青海油田尕斯N_(1)–N_(2)^(1)超高盐油藏复合驱提高采收率技术

青海油田尕斯N_(1)-N_(2)^(1)油藏的地层水矿化度和钙镁离子含量超高,进行凝胶与表面活性剂复合驱,常规凝胶易脱水破胶,长期稳定性差,同时常规表面活性剂易与地层水中的钙镁离子发生反应产生沉淀。针对前一问题,合成了适用于尕斯N1–N21油藏的抗高盐有机凝胶,配方为0.3%~0.4%聚合物+0.2%~0.3%交联剂+0.1%~0.2%稳定剂,该体系在68℃条件下初凝时间大于70 h,成胶后凝胶黏度大于1.0×10^(4) mPa∙s;优选了抗高盐表面活性剂QH-1,评价了界面张力和驱油效果,发现质量分数0.4%的QH-1溶液可提高采收率18.72%。室内试验结果表明,交替注入抗高盐有机凝胶和QH-1能有效遏制水的无效循环,提高中低渗区域的驱油效率,优化的“凝胶+QH-1”复合驱可提高采收率27.6%以上。该复合驱在尕斯N_(1)-N_(2)^(1)油藏9口注水井进行了应用,应用后对应油井的平均含水率由80%降至70%,增产油量2.41×10^(4 )t。研究结果表明,“凝胶+QH-1”复合驱提高采收率技术对青海油田尕斯N_(1)-N_(2)^(1)超高盐油藏增油降水具有很好的效果,具有推广价值。

探讨采油废水用于低渗透油田注水处理技术

针对目前低渗透油田废水处理过程中存在的问题,文章从实践角度出发,分析了我国油田采出水回注率的现状,并提出了优化控制的方法策略,其目的是为相关建设者提供一些理论依据。结果表明,要想提高低渗透油田注水处理技术的应用,应采用先进的工艺与仪器设备,来提高含油废水处理的效果,进而促进行业发展的可持续性。

土库曼斯坦图兰台坪南部地区油田原油芳烃地球化学特征

通过对图兰台坪南部地区6个不同油田原油抽提物芳烃色谱-质谱分析与研究,发现各油田原油芳烃化合物组成均具有高萘、高菲、高硫芴的特征,沉积环境整体上处于还原—强还原环境。K油田、T油田与S油田三芴系列化合物分布集中,原油生油母质类型相近;而Y油田、G油田及D油田原油样品分布偏离集群区,且均含较高的联苯系列化合物,表明原油的生源有机质偏腐殖型。选取烷基萘,三芳甾烷、甲基菲及烷基二苯并噻吩四类不同构型参数综合对比研究原油成熟度特征,除三芳甾类化合物成熟度参数差异较小以外,其他三类参数均可以反映出Y油田和G油田原油成熟度最高,S油田原油成熟度次之,K油田及T油田原油成熟度最低的特征。应用前人提出的相关图版及经验公式定量分析原油成熟度,仅烷基二苯并噻吩及烷基萘成熟度参数表明原油等效镜质体反射率为1.09%~1.35%,其他参数计算的成熟度值明显偏低。

自动循环采油装置控制系统研究

针对自动循环采油装置,设计了一种控制系统,其原理是基于可编程控制器(PLC),采用变频器作为变频电动机的调速器;同时,通过RS422总线实现触摸屏与PLC的通信,进而控制采油装置的运行。整个控制系统简单、可靠,能耗低,大大提高了工效,且制造和维护成本较低,收到了良好的效果。

油田开采污水处理技术分析

油田开采过程中产生的污水成分非常复杂,且有很多难以降解的有机物,通常都采用传统活性污泥法进行处理,但该方法对氨氮的去除效果不理想。单纯采用某一种处理工艺很难有效将废水中的污染物彻底清除。通过水解酸化和A/O生物脱氮技术的联合应用试验可知,利用水解酸化池,在水解酸化工艺的基础上应用A/O生物脱氮技术,能有效去除采油污水中的污染物,对于很难被降解的采出污水都可以起到很好的处理效果,并能较好地处理氨氮超标问题。

