华北油田岔39断块回注污水配制可动凝胶试验及应用

针对中温油藏采用回注污水配液的可动凝胶调驱,研制了包含与聚丙烯酰胺羧钠基交联的金属离子和与酰胺基交联的复合交联剂以及适合回注污水配制的促交剂和添加剂。交联试验结果表明,采用矿化度11061.3mg/L的油田回注污水配制的可动凝胶体系交朕强度高,稳定性好,72℃温度条件下恒温60d,凝胶黏度保持率70%以上。现场应用6口井,取得较好的增产效果,为中温油藏采用回注污水配液的可动凝胶调驱探索了一条新的有效途径。

Landmark软件在华北油田钻井设计和施工中的应用

本文从井身结构优化、固井工艺设计、钻井液设计、完井设计等方面论述landmark软件在华北油田高难度井钻井设计的作用,以及现场施工中通过软件实时监测井眼轨迹的动向,确保井控安全和完钻井身质量。

华北油田地层水与注入水结垢趋势预测及影响因素

在注水开发过程中,油层或采出系统结垢会大大影响生产效率。开展地层水与注入水结垢规律和机理研究,可对现场除垢技术提供理论指导。采用Davis-Stiff饱和指数法和Ryznar稳定指数法,对华北油田京11区块地层水和注入水在不同温度、p H和成垢离子质量浓度等影响因素下的结垢趋势进行了预测,同时开展静态结垢实验研究了模拟水样的结垢规律。结果表明:华北油田京11区块地层水和注入水的离子组成和质量浓度非常接近且均具有严重的结垢趋势,且地层水的结垢趋势略高于注入水,垢样主要为碳酸钙;模拟水样的实际结垢率可达61%;温度、p H以及成垢离子质量浓度的升高均能大幅提高模拟水样的结垢率,结垢率的增长幅度随温度和p H的升高逐渐增大,而随成垢离子质量浓度的升高逐渐减小。

宝力格油田巴19断块微生物-凝胶组合驱技术研究

宝力格油田巴19断块属于中高温(58℃)油藏,原油物性差,以高蜡、高胶质为主体,油水黏度比高,注水指进导致水驱效率低,储层非均质性强,层内层间矛盾突出。根据油田的特点,以整体改善油田的水驱开发效果为目的,研究形成了以微生物驱为主体、凝胶调驱为辅的微生物凝胶组合驱技术,微生物改善原油物性,并适当开展调驱扩大微生物工作液的波及体积,提高微生物-凝胶组合驱效果。通过该项技术在宝力格油田持续应用,目前油藏菌体浓度保持在106个/ml左右,形成了整体的微生物场,原油黏度平均降低率48.1%,微生物凝胶组合驱可使采收率提高9.5%。自2010年开展微生物凝胶组合驱以来,巴19断块增加可采储量63.96×104t。

整体微生物驱油技术在宝力格油田规模化应用研究

根据宝力格油田巴19断块地质条件、水驱开发特点及目前稳产存在的问题,华北油田公司通过在该断块建立稳定微生物场来实现整体微生物循环驱。实验首先从目标油藏筛选出4株高效采油菌,室内研究表明这四种菌不但能够很好地适应油藏环境,而且对原油具有很好的降黏乳化效果。气相色谱分析表明所筛选菌种能够以原油为碳源,有效降解长链烃,尤其将这4株菌按等比例复配后效果更佳,降黏率达52.8%,在水驱（采收率49.5%）的基础上,物模驱油提高采收率为9.1%。33口注水井进行两轮次的微生物驱后地层中的菌液浓度普遍在105～106个/mL之间,注入的目标菌得到有效生长和繁殖,并且能够维持8个月以上。微生物驱后含水率被控制在85%以下,采收率明显提高,12个月累计增油15000t,投入产出比达到1：2.5。该研究为微生物采油技术现场应用提供宝贵经验。

