吉林油田可重复利用压裂液体系研究

可重复利用压裂液技术,可节约用水及化学添加剂,减少废液的排放量和处理费用。通过"吉林油田压裂返排液重复利用技术研究与实验"项目的开展,研究可重复利用的压裂返排液技术,利用常规羟丙基瓜胶作为增稠剂,使用可逆交联的交联剂以及专用温度稳定剂实现从冻胶→破胶→冻胶→破胶态的可逆转化。返排液回收再利用,实现压裂液重复利用的目的。

吉林油田致密油水平井甜点+密切割压裂研究与应用

吉林油田致密油藏压裂开发经历了常规压裂、水平井蓄能体积压裂和水平井甜点+密切割体积压裂三个阶段,通过水平井蓄能式体积压裂,实现了致密油效益开发,为了进一步降本增效,在水平井蓄能体积压裂基础上,形成了以水平井甜点+密切割体积压裂[1-2]技术为核心的压裂配套技术,提高致密储层改造程度和开发效果,提升致密油藏资源价值,对低渗透致密油藏开发具有一定的借鉴意义。

低渗透油田蓄能整体压裂技术研究——以吉林油田外围井区为例

低渗透油田外围井区砂体不连续,井网不完善,注采不见效,常规压裂技术无法显著提高单井产量,针对此问题,开展蓄能整体压裂技术研究。采用室内裂缝规模模拟、裂缝净压力监测分析及压裂液体系室内评价方法,对老区特定井网和储层条件下蓄能整体压裂的裂缝参数、施工排量、用液量及压裂液体系进行优化,排量优化结果为4~10m3/min,配合复合压裂液体系（滑溜水＋线性胶＋冻胶组合）、多粒径组合支撑剂（粉陶＋均陶＋小陶）提高压裂改造效果。现场试验表明,前置液阶段滑溜水与清水交替加入,增加裂缝内的净压力,提高微裂缝开启程度;同一井区油井同步压裂,能增加裂缝在一定范围内的相互干扰,提高井区的产量,改善注采关系。试验结果表明,蓄能整体压裂技术能够在控制投入成本的同时提高单井产量,实现老油田外围井区经济有效开发。

吉林油田带压下气举阀工艺技术探讨与研究

气举采气工艺能实现自喷采气向机械采气的平稳过渡。随着油气层能量下降,油气井停喷或接近停喷时采用气举工艺,是增加油气井产量、延长自喷期的最佳工艺手段。气举工艺与其他工艺配套适应性好,开展带压作业下入气举阀管柱气举排水技术试验,实现套管压裂井带压下入排水管柱与气举排水工艺是超前介入的有机结合,具有降低作业费用、减少储层污染等优点并最大限度发挥气井能力。

吉林油田套返井综合治理技术研究与应用

针对吉林油田套返井治理难的问题,吉林油田开展了套返井综合治理技术研究,主要对套返井的套返原因、套返源的诊断、治理技术等进行详细分析阐述,形成系列化治理套返井工艺技术,针对疑难套返井也有相应的工艺技术。

吉林油田页岩压裂技术研究

吉林页岩油气资源丰富,但物性条件极差,且与国内外页岩储层差异较大,其机理认识及技术做法不可照搬。针对吉林页岩储层特征及压裂难点,开展了系统评价及现场试验,通过压前岩芯综合评价,认识页岩储层可压性及破裂规律,压裂实施过程中通过小型测试、施工曲线分析等手段,进一步对页岩储层特征、裂缝扩展规律加深了认识,逐步形成页岩储层高密度射孔+大规模缝网压裂工艺技术。

水平井分段压裂各段产能评价技术研究进展

为更好掌握水平井分段压裂后各层段产能贡献情况,分析水平井分段压裂各段产能评价存在的问题,系统梳理现有的3种水平井分段压裂各段产能评价技术,并提出该技术未来的重点攻关方向。结果表明:水平井分段压裂产能评价主要存在测试仪器输送困难和测试资料解释困难;产出剖面测井技术的测试仪器因井身结构和井况使其适用性受限制,分布式光纤监测技术可实时连续监测压裂动态,但数据解释仍是最大的难题,示踪剂监测技术选取合适的示踪剂可弥补上述2种技术的不足;下一步攻关方向应着重于各技术的测试工艺和数据解释。通过对水平井分段压裂各段产能评价技术综合剖析,可为现场测试提供技术参考和为后续技术发展提供新视角。

