华北油田高含水油藏转向压裂用暂堵剂研究

华北油田阿尔区块部分油井出现高含水甚至是特高含水,进行简单的重复压裂不仅达不到控水增油效果,还会造成经济损失,为此提出采用三段式变配方注入暂堵剂的工艺思路进行调剖。通过实验优选出3种配方体系暂堵剂,并设计了一种新的实验方法考察暂堵剂的抗冲击性能。研究结果表明,该体系能够实现高强度堵水,满足重复压裂中实现裂缝转向的要求,而且抗冲击实验相比于传统渐进式实验更符合地层实际情况。

华北油田裂缝性油藏的堵水实践

华北油田裂缝性灰岩油藏的油井堵水 ,无论是应用规模、施工井次 ,还是增油减水效果 ,在中国陆上油田都是名列前茅的 ,油藏不同时期的堵水技术值得其他油田借鉴。本文就华北油田裂缝性灰岩油藏中低含水阶段、中高含水阶段、高含水阶段和高含水后期开发阶段的油井化学堵水基本模式进行了总结论述。多年来的堵水实践表明 ,油井堵水是调整产液剖面、改善油藏内部裂缝系统和孔隙介质的油水渗流状况 ,提高油井产量和油藏开发水平必不可少的重要措施之一。

HZ油井缓蚀阻垢剂在华北油田的应用

为解决油井由于腐蚀结垢严重影响油田正常生产问题,采用有机酸和有机胺及助剂合成了HS-1油井缓蚀剂,同时与阴离子及两性离子表面活性剂等多种助剂复配,研制出了HZ系列缓蚀阻垢剂。利用静态挂片法和容量法进行了缓蚀率与阻垢率的测定。该剂在华北油田现场应用60余口井,缓蚀率达70%,阻垢率达95%,加药井平均检泵周期延长3倍,节约检泵费用840余万元,具有较好的推广应用价值。

华北油田分层注水技术现状与展望

分层注水技术水平直接影响着注水开发油田的整体开发效果。针对华北油田分注技术状况,剖析了目前分注工艺技术存在主要问题;结合华北油田储层特点,优选出桥式偏心分注、桥式同心分注、免投捞测调一体化分注等3种分注工艺,引进了高效测调工艺,开展了系列分注配套工具研究。详细介绍了三类分注工艺的特点和在华北油田的应用情况,指出了分注技术的发展趋势。

注水井洗井车在华北油田的应用

上世纪90年代中期以后的注水地面工程设计规范发生变化,新建注水站全部取消系统洗井工艺流程,导致大部分注水井无法洗井,井筒污染日益严重。在技术调研、可行性论证分析的基础上,引进了适于未建洗井液回收系统的注水井洗井作业的洗井车,并对洗井车在现场试验中暴露出的问题进行技术改进。通过6年来的规模应用,表明洗井车洗井可解决固定式洗井流程存在的管网投资大、注水系统压力波动大、影响注水系统效率、洗井液来水对污水处理站主流程冲击大等问题,有效地改善井下油层堵塞污染状况,达到有效注水、保护环境的目的。

复杂油田滚动建产采油工程方案设计方法研究

以小断块、岩性隐蔽油藏为代表的复杂油田已成为华北二连油区新建产能的主要对象,由于其油藏规模小、储层横向分布不稳定、物性差、非均质性强、单井产能低、原油物性差,因此在产能建设程序及采油工程方案设计方法上均与常规油田有很多不同。在认真分析研究近年来复杂油田滚动建产成功经验与做法的基础上,形成了一套适应复杂油田开发的采油工程方案设计方法,在控制油田建设投资、提高产能建设到位率中发挥了较好作用。

排水采气工艺在华北油田苏1潜山的应用

针对苏1潜山气藏埋藏深、温度高、大部分井处于带水开采阶段、井口压力高低不一、排液量小、凝析油产量较高的特点,优选出气举作为恢复气井生产的主导排水采气工艺,选择连续气举工艺的开式、正举的气举方式,采用气举工艺压缩机、非平衡式波纹管套压控制偏置式气举阀、Φ73mm加厚工作筒和Φ60.3mm平式工作筒、采输气设备、水处理设备,并进行注气工艺管柱组合优化和注气参数优化调整。从2000年起陆续在苏1潜山的5口井实施作业,累计生产2253d,增产天然气2345.75×104m3,增油1323t,累计排液2.794×104m3,5口井累计节约注入气量336.1×104m3。气举排水采气工艺的实施,有效地保证气藏的产气能力,提高了气藏采收率。

