聚异丙烯膦酸在长庆油田解堵过程中的技术研究

针对长庆油田低渗、矿物中绿泥石含量高、酸化效果差的特点,选用了缓速性能好的IPPA酸。在此基础上加入盐酸等添加剂,优选出了IPPA酸液体系,并对其性能进行了评价。实验结果表明,IPPA酸液体系具有溶蚀能力强、界面张力低、无二次沉淀、对施工管道腐蚀速率低等特点;用IPPA酸液处理后,岩心的渗透率提高率平均达98.12%,岩心渗透率恢复率平均达128.94%,适合于该油田地层的酸化解堵。现场实施缓速深部酸化8口井,成功率为90%,平均单井日增油量为2.53 t。

长庆油田高桥区块碳酸盐岩储层酸岩反应基础研究

测定了长庆油田高桥区块碳酸岩储层的酸岩反应动力学参数,并对反应机理及影响因素进行了研究。结果表明:反应速度常数K随着酸液黏度升高而降低,反应级数m也随着酸液黏度升高而降低;普通酸的反应活化能方程为J=8.6×10-5 EXP(-2122.01/RT)C1.0389,而稠化酸的为J=1.51×10-5EXP(-1201.59/RT)C0.7861;随着转速升高普通酸H+传质系数上升更快;对酸岩反应机理及影响因素研究发现,体积分数为20%的普通酸的反应速率是15%时2.1倍,而体积分数为20%稠化酸的反应速率是15%时的1.6倍;110℃条件下普通酸是稠化酸反应速率的2.5倍,普通酸110℃是70℃条件下的反应速率的3.8倍,稠化酸110℃是70℃下的反应速率的2.4倍;普通酸800r/min是100r/min下的反应速率的5.7倍,稠化酸800r/min是100r/min下的反应速率的5.2倍。

臭氧气浮-核晶造粒工艺处理油气田采出水与再生利用

为解决油气田采出水水量大、水质复杂等难题,实现油气田采出水处理后再利用的目标,提出一套臭氧气浮-核晶造粒组合工艺,处理后采出水可满足配制胍胶压裂液的水质要求。以COD和SS去除率为评价指标,对比了预臭氧氧化-混凝和臭氧气浮两种工艺,结果表明臭氧气浮工艺对COD和SS的处理效果更佳,二者去除率分别可达到59%和88%,处理后COD和SS均满足配制胍胶压裂液的水质要求。以Ca^(2+)、Mg^(2+)去除率为硬度指标,对比了核晶造粒和化学沉淀两种工艺的除硬效果,结果表明核晶造粒工艺在除硬方面具有显著优势,对Ca^(2+)、Mg^(2+)的总去除率能达到86%,满足配制胍胶压裂液对硬度的要求。以长庆油田4个站点采出水为实际处理对象,采出水经臭氧气浮-核晶造粒工艺处理后,配制的胍胶压裂液均表现出较好的基液黏度,可挑挂且不易断裂。臭氧气浮-核晶造粒工艺不仅可实现采出水的资源化利用,还可减少企业日常生产成本,具有较好的经济和环境效益,为油气田采出水的资源化利用提供了技术参考。

提高注水系统效率潜力分析——以长庆油田佳一注注水系统为例

对提高注水系统效率潜力进行了理论推导,明确了提高注水系统效率的主要途径。以长庆油田佳一注注水系统实测数据为例,从提高机组效率、降低总流量、降低泵出口压力等3个方面进行分析,得出注水系统中的高压井和高压井相关联的注水管线是开展节能降耗工作的关键点,只有降低高压井井口压力或高压井所对应的管线压降,才能降低系统压力。

长庆油田注水能耗监测分析系统的研发与应用

以长庆油田注水系统为研究对象，建立了一套软、硬件相结合的注水能耗监测分析系统，实现了注水系统参数自动采集、无线传输、实时计算注水系统的能耗指标、分析评价注水系统的运行情况的功能。为促进注永系统管理向精细化、自动化、数字化方向发展奠定了一定的基础。

长庆油田三叠系油藏热水驱井筒热损失模拟实验

通过井筒向地层注入热水提高驱油效率是一种提高油田采收率的方法。利用生产实际中所用油套管,搭建了物理模型,进行了不同流速、不同温度、不同隔热介质情况下井筒温度场的变化实验。对实验数据的分析提出了影响井筒温度变化的因素。实验结果表明,当热水流量不变时,随着热水注入温度的升高,热水在井筒中的温降越高,热损失越大;当热水注入温度不变时,随着热水注入流量的增加,热水在井筒中的温降越小,热损失越少。氮气和空气的隔热效果相差甚微。