伊通盆地莫里青油田低孔低渗油藏注水开发储层损害研究

针对伊通盆地莫里青油田低孔低渗储层注水开发的需求,开展了储层损害评价和注入水改善措施研究。通过对该油藏储层岩性、物性与黏土矿物特征的分析,揭示了储层存在速敏、碱敏及水敏等潜在损害;以储层敏感性分析为主要方法,借助前期注水状况分析结果,认为引起注入困难的主要原因为水敏、速敏伤害;针对储层损害的主要因素,提出了"有机防膨+无机防膨"的注入水改善措施。

CCL油田老井重复压裂工艺技术研究

CCL油田开采目的层段为下白垩系泉头组第四段扶余油层,具有原油黏度大、流动性差、低压、低温的油藏特点。在压裂过程中存在着入井流体与储层不相配伍造成的冷伤害;薄油层发育,隔层遮挡能力弱,致使裂缝高度难以控制;储层埋深浅,地层压力低,压后地层吐砂严重,返排率低等压裂难点。结合室内压裂材料优选,压裂液选用低浓度胍胶体系,支撑剂选用粒径16/30目的石英砂,提出前置热水+暂堵转向和变排量+同步干扰+整体改造工艺技术,采用FracproPT软件模拟人工裂缝半长、裂缝的导流能力,进行压裂规模的确定和设计参数优化。现场试验压后效果明显,单井增油量为常规压裂增油量的2倍,能够有效地减缓单井产油递减幅度。此改造技术为CCL油田提高单井产量、实现稳产增产提供了技术保障。

油田快速腐蚀监测评价方法研究与应用

目前室内腐蚀实验评价与矿场腐蚀监测主要采取失重法,该方法测试周期长,通过测试管测定溶液中铁离子浓度,换算成试片的失重,形成了室内铁离子腐蚀速率评价方法,可在一个实验评价周期内掌握任意时刻试样腐蚀速率的变化情况,与失重法腐蚀速率相比,测试结果一致,误差在10%以内。通过地层原始流体与采出液中铁离子浓度的变化情况,结合采出液与套管内部、油管外壁、油管内壁、抽油杆等易腐蚀部位的接触面积,建立了铁离子腐蚀监测评价方法,可及时监测油田生产系统各环节腐蚀状况,与矿场监测数据相接近,实现了矿场快速腐蚀监测评价。

油气田井口控制环保修井技术研究与应用

文章阐述了修井作业过程中产生污染物的原因和污染机理,为解决修井作业过程中对环境造成的污染问题,研究形成了井口控制环保修井技术,实现了控制油水不落地、减少污染物产生和排放的目的。目前该技术在修井作业现场已累积使用950井次,减少油土产生量约1 760t,对比常规修井作业降低投资45%左右,节约了作业成本,提高作业时效。

葡西油田古117区块黑帝庙油层沉积微相与储层物性关系研究

以葡西油田古117区块黑帝庙油层为例,通过对沉积环境、取芯井样品、测井资料、以及录井资料等信息的分析,进行储层物性与沉积微相的关系研究。研究表明:黑帝庙油层可划分为6个沉积时间单元,区块内黑帝庙油层以三角洲前缘沉积为主,分为三角洲前缘和前三角洲两个亚相,共识别出水下分流河道、分流间湾、河口坝、远砂坝、席状砂和前三角洲泥6个微相,以各个沉积时间单元为基础,考虑胶结物的影响,总结出物性与沉积微相类型的对应关系。统计结果表明:水下分流河道微相的孔隙度和渗透率较高,孔隙度平均值为23%,渗透率平均值为25.1×10-3μm2,仅3%的胶结物发育在水下分流河道沉积微相,储集条件最有利;席状砂微相孔隙度和渗透率较低,孔隙度平均值为18.57%,渗透率平均值为9.8×10-3μm2,且75%的胶结物发育在席状砂沉积微相,储集条件相对较差。研究为后期油田开发提供了有利的地质依据。

吉林油田耐低温、低矿化度排水采气用泡排剂实验

目前吉林油田F气田已进入开采中后期,多数气井出现井底积液,导致产量降低甚至水淹停产。由于泡沫排水采气技术成本低、见效快,F气田普遍采用泡沫排水采气工艺来排除井底积液,提高采收率。针对这一问题,吉林油田急需进行泡排剂的自主研发,通过对泡排剂的各项指标进行测试、调整,最终筛选出适合F气田排水采气用泡排剂。

油田低产气井排水采气技术研究与生产实践

天然气是目前在我国,乃至全世界都得到了广泛应用的清洁能源。天然气的生产,是需要气井这种设备来进行开采的。通过气井开采出来的原始气体,要通过一定的集气系统进行程序化的处理,最后,通过一定的管道运输输送到居民的家里。文章通过对现阶段的油田低产气井排水采气技术进行分析,总结出其中仍存在的,制约生产实践的一些问题。