华北宝力格油田水处理系统微生物群落结构及多样性分析

在华北宝力格油田水处理系统的三相分离器与反应池之间加入激活剂,采用16S r DNA高通量测序技术,研究三相分离器、反应池、过滤器和喂水泵4个水处理节点水样中微生物(细菌和古菌)群落结构及多样性,并分析不同水处理节点水样中驱油功能菌含量。研究结果表明,各水处理节点水样的细菌和古菌群落结构存在差异。三相分离器、反应池、过滤器和喂水泵处水样中细菌群落中的优势菌分别为弯曲菌科、红长命菌属、红长命菌属和固氮弧菌属、地衣芽孢杆菌属;三相分离器和喂水泵处水样中古菌群落中的优势菌均为甲烷食甲基菌属。喂水泵处细菌和古菌多样性较前一个水处理节点减小,说明微生物群落结构由复杂向简单发展。喂水泵处驱油功能菌含量最大,这些驱油功能菌注入地下后可发挥驱油作用。

钻井液沉降稳定性测试与预测方法研究进展

在钻井作业中,为了平衡地层压力和维持井壁稳定,通常需要在钻井液中加入重晶石,铁矿粉等高密度材料。然而,加重材料在重力作用下容易发生沉降,并引发井下漏失、卡钻、井控和固井作业困难等问题。20世纪80年代末以来,国外学者对重晶石沉降问题进行了广泛研究。对目前常用的钻井液沉降稳定性测试技术、影响沉降稳定性因素以及钻井液沉降稳定性预测和控制方法进行了论述。

天然气水合物层固井低热水泥浆研究

海洋深水表层固井作业环境具有低温、低地层破裂压力以及存在天然气水合物等突出问题,开发低热水泥浆,形成一套能够在天然气水合物层的低温环境下高效封固表层的硅酸盐水泥浆体系,是保证海洋深水勘探开发有效开展的关键。通过筛选和研制放热平衡抑制剂,使其在低温下能够吸收水泥水化产生的热量,平衡抑制热量,控制温度上限,可有效地降低水泥水化热,从而确立了一套可适于天然气水合物层固井的低热水泥浆体系。该体系在低温环境下具有低水化热、高早强、低滤失以及良好稠化和防气窜等性能,能够满足海洋深水天然气水合物层固井作业要求。

乌里雅斯太油田太27断块整体压裂数值模拟

乌里雅斯太油田太27断块属于典型的低渗透油藏,经过压裂改造后才具有一定的生产能力。为了优化太27断块的整体压裂参数,在考虑启动压力梯度的非达西渗流模型和整体压裂数学模型的基础上,采用数值模拟对生产井进行了历史拟合以验证模型的可靠性,并对乌里雅斯太油田太27断块反九点井网进行了整体压裂优化设计,分析了不同裂缝缝长比和导流能力对油井产能的影响。同时采用正交设计方法,设计了不同裂缝参数组合下的开发方案并进行优化。模拟结果表明,适合太27断块的裂缝参数为水井半缝长44 m,水井导流能力10 D·cm,边井缝长比0.3(半缝长66 m),角井缝长比0.45(半缝长99 m),角井导流能力为20 D·cm。在给定的井网条件下,裂缝缝长和导流能力存在最优值且并非越大越好,为其他低渗油藏区块整体压裂方案的设计提供技术参考。

赵州桥油田油井腐蚀结垢治理实践

赵州桥油田是华北油田第五采油厂的一个主力油田,进入高含水开发期,油井腐蚀结垢现象凸显,严重制约正常生产。为此,采用分清主次矛盾,针对主要矛盾采取措施的思路,通过具体分析单井腐蚀原因和结垢原因,从实验室和现场2个级别分别筛选药剂配方,对以腐蚀为主的油井和以结垢为主的油井分别开展加药治理。实施3年来,试验井平均检泵周期从159d延长到446d,取得良好的经济效益。