自生泡沫暂堵酸化技术及在长庆油田的应用

针对低渗透油藏开发过程中纵向上非均质性严重，在常规酸化中酸液指进严重使得中高渗透层过度酸化而低渗透层得不到改善，酸化效果差的问题，开发了一种自生泡沫暂堵酸化技术，先注入暂堵剂和前置酸，在地层中反应产生气体，由起泡剂和稳泡剂而产生泡沫，利用泡沫流动时的贾敏效应而达到对中高渗透层的封堵，再注入主体酸对低渗透层进行改造；室内选择有机缓速酸作为主体酸液体系，并优化了起泡剂和稳泡剂的浓度并对性能进行了评价。将该技术应用到长庆油田某纵向非均质严重且重复改造多次油井中，累计增油288t，有效期达到340d，效果显著。

长庆超低渗透油藏华庆油田硫酸钡锶垢的防治

针对华庆油田结垢的实际，分析了其结垢机理和注入水与地层水配伍性，按行业标准筛选出防垢剂CDS-1，在浓度为70mg／L时对硫酸钡锶垢的防垢率达到93．76％。从2009年6月11日起．在该区块按70mg／L的浓度在注水站连续投加，注水压力下降并趋于平稳，注水量上升并趋于早稳，可为类似油田开发提供参考。

下寺湾油田长8_2超低渗透储层敏感性研究

下寺湾油田长82油藏具有很好的勘探开发潜力,但储层致密,属于特低孔-超低渗级别油藏,容易造成储层伤害。在储层特征的基础上,对长82储层16块岩石样品进行敏感性室内评价试验,得出敏感性伤害程度;并结合扫描电镜、铸体薄片、黏土矿物分析和高压压汞等方法,分析了长82储层的伤害机理。结果表明长82储层具有中等速敏、弱水敏、弱碱敏和强酸敏的特征。研究结果为超前注水和酸化压裂改造等措施提供决策依据。

高压欠注井连续注入酸化工艺技术研究及应用

注水是使油井长期高产稳产的重要技术措施之一。随着注水时间的推移，注水井的注入压力明显增加，注水量严重下降甚至出现注不进的现象，最有效的方法就是酸化解堵。针对常规酸化施工工序复杂，占用大量空间、时间等问题，提出了注水井连续注入酸化的思想，即“一步”代“多步”，实现高效、快速酸化作业。通过室内试验研究，研制出了新型智能酸SA608酸液体系。该酸液体系完全满足连续注入酸化工艺的要求，酸化时不影响注水井的正常注水工作且酸化后无需返排，大大地降低了酸化作业时间以及劳动强度。现场应用5井次，施工后注水压力下降1～7．5MPa，单井增注10～20m3／d，降压增注效果显著。

前置缓速酸加砂压裂中酸岩反应模拟研究

水力压裂是低渗、特低渗砂岩油气藏增产改造的主流技术,但常规水力压裂由于压裂液破胶不彻底等伤害储层而不能使增产效果最大化。室内实验及现场施工表明,前置缓速酸能改善压裂效果。前置酸加砂压裂要求施工结束后返排阶段酸液仍具有一定反应活性,能促使压裂液破胶和清洗支撑裂缝。酸液对滤失区孔隙度和渗透率的改善程度、施工结束后滤失区酸液浓度决定了前置酸对压裂效果的改善程度。基于酸液缓速机理和酸岩反应机理,建立裂缝内和滤失区的酸液浓度分布和矿物浓度分布模型,可用于计算滤失区酸液和矿物浓度分布,以及对孔隙度和渗透率的改善程度,评价前置酸对常规水力压裂效果的改善程度。模拟结果表明氟硼酸和氢氟酸的复合缓速酸液体系能有效改善滤失区孔隙度和渗透率,并保证返排阶段酸液仍具有一定反应活性,可有效促使压裂液破胶和清洗支撑裂缝。

酸化过程中储层条件对注酸强度和注酸速度的影响研究

储层条件直接影响着注酸速度和注酸强度,而最佳注酸速度和注酸强度又是决定酸化成功与否和酸化施工效果的关键参数。通过地层水和煤油进行室内储层岩心敏感性试验研究分析了储层岩心敏感性(速敏和酸敏)对注酸速度的影响,建立了酸液在基质和天然裂缝中的渗流模型、反应模型和温度场模型,模拟了天然裂缝的分布对注酸强度和注酸速度的影响,并对模拟结果作了分析研究。研究表明,储层的敏感性不对注酸速度和注酸强度作限制;随裂缝频度增加,为了增大酸液的有效作用距离,应适当提高注酸强度和注酸速度,天然裂缝愈宽,所需的注酸速度较小,天然裂缝宽度越小,注酸强度应适当增大;一定的注酸速度条件下酸液存在"最佳注酸强度",且不同的酸液类型,其"最佳注酸强度"不同。

M油田注水井堵塞原因分析及解堵增注措施研究

M油田经过较长时间的注水开发后,部分注水井出现了注水压力升高的现象,且经过常规酸化解堵措施后,有效期较短,因此,需要研究更加高效合理的解堵增注措施以满足该油田注水开发的需要。通过对M油田注水井堵塞原因分析,结果表明,该油田注入水和地层水中均含有较多的成垢离子,在储层温度和压力条件下容易结无机垢对储层造成堵塞,另外,注入水中悬浮物含量和含油量较高,容易对注水井造成固相颗粒堵塞和原油乳化堵塞。岩心驱替实验结果表明,注入水和地层水混合结垢对储层天然岩心的渗透率损害率可以达到45%以上,注入水中固相颗粒对岩心的渗透率损害率达到35%以上,而注入水中原油乳化对岩心的渗透率损害率达到30%以上。解堵增注措施研究结果表明,高效复合解堵增注液能够有效解除M油田储层段天然岩心的堵塞损害现象,达到良好的降压增注效果。

