察了作为蒸汽驱用耐高温发泡剂的性能及其在蒸汽/泡沫驱油双管模拟实验的应用效果。该体系由99.7%妥尔油脂肪酸钠盐和0.3%疏水缔合聚丙烯酰胺EPS30R组成,在250～300℃范围内的高温半衰期可达223 min,降解率仅为6.17%,适宜的使用浓度为12 g/L。在250℃和300℃高温下,向3.8 cm×60 cm的填砂管(气测渗透率4μm2)中以5 mL/min的流量注入3.5 g/L DQS溶液时,封堵压差可稳定在2.0 MPa以上;地层含油饱和度<10%、岩心渗透率高于13μm2时,DQS体系(12 g/L)的封堵效果较好;该体系(5 g/L)在储层岩石表面上的吸附损失量较少,仅为26%。蒸汽/泡沫驱油双管模型实验表明,在非均质孔隙介质中,该体系可封堵高渗区域内的蒸汽窜流通道,使高渗区域内蒸汽因渗流阻力增加而转向进入低渗区域,从而明显提高低渗区域的驱油效率。

锦16块深部液流转向驱油技术

辽河锦16块油井综合含水超过90%,近井地带调剖的效果已很差。研发了一种聚合物/酚醛成胶体系,该体系在30110℃下可在数小时到数天内形成储能模量G′在0.22.0Pa的可流动弱凝胶,与油基预交联聚合物J5(60120目)一起,用作深部液流转向剂。讨论了该弱凝胶的组成与配方。试验区有4口水井,15口油井。其中两口水井处理半径15m,分3个段塞注入J5颗粒量递增(5.08.0g/L)的1.5g/LHPAM溶液;另两口水井处理半径18m,第一段塞为HPAM溶液携带J5颗粒,第二、第三段塞分别为低、高交联的3.0g/L聚合物弱凝胶。注入后注水压力上升,10口可对比油井中3口井无效果,7口井见效,产液量减少,含水下降,产油量增大。

稠油热采驱油剂的研究与应用

针对辽河油区欢17块、锦16块稠油热采吞吐中后期暴露的产油量、油汽比明显下降、原油组份发生变化、渗流条件改变、注汽效果不好等一系列问题,本文从两区块油藏的基本情况和开发现状入手,利用室内实验研制出一种稠油热采驱油剂YQ-1,在室内性能评价的基础上进行现场试验。研究结果表明:稠油热采驱油剂YQ-1具有较好的耐热性能,经280℃恒温处理96 h后药剂的表面活性降幅不大;0.5%～2%的YQ-1溶液与稠油(锦16、欢17块)按体积比为7∶3混合,稠油的降黏率可达90%以上;0.2%YQ-1溶液对稠油的洗油率可达90%左右;注入YQ-1溶液后岩心渗透率恢复率为96%,驱油压力下降23.5%～78.7%;YQ-1与联合站破乳剂的配伍性良好,对原油脱水影响不大。现场实施稠油热采驱油剂10井次,实施后本周期与上周期对比,平均单井增产原油288.6吨,平均油气比提高0.1,周期平均生产天数延长71.4天,周期回采水率提高了19.2%。

石蜡乳状液选择性堵水技术

所报道的石蜡乳状液由工业石蜡、G～C口石油树脂、乳化剂TF-1制成，先制备W／O乳状液，再加热水制成O／W乳状液。30％的该乳状液在常温分层很缓慢。所用石蜡在55～65℃大部分软化，最佳使用地层温度为45～55℃，50℃时在黏度--300mPa·s的锦16块外输原油中，5h溶解率为73．8％，在黏度535～5760mPa·s的锦16块原油、锦25块稠油（黏度10000mPa·s）混合油中的24h溶解率随黏率增大而减小（100％～43．0％）。在含油25％的石英砂填充管内注入1PV石蜡乳状液，在20℃或50℃放置24h后，原油渗透率恢复率迭97．6％和96．5％，地层水渗透率恢复率仅为7．5％和5．5％，表明堵水选择性良好。该乳状液已用于辽河锦州采油厂11井次油井堵水，包括稀油井和普遍稠油井，处理半径0．8～1．2m，获得了很好的增油减水效果，平均有效期为154d。表3参6。

油气田地面工程事故控制体系的模糊综合评价

综合考虑可能导致油气田地面工程安全事故的各种影响因素,并依据相关标准,对油气田地面建设过程中可能出现的事故用相关的指标体系来进行综合性评价。这种指标体系可依次划分成不同的层次,其中包括3个一级评价指标,9个二级评价指标和31个三级评价指标,分别对应准则层、指标层及方案层。充分运用模糊数学理论,并通过全面的分析,建立了油气田地面工程事故控制的多级模糊综合评价模型,计算得出最终评价指标后,按最大隶属度原则,确定了事故控制能力的最终等级。