长庆油田同心双管数字式分注工艺技术研究

针对采出水回注井腐蚀结垢严重、分注难度大的问题,研发了同心双管地面数字式分注技术,攻克井下插管密封和带压作业等技术难题,形成封隔器双管分注与可钻桥塞双管分注两种模式。长庆油田目前推广两种同心双管技术,双管环空注上层,内管注下层,测试调配在地面进行,有效解决采出水分注井井筒易结垢及测试投捞成功率低的问题。同心双管地面数字式分注技术优化定型,实现了采出水回注井全天候自动测调达标任务。结合目前长庆油田油藏特征和水驱开发需求,建立了股份公司成熟试验区采油三厂吴x区,采油八厂元x区、采油一厂午x区,试验区总体水驱动用程度上升1%,自然递减下降1.9%,含水上升率下降0.3%。对油藏上缓解剖面矛盾、提高水驱动用程度、降低自然递减起到推动作用,打造全周期低成本分注工艺,助推油田开发效果不断提升。

油田注水井结垢规律静态模拟实验研究

结垢是油田注水开发过程中一种常见的问题,会对井筒以及管线中液体的流动造成严重影响。掌握油田结垢的规律,并对结垢趋势进行预测,以及对结垢问题提出有效的解决方案是十分必要。对目标油田的结垢历史及结垢现状进行分析,并开展注入水水样和地层垢样测试。结果表明:油田的水源中导致结垢的主要成垢离子是钙离子、镁离子、碳酸氢根离子等,容易产生大量的碳酸盐垢。通过对结垢规律进行实验研究,探寻在不同影响因素下结垢量的变化。结果表明,温度、结垢离子浓度、pH值和结垢量成正相关。

新型低伤害无返排胍胶压裂液在致密油储层中的应用

致密油储层采用常规胍胶压裂液施工时存在返排率低、对储层伤害大以及返排液处理成本较高等问题,为此,以多元改性胍胶HPG-GX、阴离子表面活性剂YSN-1以及复合破胶剂FP-3为主要处理剂,研制了一套适合致密油储层的新型低伤害无返排胍胶压裂液体系,并对其综合性能进行了评价.结果表明:该压裂液体系具有较好的耐温抗剪切性能和滤失性能,能够满足压裂施工的基本需求;并且当复合破胶剂FP-3的加量为0.15%时,即可使压裂液体系迅速破胶,破胶液的黏度和界面张力较低,残渣含量较少,破胶液对天然岩心的基质渗透率伤害率小于15%,具有低伤害的特点;此外,破胶液作为渗吸液可使天然岩心的渗吸采收率达到28.6%,渗吸驱油效果明显优于常规羟丙基胍胶压裂液的破胶液.WQ-11井采用新型低伤害无返排胍胶压裂液体系压裂后,日产油量和累计增油量明显高于同区块内使用常规羟丙基胍胶压裂液的WQ-03井,达到了良好的压裂增产效果.

注多元热流体环境中N80碳钢油管的腐蚀行为

利用井下挂环的方法评估注多元热流体井筒油管的腐蚀行为。通过失重法、扫描电子显微镜、能谱分析仪、蚀坑3D形貌分析等方法研究了不同井身位置挂环的腐蚀速率和腐蚀产物膜特征。结果表明:随着井身深度增大,油管内环和外环的腐蚀速率均显著增大;由于油管内部和外部接触的腐蚀介质有所差异,内环的腐蚀速率远高于外环,但随着井身深度增大内环/外环腐蚀速率比逐渐减小;挂环腐蚀产物均由大量铁的氧化物和少量碳酸亚铁组成,呈多层结构,外环腐蚀产物的层状结构相比内环腐蚀产物更加复杂;在井身中上部,腐蚀主要受高温多元气相流体的氧化反应主导,而在井身下部主要由高温CO_(2)-O_(2)溶液的电化学腐蚀主导。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61致密砂岩储层成岩特征与孔隙度定量恢复

在对大量岩心和薄片分析的基础上,运用扫描电镜、阴极发光、高压压汞等实验手段,系统分析了鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,并进一步对孔隙演化进行了定量恢复。结果表明:胡尖山地区长61储层整体处于中成岩阶段A期,主要经历了压实—压溶、胶结、溶蚀等成岩作用,且不同成岩作用对储层的孔隙发育造成了不同程度的影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔,是导致研究区储层致密最主要的因素,孔隙度平均减少了18.41%,孔隙空间损失率达56.62%;胶结作用次之,在堵塞了孔隙空间的同时也一定程度地增强了颗粒的抗压实强度,孔隙度平均降低了10.38%,孔隙空间损失率达19.78%;溶蚀作用使碎屑颗粒及填隙物等不稳定组分溶解而产生大量的次生孔隙,从而改善了储层物性,增加的孔隙度平均为2.26%。根据成岩作用对物性的影响,结合测井响应特征,将该区长61致密砂岩储层划分出绿泥石膜剩余粒间孔相、剩余粒间孔相、长石溶蚀相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相及压实相等6种成岩相带,绿泥石膜剩余粒间孔相是研究区最有利的油气储集相带,剩余粒间孔相次之。