柴西南昆北油田切6区路乐河组储层孔隙结构及物性特征

路乐河组(E1+2)是柴达木盆地昆北油田切6区主要含油气层系,储层特征(特别是孔隙结构和物性特征)认识不清严重阻碍了油田的开发。综合运用岩心、薄片、扫描电镜、压汞及实验测试等,对该区储层孔隙结构及物性特征进行研究,明确储层物性的控制因素。研究表明:路乐河组储层岩性以砾岩和砂岩为主,岩石类型主要为长石砂岩、长石岩屑砂岩,成分成熟度较低;储层孔隙类型包括原生孔隙、次生孔隙以及裂缝,以原生粒间孔为主,占总孔隙的70. 3%;孔隙喉道形状主要为缩小型状和管束状,孔隙直径主要分布于20~40μm,根据压汞曲线形态将孔隙结构分为4类,以Ⅱ类和Ⅲ类孔隙结构为主;路乐河组储层为特低孔低渗储层,孔渗相关性较好,储层物性受岩性、沉积相和成岩作用等综合控制。储层物性较好的岩性为不等粒砂岩和细砾岩,沉积微相为分流河道和河口坝,压实作用、胶结作用使储层物性变差,而溶蚀和破裂作用较好地改善了储层物性。

石油勘探开发技术的未来发展趋势探究

全面提高石油勘探水平,提高石油采收率是当前石油资源短缺形势下的必然选择,而这有赖于石油勘探开发技术的不断进步和发展。本文在阐述油气勘探、油藏工程方法、油田开采方案的制定和选择等技术内容的基础上,提出了石油勘探开发技术的未来发展趋势。

石油开采井下作业堵水技术的应用

近年来,科学技术的不断进步和快速发展,无形当中使我国石油开采技术的整体水平也有了明显的提升。与此同时,井下作业堵水技术在提出以及具体应用过程中,有利于促使石油开采的效率得到有效提升。针对石油开采井下作业堵水技术的具体应用情况进行分析,为石油开采质量、效率提升提供有效保障。

机械采油工艺技术措施

机械采油是油田开发一定时期的产物,利用各种机械设备为油流补充能量,提高油井的产能,满足油田开发对产量的要求。随着油田开发的不断深入,对机械采油技术措施进行创新,改变以往高消耗量的机械采油方式,不断研究节能降耗的技术措施,尽可能降低机械采油设备的能量消耗。

移动终端数据平台在油田生产中的研究与应用

数字化油田正在全面建设中,现场数据油田基地管理人员均可通过办公网络进行浏览,但现场数据只能通过办公网络访问读取。在此背景下,本文设计了移动终端生产数据发布平台,并通过全面的功能整合和技术创新,为管理人员定制了基于SCADA数据采集系统的手机访问平台,以满足4G技术下的日常生产数据监控。即使身处异地,相关人员也可以很方便地登录SCADA网页系统,可及时监控数据、发现问题、调取资料、总结工作,实现管理者、业务员与整个生产数据平台的无缝连接,实现整个生产数据网络的全面覆盖,方便管理人员对生产数据的随时读取和实时掌握一线的生产数据。

油田大型场站加热炉的自动控制系统研究

部分站控系统地处偏远,实现自动控制对于减轻人力、物力消耗至关重要。现针对大型场站,提出了一种符合现场实际的加热炉自动控制系统,充分考虑现场安全、逻辑、手自动操作需求,能够实现控制现场及中控室数据正确读写,切换安全可靠。