宝力格油田微生物采油过程中菌群演替规律研究

为了明确宝力格油田微生物采油过程中菌群演替规律,利用16S rDNA高通量测序分析技术对宝力格油田微生物驱过程中和结束后的重点油井产出液中的菌群种类及相对丰度进行了连续跟踪检测。结果表明,油藏样品生物多样性十分丰富,但物种分布非常不均。微生物驱阶段由于不断地向油藏补充营养剂和外源菌,优势菌群以假单胞菌属、不动杆菌属、另希瓦氏菌属、陶厄氏菌属、盐单胞菌和沃林氏菌属等烃降解菌为主,该阶段微生物的主要作用效果是代谢产生生物表面活性剂,重点油井产出液中表面活性剂含量平均升高44.23%、表面张力平均降低12.75%。微生物驱结束后由于停止向油藏补充营养物质,菌群种类发生变化,烃降解菌相对丰度下降,厌氧产气菌群相对丰度增加,其中巴18-41井产甲烷菌丰度由0.116%增加到40.77%,该阶段微生物的主要作用是发酵产气,与微生物驱前相比,微生物驱结束60 d后甲烷气体含量增加10.65个百分点。

华北油区地热排采技术研究

为了充分开发和利用华北油田地热资源,对华北油田地热资源进行了先期调研及研究。进行了油田地热资源评价研究、地热开发排采及回注技术研究、地热田开发利用研究及地热田开发经济评价,优选老油井转为地热井的开采方式和排采设备的研发。经现场5口井的试验证明,采用潜油电泵排采工艺及配套技术措施,能够满足大排量提液的要求。对开发新能源建设的产业,增强企业发展的综合实力具有十分重要的意义。

采油用高温缓蚀阻垢剂的研究及应用

目的通过化学防腐技术,解决油田生产中高温油井腐蚀结垢影响油田正常生产的难题。方法进行挂片失重实验和容量分析实验,开展现场水质分析和垢样分析,通过正交实验研究不同种类缓蚀阻垢剂在不同添加量、不同温度下对缓蚀效率、阻垢效率的影响。结果在明确油井腐蚀结垢原因的基础上,有针对性地研制出了以咪唑啉衍生物和有机膦酸盐等为主,以耐高温的氟碳咪唑啉为辅的HZG系列缓蚀阻垢剂。其缓蚀阻垢效果较好,缓蚀率达90%以上,阻垢率达95%以上,有效缓解了高温油藏(大于100℃)油井井筒腐蚀、结垢的问题。经10口井现场应用,铁离子下降率平均达到82%,钙离子浓度明显上升,平均检泵周期延长了2.2倍。结论氟碳咪唑啉的加入有效提高了缓蚀阻垢剂的耐温性。HZG系列缓蚀阻垢剂用于现场的缓蚀阻垢效果较好,解决了高温油井腐蚀结垢的难题。

高温复杂断块油藏中油田污水配液调驱研究

在注水开发油藏进入高含水期后,大量的油田污水需要外排,有时污水处理不达标外排,还会造成环境污染。因此,高含水期油田污水回注是目前最普遍较经济的一种手段,但油田污水回注给高温油藏可动凝胶调驱技术的应用带来了一定的困难。针对华北油田高温油藏地质特征和开发现状,开展了油田污水配制可动凝胶调驱体系的室内研究。结果表明,该调驱剂在采用油田污水配制条件下,热稳定性好(115℃恒温考察,240d不破胶),满足油田回注污水油藏现场使用要求。32井次的现场试验结果表明,该技术有效缓解了高温油藏开发后期的三大矛盾,提高了油藏开发效果。

螺杆泵采油工艺在二连油田的应用

为提高螺杆泵采油工艺水平,结合二连油田实际情况,通过逐步完善优化设计技术、测试诊断技术及相关配套工艺,进一步提高了螺杆泵采油工艺的适应性;并通过测试分析,总结出扭矩与动液面、转速、含水、泵型、盘根盒松紧程度等生产参数的基本规律,以指导现场管理。从而进一步提高了工艺和现场管理水平,为扩大螺杆泵井应用规模,延长检泵周期奠定了基础。

福山油田流一段精细分层注水工艺技术研究

福山油田流一段受油层埋藏深、井斜大、水质差、腐蚀结垢严重、层间矛盾突出等客观因素制约,常规分注技术存在投捞测配遇阻、测调效率不高、管柱有效期短等问题。优选出适用于不同油藏特征的同心双管、桥式偏心、桥式同心3种主要精细分注技术。对配套的封隔器洗井通道进行改进,可避免固相颗粒进入洗井通道,造成封隔器失效,提高了其在福山油田的技术适应性。同时对分注工艺管柱配套的水井双向锚的承载性能进行模拟计算,在管柱蠕动载荷作用下,水井双向锚轴向最大位移为0.02mm,能够满足工程要求。

DNH-Ⅱ型高含硫油田解堵剂的室内研究

针对高含硫油田的油井在开采过程中 ,由于温度、压力的变化 ,使原油中的多硫化物析出硫磺 (或游离态硫 )和机械杂质一起形成沉积堵塞而影响油井产量这一矛盾 ,在借鉴和吸收国内外研究成果的基础上 ,结合油田实际研制了溶硫速度快、溶硫量大 ,可燃性低、使用安全、腐蚀性小的DNH -Ⅱ型高含硫油田解堵剂 ,该解堵剂不仅与缓蚀剂具有良好的配伍性 ,而且还能再生循环使用 。