基于径向基函数神经网络预测模型评价油气水集输管道的均匀腐蚀缺陷

利用多相动态腐蚀检测装置测定不同工况下油气水集输管道的均匀腐蚀速率,以此结果为样本建立径向基函数人工神经网络预测模型,并对管道均匀腐蚀缺陷进行评价。结果表明:当以硫化氢含量、二氧化碳含量、水含量、钙离子含量、镁离子含量、氯离子含量、温度、压力、流速等为输入信号,以管道均匀腐蚀速率为输出信号时,9-29-1型径向基函数人工神经网络结构合理且准确度良好,经过4450次迭代后,预测模型的均方误差为0.0009,小于允许收敛误差限0.0010,在训练阶段、验证阶段与测试阶段线性拟合的决定系数分别为0.993、0.973、0.969,预测值和期望值具有较高相关性,同时还依据该模型找出了9段存在均匀腐蚀风险的管道。

斜坡背景下沉积物变形构造时空展布规律——以鄂尔多斯盆地镇原地区长7油层组为例

为了研究鄂尔多斯盆地长7油层组沉积物变形构造时空展布规律,对盆地西南部镇原地区20口井的岩心进行了精细观察与描述,综合分析了沉积物变形构造的形态特征和形成机制,共识别出7种常见的沉积物变形构造类型,即滑塌变形、液化卷曲变形、泥质撕裂屑、液化砂岩脉、球枕构造、火焰构造和重荷模等。垂向上,沉积物变形构造在长72小层最为发育,长71小层次之,长73小层较少;平面上,在镇原地区中部集中发育,西部和东部局部发育。斜坡背景下沉积物变形构造的形成机制和展布规律为:①盆山耦合激活了沉积物变形构造的触发因素;②湖进与湖退转换期是沉积物变形构造最为集中发育的阶段;③不同类型沉积物变形构造的分布与坡折带的发育关系密切,随着向半深湖—深湖沉积区推进,其类型发生规律性演化。该研究成果对于探讨沉积物变形构造的分布模式、重力流砂体分布预测及事件沉积等研究具有参考价值。

鄂尔多斯盆地新安边地区长7页岩油储层孔隙结构特征

研究鄂尔多斯盆地新安边地区西部上三叠统延长组长7页岩油砂岩储层渗流能力与孔隙结构之间的关系。采用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及核磁共振等测试技术,对新安边地区西部长7页岩油储层的物性、孔隙结构进行定性-定量研究。结果表明:长7储层的主要储集砂体类型为浊流砂体及三角洲前缘砂体,以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,粒度较细,储层致密、面孔率低,粒间孔及长石溶孔为最重要的孔隙类型;长7储层具有排驱压力较大、中值压力大、中值半径小等特点;不同物性储层的孔隙大小及分布差异不大,但喉道大小及分布差异相对较大;储层中纳米级喉道和亚微米级喉道控制着可动流体,随着渗透率的增大,开发潜力增大。长7储层孔隙结构的多样性及不均一性是导致储层非均质性的主要原因,浊流砂体的孔隙结构好于三角洲前缘砂体,喉道半径控制着储层的渗流能力。

不同疏水单体对PAM的协同增效作用研究

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵(ODAAC)和十八烷基甲基丙烯酸酯(SMA)为单体,通过水溶液聚合分别制备4种聚丙烯酰胺(PAM),通过红外对其结构、抗盐性能、热稳定性和流变性能进行表征及测试。结果表明,单体都参与了聚合反应。0.35%的五元PAM(AM+AA+AMPS+ODAAC+SMA)在80 000μg/g矿化水和10%氯化钙溶液中的黏度分别达到78 m Pa·s和60 m Pa·s,证明ODAAC对PAM的抗盐起主要作用,与SMA在抗盐方面具有协同增效作用;同时ODAAC和SMA对PAM的热稳定性和耐温耐剪切性能都具有协同增效作用。

基于高压压汞和核磁共振的致密砂岩渗透率预测

分析影响致密砂岩渗透率的主控因素并准确预测致密砂岩渗透率对致密油气藏的开发具有重要意义。以鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩为研究对象,基于高压压汞和核磁共振对致密砂岩渗透率主控因素进行了研究,分别评价并优选了更适用于致密砂岩的基于高压压汞和核磁共振的渗透率预测模型。结果表明:影响致密砂岩渗透率的主要因素是孔喉半径,其中中值孔喉半径与致密砂岩渗透率相关性最强;与核磁共振T2加权平均值相比,T2几何均值与致密砂岩渗透率的相关性更强;在3种不同的核磁共振渗透率预测模型中,SDR-REV模型的预测效果要优于SDR模型和KCT2w模型;在3种不同的高压压汞渗透率预测模型中,基于r40和r45的Winland模型渗透率预测精度较高。研究成果对鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩的进一步有效开发具有指导意义。