纤维球过滤技术在英东油田水处理应用试验

纤维球过滤器是压力过滤器中较为新型的水质精密处理设备。为满足英东油田对采出水处理的达标要求(悬浮物固体质量浓度≤5.0 mg/L),选择纤维球过滤技术对油田水进行处理,改进过滤器设计,在注水罐进口并联一套自动高效快速纤维球过滤器,开展水质悬浮物固体过滤试验。结果表明,采用该技术对采出水进行后,源头水质悬浮物固体质量浓度由8.6 mg/L降至2.4 mg/L,不但满足了英东油田注水需求,而且还具有注水水质稳定、井口油压平稳等优势。

油田注水开发工艺

对于油田注水的开发工艺来说,这是对油层进行能量补充的一种方式,利用水驱油,促进油井产能的提高,进而实现油田的有效开发,所以,必须加强油田注水的开发技术研究,实现开发水驱的效果,与油田开发所需之间相满足,促进油田产能不断提高,继而推动油田的进一步发展。鉴于此,本文将对油田注水开发工艺进行分析。

柴达木盆地昆北油田切6区E_(1+2)油藏出水规律及机理分析

昆北油田切6区E1+2油藏含水上升速度快严重影响了油田的高效开发。综合利用构造、储层、测井、分析化验、试采曲线等资料,对该区含水特点、出水规律及机理进行分析。研究表明:油藏实际含水、含水上升率均高于理论水平,含水率呈线性递增;油藏在不同阶段表现出不同的出水类型特征,投产初期主要为层间水、可动水和束缚水,注水开发后逐渐出现注入水和混合水;对不同类型出水原因及分布特点进行了分析,最终为油田综合治理开发方案提供了依据。

柴西下干柴沟组咸化湖盆碳酸盐岩溶蚀模拟试验

为研究地层条件下有机酸对湖相碳酸盐岩基质微孔的改造作用及咸化环境沉积盐类矿物溶蚀对碳酸盐岩储层的影响,以柴达木盆地西部地区下干柴沟组湖相碳酸盐岩为例,采用高温高压模拟、扫描电镜及离子浓度测试等试验手段,依据岩心样品溶蚀模拟过程中矿物组分、物性、孔隙特征及反应液离子浓度的变化对咸化湖盆碳酸盐岩在有机酸作用下的溶蚀规律及控制因素进行研究。结果表明:酸性流体作用后碳酸盐岩样品物性均有一定改善,其渗透率增长明显;溶蚀过程中低温条件下发生与碳酸盐共生的石膏、芒硝及长石的溶解,方解石较白云石容易发生溶解,碳酸盐的溶解程度随温度升高具有先增强、后减弱的特点,存在“溶蚀窗”,相对封闭条件下,石膏等盐类矿物溶解产生同离子效应抑制碳酸盐的溶解;温度和水岩比是控制碳酸盐溶解的关键因素,水岩比决定发生反应的体系,不同体系下温度对溶蚀强度影响存在差异,低水岩比情况下温度升高碳酸盐趋于沉淀,中等水岩比情况下溶解强度随着温度升高先增强、后减弱,较高水岩比情况下温度升高利于碳酸盐溶蚀。

石油钻采设备及工艺研究

石油钻采设备在整个石油生产过程中具有十分重要的作用。因而为了更好地促进石油钻采工艺的提升切实提高石油企业的生产效益。本文从石油钻采设备在整个石油开采过程中的重要性入手,以大功率钻井泵和抽油机为例,就其在油田钻采施工中的应用进行了探讨。在大功率钻井泵方面,主要以五缸泵为例,就其在油田钻井中的应用优势进行了说明。在抽油机方面,主要是从泵径偏大、冲次偏大、电机功率因数低等方面,对影响抽油机效果进行了探讨,并提出了相应的优化措施,促进其更好地采油。