宝力格油田微生物驱物理模拟实验研究

针对宝力格油田微生物驱过程中存在的问题，通过室内物理模拟实验对不同驱替介质提高采收率的作用、产出细菌浓度与注入细菌浓度的关系以及营养液浓度对维持产出液细菌浓度的影响进行了深入研究。结果表明，通过注入1％的茵液及营养液进行微生物驱时可提高采收率16．77％。当产出液经补充营养液及茵液并发酵10～12h后再继续进行微生物连续驱时可进一步提高采收率5．74％，产出液细菌浓度达到10-8个／mL以上。但由于岩心对菌体的吸附作用以及岩心渗透率对微生物运移的影响，产出液细菌浓度始终要低于注入细菌浓度一个数量级以上。采用产出液回注并补充0．25％以上的营养液时，可使产出液细菌浓度维持在10-7个／mL以上。研究结果可为现场注入方案设计提供技术支持。

正电性钻井液体系研究与应用

钻井液技术的发展一直是围绕着如何更好地解决“地层井壁稳定”与“钻井液性能稳定”这一对矛盾而进行的。国内外现有的各种钻井液体系全部属于负电性钻井液体系 ,即钻井液体系的 ξ电位为负值。负电性钻井液体系有利于其本身性能稳定而不利于井壁稳定 ,经常导致钻井事故的发生。而正电性钻井液体系可以解决井壁稳定、提高钻井速度、保护油气层等关键技术问题。为研究在正电性状态下分散的钻井液技术 ,实现钻井液正电性的根本转化 ,重点介绍了钻井液电性的转化、正电性钻井液配方及现场试验。理论和现场实践证明 ,正电性钻井液体系不仅有利于抑制地层黏土的水化膨胀和分散 ,提高钻井液的抗盐、抗钙污染能力 ,维持井壁稳定 ,而且对保护油气层有重要意义。

煤层气U型井钻井采气技术研究

国内高陡构造煤层气资源丰富、分布较广,开发潜力巨大。针对高陡构造煤储层特点,提出了一种适合开发高陡构造煤层气的U型井钻完井技术,并结合霍林河盆地低煤阶煤层气地质特征,给出了配套的U型井钻完井技术、欠平衡钻井工艺及地面采气技术。结果表明：U型井钻采技术充分利用了直井和定向井的技术优势,可结合煤储层地质特性,利用流体势能原理实现煤层的排水降压采气;采用充气欠平衡钻井技术,通过合理优化注气排量、注气压力和钻井液排量等,可有效保护煤储层,减少储层污染;采用组合U型井钻采技术,可实现多口U型井共用一口直井进行排采,从而节约地面资源,发挥一井多用的作用。

钻井液对煤层气井壁稳定性影响实验研究

在对煤层气储层岩石组成及理化性能分析的基础上,通过测定煤岩与钻井液接触后的力学性质,研究各种理化性能对煤层井壁稳定性的影响。研究结果表明,钻井液侵入煤层后容易引起黏土膨胀,煤层气储层存在由于水敏引起的煤层井壁失稳的危险;在岩石强度大、无水敏的煤储层可采用清水钻进,在水敏性强的储层应在钻井液中加入黏土抑制剂,并采用欠平衡等钻井方式,控制钻井液侵入。

樊庄高煤阶煤层气井智能排采技术研究及应用

针对沁水盆地樊庄高煤阶煤层气田各井地质条件及开采状况差异性大,不能采用同一排采制度和控制模式的特点,研究了适用于煤层气井的智能控制排采技术。在总结探索樊庄煤层气井排采规律的基础上,应用智能控制原理,以变频闭环控制技术为主,实现了对煤层气井井底流压和排采制度的智能控制。在抽油机井、电潜离心泵井、地面驱动螺杆泵井现场应用10口井表明,该智能排采技术适应工况能力较强,自调节性能好,排采制度执行效率高,在煤层气开发领域具有广泛的推广应用前景。

清洁转向酸酸压技术在塔河油田的应用

塔河油田3号区块奥陶系储层在酸压过程中缝高较发育,沟通下部水体后造成含水上升快且后期快速水淹。为了改善非均质储层酸压效果,同时控制压后产水,开发了清洁转向酸复合酸压技术。酸液中的黏弹性表面活性剂与盐类化合物接触时能形成非常高的黏度,而与烃类物质接触时会降解,黏度降低,易于返排,不仅具有自转向作用,且具有布酸控水功能。该技术在TK332井获得了成功应用,措施完成后初产油30m3/d,产气1.9×104 m3/d,且压后不产水。施工时发现,转向酸不适合高排量作业,排量控制在2～3 m3/min时布酸控水效果更明显。该技术的成功应用,为以后同类井施工提供了较好的借鉴。