高压变频技术在西峰油田注水系统中的应用

通过对西峰油田XX注水站内高压注水泵的耗能状况分析和系统效率测试，确定了在注水过程中能量损失主要是泵管压差和站内回流引起的。通过对高压注水泵安装变频调速装置，降低了泵管压差，消除站内回流，提高了系统效率，同时延长了设备的使用寿命，达到了节能降耗的目的。

姬塬油田长8致密储层欠注机理研究及认识

姬塬油田长8致密油藏由于渗透率低、孔隙喉道小,导致注水开发过程中,整体注水压力高、部分注水井达不到配注要求。经压裂、酸化等措施后,降压增注有效期短,措施效果差。针对这一现状,对该区高压欠注机理进行了相关室内试验研究和分析,并提出了相应的治理对策,为解决长8致密储层高压欠注问题提供了新的思路。

低渗透油田水平井快速找水技术研究与应用

长庆油田水平井通过压裂改造的技术攻关,单井产量提高至定向井的3倍以上,已成为低渗透油田转变开发方式的重要技术手段。但受非均质程度、裂缝展布、边底水分布等因素影响,水平井部分井段水淹,含水快速上升、单井产量突降,严重影响水平井开发效益。针对上述问题,攻关研究形成了井下取样找水技术和单封拖动管柱找水技术,实现了多段压裂水平井快速低成本找水,为水平井控水增油措施提供了可靠依据。

鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究及试验

长庆油田借鉴国外体积压裂理念及改造经验,在鄂尔多斯盆地致密油层(渗透率在0.3mD以下)开展了体积压裂探索研究及试验。分析了体积压裂对储层条件的要求及在盆地致密油层开展体积压裂的可行性,探索了盆地低压致密油层体积压裂工艺设计模式,并初步认识了盆地致密油层体积压裂缝网形态,为国内致密油储层体积压裂设计提供了有益的借鉴。

基于温度补偿的电阻探针腐蚀监测原理的研究

基于温度补偿的原理,对引起电阻探针腐蚀监测数据波动的关键因素进行了大量研究和分析,发现异种金属间的接触电势和温差电势差,是造成测量数据温度漂移的主要原因.文中通过特殊的电路设计,采用交变激励源对温漂效应进行补偿,极大降低了电阻探针内部接触电势产生的温差效应,使腐蚀速率的测量精度显著提高.现场和实验室测量表明:其电阻分辨率可达到0.5μΩ,腐蚀速率灵敏度达到了0.1μm/a.

低压地层水平井冲砂工艺创新设计

针对低压地层水平井冲砂洗井,为提高冲砂效率、效果,从液体方面主要采用低密度、低摩阻、高携砂性能冲砂洗井液;从工艺方面主要采用旋转射流连续冲砂、水射流负压冲砂方式,其中代表性的冲砂工艺技术:一是井下液流换向旋转射流反循环连续冲砂技术,在实现连续、水平段旋转射流冲砂的同时,对长水平段井筒冲砂时返排液流速低、返排效果有待提高;二是同心油管反循环负压旋转射流连续冲砂技术,能够实现连续、负压、旋转射流冲砂,但同心油管柱设计局限于浅水平井冲砂应用。在总结分析两种冲砂工艺技术原理、特点基础上,通过集成创新、取长补短,创新设计出适应长水平井段、低压地层、深水平井井况条件的井下液流换向、井底负压旋转射流冲砂工艺技术,对低压地层水平井冲砂洗井具有一定指导借鉴意义。

基于残余岩溶强度表征和裂缝预测的碳酸盐岩储层评价——以塔中西部上奥陶统良里塔格组为例

我国目前在碳酸盐岩油气勘探阶段常用的储层分类评价标准已难以满足溶蚀孔洞缝广泛存在及构造裂缝发育的古岩溶储层评价的实际需要。选择塔中西部上奥陶统良里塔格组古岩溶储层,在系统分析储层特征的基础上,通过表征残余岩溶和开展构造裂缝预测,引入残余岩溶强度(R)和岩体破坏接近度系数(η)2个参数,作为古岩溶储层评价的重要定量指标;并与多项储层地质参数综合,进一步完善了碳酸盐岩古岩溶储层的分类评价标准,并用于对该地区良里塔格组叠加型古岩溶储层的评价预测。将本区良里塔格组古岩溶储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4类,并应用多因素综合分析叠合成图法在平面上进行储层评价预测,认为Ⅰ、Ⅱ类储层主要分布于S2井—TZ45井—TZ12井一带和Z11井—TZ10井—TZ11井一带。