PDC钻头防泥包性能数值模拟研究

为量化研究水力因素对PDC钻头防泥包性能的影响规律,针对现场常用PDC钻头建立了三维流域模型,将岩屑视为从井底面射入流场的球状颗粒,基于CFD离散相模型(DPM)对固相颗粒运动进行追踪,将钻头体DPM边界条件设置为"trap(捕获)",用岩屑颗粒捕获率作为泥包概率的评价参数。数值模拟发现,岩屑颗粒在井底流场中的输运是沿程存在碰撞与反弹的不规则三维运动;当岩屑颗粒粒径小于1.0mm时,其捕获率随粒径增大而减小;当岩屑颗粒粒径大于1.0mm时,其捕获率随粒径增大而增大;喷嘴尺寸从8.0mm增大至16.0mm,岩屑颗粒捕获率逐渐增大;与五喷嘴相比,七喷嘴的岩屑颗粒捕获率更小;相对于不等径喷嘴组合,等径喷嘴组合方式情况下的岩屑颗粒捕获率更小。研究结果表明,岩屑颗粒捕获率随喷嘴尺寸增大呈线性增大,随喷嘴数量增大呈线性减小,随刀翼宽度增大呈线性增大,随刀翼高度增大呈线性减小。基于DPM的钻头井底流场数值模拟为PDC钻头防泥包性能研究提供了新的思路,可以为钻头防泥包设计提供理论指导。

凝胶辅助微生物驱在宝力格油田的现场应用

华北二连宝力格油田是低温稠油油藏,为提高对该油田微生物驱的驱油效果,根据油田原油性质和油藏特点,试验优选了微生物菌种,并通过微生物吞吐试验,验证优选的微生物菌种对宝力格油藏具有较好的适应性,在此基础上开展了宝力格油藏微生物驱扩大试验:为进一步提高微生物驱效果,对吸水剖面差异大、含水高的井在进行微生物驱之前,先实施可动凝胶调驱,利用可动凝胶的调剖作用,扩大微生物的扫油面积和有效利用率。该技术自2006年起在二连宝力格现场实施,至2013年底,累计增油9.64×104t,为低温普通稠油油藏的高效开发探索出一条新的渠道。

GA-16复合清洁压裂液的制备及其性能研究

鉴于常规阳离子表面活性剂压裂液耐温性差,破胶后易被地层吸附引起地层润湿翻转,造成地层渗透率下降等问题,选取阴离子双子表面活性剂GA-16为主剂,制备了GA-16复合清洁压裂液体系,并对其性能进行了评价。结果表明,阴离子双子表面活性剂GA-16与水杨酸钠、十二醇、纳米TiO2的复配体系性能优异,在80℃、170s-1时,其表观黏度为50mPa·s,经150min剪切后黏度保留率为77.7%;破胶完全且破胶液黏度小于5mPa·s;静态滤失对基质渗透损害率为11.02%。

高温高盐底水油藏氮气泡沫压锥实验研究

底水锥进是制约底水油藏有效开发的关键。结合泡沫体系性质分析与物理模拟实验,研究了氮气泡沫在高温高盐底水油藏中压锥增油的潜力。泡沫体系性质分析结果表明,椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱(CHSB)抗温耐盐且对轻质原油敏感,其形成的泡沫可实现对底水水窜通道的选择性封堵。物理模拟实验结果表明,在水锥顶部注入氮气泡沫,能够有效地压锥控水,扩大底水波及效率,并驱替顶部油层剩余油。但因泡沫在水锥内静置时会不断破裂,焖井时间不易过长。同时,开井后控液生产,可减弱底水对泡沫的冲刷,提高氮气泡沫压锥的増油降水效果。与关井压锥、氮气泡沫+氮气复合压锥相比,氮气泡沫压锥可分别提高采收率16.45%和8%左右。