OPC技术在和利时PCS系统中应用

某天然气终端PCS控制系统由Allen-Bradley(AB)PLC5系统和艾默生DeltaV系统组成。为推动生产设备产产化,终端控制系统将升级为和利时HOLLiASMACSV6系统。和利时PCS控制系统内部采用的是Ethernet通信(RJ45网线),而ABPLC5控制系统内部是通过DH+网络进行通信(双绞线),这两个控制系统通信方式完全不同,如果要实现两者之间数据通信,需在硬件部分增加1756-DHRIO通信模块将PLC系统DH+信号转成Ethernet信号,通过AB的RSlinkGateway软件和和利时的HOLLiASiComm软件分别建立OPC服务器和OPC客户端,再利用OPC通信协议实现和利时PCS控制系统与ABPLC5控制系统异网通信。通过长时间调试,和利时PCS控制系统与ABPLC5控制系统通信正常,在测试过程中并没有出现通信中断故障,从而保障了整个生产控制系统的正常运转,此异网通信实现的方法对同类型的OPC通信处理具有推广意义。

南堡凹陷中浅层盖-断组合控油模式及有利含油层位预测

对南堡凹陷中浅层油气的垂向分布起控制作用的盖层有3套,分别是明化镇组下段泥岩、馆陶组三段火山岩和东营组二段泥岩。由于受到断层的切割,盖层封闭油气的能力受到了不同程度的破坏。通过对各盖层封闭油气的断接厚度临界值进行研究,结合断层垂向断穿层位、平面分布以及活动历史等特点,配合油气纵向和平面分布规律的分析,发现上述3套盖层与断层组合的空间匹配控油模式有3种:①下全封模式,油气有利于在东营组二段盖层之下聚集成藏;②下开中封模式,油气有利于在馆陶组三段盖层之下聚集成藏;③中下有限封盖模式,从下至明化镇组底部皆可能有油气聚集成藏。利用所提出的3种封盖模式,在研究了南堡1-5区块盖层与断层等特征的基础上,对该区的油气有利聚集层位进行了预测,指出f1-3断裂和f2-12断裂控制区域属于下开中封模式,有利油气聚集层位为馆陶组四段、东营组一段及二段以下的各套地层;f4-48断裂控制区域属于下全封模式,有利油气聚集层位在东营组二段盖层之下;f13-1断裂控制区域属于中下有限封盖模式,明化镇组下段盖层之下的所有储层均可能有油气的聚集。提出的模式有效地指导了研究区有利含油层位预测。

苏里格气田东南部盒8段储层成岩作用研究及其孔隙演化模式定量分析

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X线衍射、粒度分析及物性等资料,分析了苏东南地区主要的成岩作用类型及其对储层物性的影响。定量分析了各类成岩作用对储层孔隙的贡献率,结果发现胶结物晶间孔对该区储层孔隙贡献程度不可忽视,晶间孔对储集空间的贡献率平均为36.31%。随后对孔隙模式演化进行了定量分析,采用对不分选状况下未固结砂实测的初始孔隙度关系式恢复砂岩原始孔隙度,通过压实后粒间剩余孔隙度的恢复、压实后损失孔隙度的恢复、胶结作用引起的砂岩孔隙度降低和溶蚀作用引起孔隙度的增加幅度计算公式,实现了各成岩阶段孔隙度的定量分析。定量计算结果与实验室室内物性测试分析结果基本吻合,误差为2.5%,检验了研究方法的合理性,表明研究结果具有一定的可靠性。

南阳凹陷东部核二段储层沉积相研究

南阳凹陷是一个单断式的南深北浅的箕状断陷。核二段沉积时期是南阳凹陷的主要沉降期,沉积物源主要来自西北方向的师岗凸起和东北的社旗凸起,其次来自南部的新野凸起。通过对储层岩石学特征的研究,识别出不同的沉积相标志,认为南阳凹陷东部地区核二段主要发育2种沉积相,即北部斜坡带的三角洲相和南缘凹陷边界断层的水下冲积扇相。根据不同沉积微相的测井响应特征,研究了沉积相在平面上的分布特征,并总结出研究区的相层序和相模式。