不同注入介质对泥岩层滑移的影响研究

在注CO_(2)与注水两种开发方式下,均会出现泥岩层段的套管剪切损坏加剧的现象。为了明确不同注入介质对泥岩层滑移的影响,将室内实验所得储层岩石物理力学参数与现场实际区块的井网资料相结合,建立了泥岩层剪切滑移流固耦合数值模型,通过有限元方法进行求解,分析了不同注入介质在一定注入速度条件下生产3年过程中的孔隙压力、油层变形量和泥岩层滑移量的分布与变化情况。根据计算结果可知,由于水和CO_(2)黏度与密度的差异,导致开发初期注CO_(2)井周围孔隙压力高于注水井。随着开发时间的延长,注CO_(2)井孔隙压力降低速率大于注水井,在生产3年后,注CO_(2)油层整体孔隙压力高于注水油层,使注CO_(2)油层整体均匀上抬,但注水油层高低差更大,导致油层变形更加集中。油层变形量的不同引起了泥岩层滑移量的差异,注CO_(2)泥岩层滑移量小于注水泥岩层滑移量。基于不同注入介质对泥岩层滑移量的影响分析,给出了合理的注入方案,为防治油田套损提供了理论支撑。

吉林油田A区块注水系统腐蚀影响因素分析

吉林油田A区块注入水大部分为油井产出水,经油水分离后的净化污水,各项指标均达不到注入水质标准要求。为了研究注水系统腐蚀结垢规律和防治技术,利用腐蚀实验平台,开展了注水系统不同工况条件下的水质、细菌、CO2等对腐蚀规律的研究,CO2与SRB是注水系统腐蚀结垢的主要因素,二者协同作用加剧了注水系统腐蚀程度。根据腐蚀主控因素研发了针对性防腐药剂体系,具有较好的防腐防垢性能,同时开展了接力加药等防腐关键技术实施,矿场腐蚀速率控制在0.076mm/a以内,保障了水驱老油田的安全高效开发。

新木油田木146区块氮气泡沫驱注入技术研究

吉林油田2015年在新木油田木146区块开展氮气泡沫驱提高采收率试验,该技术的工程技术参数受油藏条件影响较大,需要根据试验区油藏特征进行针对性设计。本文对木146试验区氮气泡沫驱的泡沫体系进行了筛选评价,并对注入工艺进行了低成本优化设计,筛选出了4种泡沫体系对试验区进行了成功试注应用。

航空重磁构造分层与新层系研究——以松辽盆地嫩江—林甸地区为例

本文聚焦盆地结构和新层系研究,基于最新采集的航空重磁综合测量数据和岩石样本物性数据,结合重点地区井震资料,对异常数据进行多尺度构造分层,构建了松辽盆地中北部浅—中—深三维空间结构格架;通过定性与定量研究,系统分析了研究区上白垩统底面、中生界底面、磁性基底顶面等深度以及上白垩统、上侏罗统—下白垩统、上古生界等厚度,为研究区域上古生界、上侏罗统—下白垩统等含油气新层系、探讨盆地结构特征对油气的控制作用提供地球物理证据。研究结果表明,研究区不同地段的上古生界残留厚度差异性显著,厚度变化范围在0~9300 m之间,西部和北东部残留厚度较大,北部和东部局部缺失;上侏罗统—下白垩统厚度和埋藏深度在研究区北、南部明显不同,总体呈现南部较厚而且埋藏较深北部较薄而且局部缺失的特征。

新立油田集约化井丛长效举升采油工程技术

针对吉林油田当前面临的资源品质差,产能效益低,常规技术难以经济开发等问题,本文重点围绕低渗透油藏以集约化大井丛建井为基础的开发模式,针对大井丛特殊井况,采取"三降一提一隔离"的长效举升综合配套技术,有效降低了大井丛油井管杆磨损,形成一整套切实可行、具备推广应用价值的采油工程技术方法。

松辽盆地八面台油田老区裂缝性油藏体积压裂技术研究

松辽盆地南部的八面台油田老井油藏具有天然裂缝发育、物性差、薄互层、平面连续性差、非均质性强等储层特点,针对该类储层研究采用大排量滑溜水体积压裂工艺技术,通过在油层内造多缝扩大油藏的泄流体积,从而实现注采平衡,使老井能够得到有效能量补充,增大储层改造体积,实现致密油藏体积压裂,提高单井产量。