微生物驱后油田采出液地面增殖技术

利用微生物驱后油田采出液中的有益菌群,在室内开展了微生物驱采出液地面增殖技术研究。该方法可使回注的采出液菌数由6.4×105个/m L增至3.6×108个/m L;采出液中的有益菌群烃氧化菌、发酵菌、反硝化菌菌数增加3率4个数量级,有害菌硫酸盐还原菌菌数降低1个数量级;向微生物驱采出液中添加营养剂和油田混合油,乳化液表面张力降低35.4%,原油黏度降低43.0%。通过整体提高注入液菌数,可使采出液菌数增至107个/m L,采收率在原微生物驱的基础上增加10.67百分点。利用现场污水处理流程中的处理容器开展了现场试验,措施后回注采出液菌数提高到5.8×108个/m L,采出液菌数达到3.0×106个/m L,阶段累计增油2.005万吨,投入产出比为1∶3.2。

石油勘探地下套管损坏载荷强度设计研究

套管在地层中多处于非均匀载荷之下,而非均匀载荷对套损影响甚大,在开采过程中,套管所受的非均匀载荷随着开采的进行而改变,设计的套管强度可能无法满足要求。针对上述问题,以弹塑性力学和现场数据为基础,建立了套管-水泥环-地层有限元模型,研究在不同的非均匀载荷、壁厚、钢级下套管的应力分布、变形大小、剩余强度等,从而研究非均匀地层载荷下套损的防控措施。研究表明:套管的最大应力随非均匀程度的增加而增大,且最大应力在最小水平主应力方向;在非均匀载荷作用下套管发生了(0.4-1)mm的椭圆变形,削弱了套管的抗挤能力;采用N80钢级的套管在不同的非均匀载荷下,最小剩余强度为(-9.0-75)MPa,而采用P110钢级套管其最小剩余强度为(175-282)MPa,因此提高钢级能有效防控非均匀地层的套损。

恩曼CPRS技术在油田污水处理中的应用

恩曼CPRS技术是一种利用合金进行水处理的方法,其利用不同金属间的电位差改变流体内粒子间的作用力场,由此达到缓蚀阻垢、改善水质的目的。阐述了恩曼CPRS技术在油田污水处理中的应用。华北油田第五采油厂污水矿化度高,腐蚀结垢严重,2014年在注水系统应用恩曼CPRS技术后,污水腐蚀率下降75%以上,结垢现象明显缓解,同时取得良好的经济效益。建议将恩曼CPRS装置的合金材料做成不同规格,根据需要安装在注水管网的相应节点上,由此提高油田污水处理效果,同时加强合金材料的国产化研究,降低工具单价,以利于该技术的进一步推广。

子洲气田开发动态评价新方法研究

子洲气田经过6年的滚动开发,生产动态上表现为单井的产能差异较大,目前的开发动态评价方法不适应,为此提出了气井地层压力评价的新方法,即黄金分割优选法和生产数据优化拟合产能评价方法,实例计算表明,这两种方法计算精度高、实用,能满足工程计算实际需要。

鄂尔多斯盆地东部山_2气藏稳产关键技术研究

鄂尔多斯盆地东部榆林、子洲气田已建成生产能力68亿立方米/年,已稳产8.4年,收到良好的开发效果,实现气田持续稳产成为当前研究的核心问题。通过划分开发单元,建立气藏精细调控体系,气田地层压力下降平稳,年压降1.0 MPa,整体山2气藏稳产形势良好;动态评价与相控建模相结合,落实气藏加密潜力,通过对山2气藏井网完善加密调整可建产能2.2亿立方米,气藏未动用储量精细刻画结合经济评价,可建产能3.8亿立方米;通过多因素优化,评价气藏增压调整潜力,可将稳产期延长2年。综合以上稳产措施,盆地东部山2气藏68亿立方米规模可持续稳产至2020年,效果显著。

渗透率各向异性气藏井网设计与调整研究

渗透率各向异性在气藏的开发过程中起着不容忽视的作用。以长庆油田某气藏为例，结合渗透率各向异性的理论基础，探索了渗透率各向异性气藏井网调整方法。其具体做法是，首先通过坐标变换将现有各向异性井网转化为等价各向同性井网，对现有井网的适应性进行评价；然后根据区块储层物性，建立各向同性机理模型来优选各向同性最优井网；最后在各向同性井网设计结果的基础上通过坐标变换设计得到适合气藏各向异性的最优井网。