鄂尔多斯盆地东南部马家沟组上组合沉积微相特征及展布规律

探讨鄂尔多斯盆地东南部地区奥陶系马家沟组上组合沉积微相类型、特征以及展布规律。通过对典型钻井岩心和野外剖面进行岩石类型、结构构造的研究,对研究区的沉积微相进行识别,研究其发育特征,再现其时空分布规律。结合各单井相分析,系统编制各层系的岩相古地理图件;在相分析和古地理研究基础上,开展岩相古地理演化过程分析,揭示沉积古地理演化规律。结果表明马家沟组上组合主要发育泥云坪微相、灰云坪微相、膏云坪微相和含膏云坪微相。从马五_4沉积期到马五_1沉积期相对海平面逐渐降低,而海平面的降低控制了沉积微相的发育和空间展布。

水淹层热中子成像测井解释与分级方法

热中子成像(TNIS)测井是近年来发展的一项核测井新技术,能够反映储层流体性质及剩余油含量,对水淹层测井解释具有较大的应用潜力。基于热中子成像测井原理,指出了通过热中子衰减谱和俘获成像图可以识别水层和油层,指示储层含油性;同时结合常规测井计算的泥质含量和孔隙度,推导了根据热中子宏观俘获截面计算剩余油饱和度的公式,并利用上述特征参数建立了交会图版,实现了水淹层识别与级别划分。在鄂尔多斯盆地长8段实际应用结果表明,热中子成像测井能够用来有效识别水淹层与划分水淹等级,为分析剩余油分布规律提供了可靠依据,对油田实际生产具有指导作用。

强乳化复合表面活性剂驱油体系研究与应用

表面活性剂的乳化能力强弱对提高低渗透油藏水驱开发后的驱油效果影响较大,为了增强表面活性剂驱油体系的乳化性能、提高驱油效率,将具有良好界面活性的阴-非双子表面活性剂GEY-2和具有较强乳化能力的非离子表面活性剂6501复配,研制出了一种适合低渗透油藏的强乳化复合表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:强乳化复合表面活性剂驱油体系具有良好的耐温性能和耐盐性能,在高温高矿化度条件下,配方为2000 mg/L GEY-2+3000 mg/L 6501的驱油体系仍能保持10mN/m超低数量级的油水界面张力,该驱油体系与储层原油按照7∶3所形成乳状液在75℃下放置10 min和100 min后的乳化水率仍能达到90.2%和61.2%,具有较高的乳化性能。该驱油体系具有良好的抗吸附性能,可以减少驱油剂的浪费,有效保证驱油效果。该驱油体系对低渗透岩心的驱油效果较好,当岩心渗透率为11.38×10μm^(2)时,水驱结束后注入0.5 PV强乳化复合表面活性剂驱油体系可使采收率继续提高20%以上。现场应用结果表明,H油田低渗区块实施强乳化复合表面活性剂驱油措施后,注入井压力有所升高,对应油井日产油量从措施前的2.20 t升至5.41 t,平均含水率从措施前的89.2%降低至71.5%,达到了较好的增油效果。

安83区页岩油水平井大规模蓄能体积压裂技术

安83区页岩油储层致密,能量补充效果差,早期提高单井产量措施未能获得预期的开发效果。根据前期注水补能探索及重复压裂试验认识,在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上,研究了极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺,不仅提高了裂缝复杂程度,同时优化闷井时间,形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术。现场试验结果表明,应用该技术后,水平井产量大幅提高,最高单井日产油量为邻井的7倍,措施后生产10个月,单井累计增油量达到2 010.0 t,效果和效益显著提高。该技术可实现同时补充地层能量及有效改造储层,对同类油藏的开发具有一定的技术参考价值。

电镀镍钨合金防砂筛管应用于深水油气藏的可行性研究

以防砂筛管的基管材质N80钢为基体电镀镍钨合金。分析了镍钨合金镀层的微观形貌、化学成分、耐砂粒磨损性能、抗硫化氢应力腐蚀开裂性能以及高温高压腐蚀性能。结果表明,镍钨合金镀层平整、致密,厚度及元素分布均匀,具有优异的耐砂粒磨损性能和抗硫化氢应力腐蚀开裂性能,且在典型深水油气藏工况条件下,其表面形成了一层致密的钝化膜,腐蚀速率远低于N80钢基材,属于轻度腐蚀。

铁络合木质素的制备及其在钻井液中作用研究

钻井液中木质素类化合物的添加可以有效降低钻井工作液的黏度。通过木质素磺酸盐(LSS)与铁盐络合得到一种改性铁铬合木质素磺酸盐(FLSS),阐述了其实验室内具体制备过程,评价分析了其在钻井液中的应用性能。实验结果表明:磺酸化木质素盐与三氯化铁的最佳质量比为6∶1,FLSS-2对黏土水化膨胀抑制效果较好;180℃时FLSS-2可降低工作液黏度从3.4至2.2,降黏率达到22.85%;120℃时,在杂多糖甙和PAM处理浆中加入FLSS-3后所得钻井工作液表观黏度和塑性黏度显著降低,且对FL和tg没有明显的削弱作用,因此具有较好的配伍性。