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。

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。

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。

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。

利用PVTsim软件判断油气藏类型及预测水合物生成技术研究

本文通过实验分析确定分离器油、气全组分及准确油气比参数,利用PVTsim软件模拟形成P-T相图及水合物生成图,判断油气藏类型和水合物生成情况,可部分替代井下高压取样,减少施工作业,降低成本,为凝析性质气藏制度优化实施提供指导;同时通过井筒、地面水合物冻堵位置及抑制剂加量预测,为方案设计、调整提供依据。

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。

吉林油田CO_(2)驱高气液比油井井筒压降预测模型

目前,吉林油田CCUS已进入工业化推广应用阶段,部分井油压超过掺输压力,需介入控压措施,而准确预测井筒压力则是进行转喷预测和控压工艺设计的关键。CO_(2)驱高气液比油井井筒流动具有多组分、存在相变及流型转变等特征,导致现有压降模型不适用。为了进一步揭示CO_(2)驱油井井筒多相流动规律,准确预测井筒压降,开展了油气水三相井筒可视化流动模拟试验,明确了高气液比条件下,气体扰动对油水相间作用的影响规律;基于试验数据,通过因素分析,明确了表观气、液流速和含水率与持液率的变化关系,引入新的无因次数准数,拟合得到持液率计算新模型;综合考虑CO_(2)在原油和水中的溶解度,以及CO_(2)沿井筒流动的相态变化,建立了CO_(2)驱高气液比油井压降预测模型;现场实际测压数据验证表明:新模型最大误差为8.32%。与常用工程压降模型相比,新模型精度最高。该研究成果对保障CO_(2)驱高气液比油井的安全稳定生产具有重要的意义。

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。

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。

采油采气工程智能化愿景

智能油气田的核心是油气水井的数字化和智能化,基于油田采油采气现状,提出了由数据感知、数据传输、关键装备与工艺、数据融合等4项基本要素构成的智能化采油采气技术框架。数据感知通过分布于井筒和地面设备中的传感与信息单元全面感知油气水井状态;数据传输通过井筒、井场和远传网络实现油气水井井下和地面节点互联,实现可靠数据采集与指令下达;关键装备与工艺将传感、通讯、控制等功能集成,形成适应油气开发环境和生产工艺的硬件基础;数据融合是以数据为基础、以人工智能模型与算法为核心的生产运行优化分析与智能决策控制系统,实现油气最优化生产。基于智能化采油采气技术框架,详细分析了采油工程和采气工程4项基本要素的技术现状和具体内容,分别阐述了全链条智能采油和全生命周期智能采气的愿景和目标。采油采气井筒智能化研究和建设总体处于单井应用、分散建设阶段,区块建设和应用刚刚起步,智能化硬件呈现点状应用、规模不足的特点;软件技术发展总体滞后,数据融合模型较为分散,协同化应用严重不足。提出了以采油采气井筒为对象制定顶层设计规划、开展智能化示范区建设、设计智慧油田生产管理平台框架等智能化发展建议,并将数字化转型智能化发展划分为示范区建设、扩大规模、全面应用等3个阶段。

不同气体类型对木146油藏泡沫驱调驱实验研究

在模拟油藏条件下进行了CO_2泡沫驱、N_2泡沫驱和天然气泡沫驱3种不同气体泡沫驱的室内模拟实验研究,以确定合适的不同气体类型及其对泡沫驱效果的影响。实验结果表明:最佳复合的起泡剂浓度为:0.5%AOS+0.2%ABS,在该油藏条件下,CO_2泡沫驱阻力因子大于N_2、天然气泡沫驱,封堵能力更强。CO_2泡沫调驱提高采收率17.8%左右,明显好于N_2、天然气泡沫驱,适合用于吉林油田木146区块泡沫调驱技术。

缝洞型碳酸盐岩油藏试井分析模型研究

针对缝洞型碳酸盐岩油藏经过构造及岩溶作用之后大尺度溶洞、裂缝发育比较成熟、尺度差别不大的情况,建立了溶洞及裂缝发育的双孔模型。利用裂缝及溶洞中流体的流动方程,建立了考虑井筒储集系数及表皮系数影响的封闭边界油藏双孔单渗试井分析模型;利用Laplace变换法和Stehfest数值反演法算法对数学模型进行求解,得到实空间下无因次井底压力的解析解;绘制并分析了试井典型曲线,并对试井典型曲线特征及不同参数对试井压力响应曲线的敏感性进行了分析。结果显示,所建立的试井分析模型能够反映缝洞型碳酸盐岩油藏实际储层特征和流体的流动机理。研究结果为进一步完善和发展缝洞型碳酸盐岩油藏试井模型、丰富试井解释方法提供了理论参考。

二氧化碳无水压裂增产机理研究

单井控制范围有限和地层能量补充困难一直是困扰致密油储层开发的关键问题。压裂过程井下微地震数据监测表明,二氧化碳无水压裂改造体积是同等液量常规水基压裂的2.5倍,并能显著增加裂缝的复杂程度。室内实验和压后原油取样分析证实,二氧化碳能够有效降低原油黏度,通过无水压裂施工实现了原油混相,提高了驱油效率。压后地层静压测试显示,压后地层压力较压前有显著提高,具有单井超前补充地层能量的效果。二氧化碳无水压裂技术已在吉林油田成功应用5口致密油井进行了应用,这些井压裂后产油量均较压前有显著提高,平均单井日增油量2.31t,且施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。说明了二氧化碳无水压裂增产效果良好,该技术在致密油藏开发中具有广阔的前景。

裂缝性油藏分段压裂水平井试井模型研究

建立了裂缝性油藏分段压裂水平井试井模型,模型分水力裂缝区域与储层区域两部分,水力裂缝基于离散裂缝模型降维处理,储层区域使用双孔双渗模型表征,使用伽辽金有限元方法进行求解,最后通过编程计算绘制了压力动态曲线,并对曲线的形态特征及影响曲线的因素进行分析.研究结果表明:压力动态曲线分为双线性流、裂缝径向流、椭圆流、拟径向流、窜流及边界反映6个流动阶段.裂缝间距越大,裂缝径向流持续的时间越长;裂缝条数越多,消耗的压差越小;弹性储容比越小,窜流形成的"凹子"就越宽越深;窜流系数越大,"凹子"形成的时间就越早.研究结果不仅丰富了试井模型,而且可为裂缝性油藏分段压裂水平井试井解释提供科学依据.

原油含水率测量传感器性能优化实验研究

石油开采实际工况复杂多变,在利用电导法在线测量含水率时,环境因素温度、矿化度和传感器本身的电极结构会带来测量上的偏差。本研究设计不同电极环内径、激励电极间距的三电极和四电极进行对比实验并利用标定实验获取电导率和温度信息。在考虑到温度、信号调理电路等因素造成非线性的情况下,建立综合补偿函数并利用最小二乘法进行优化以求取温度和非线性综合补偿参数。通过电极结构的优化和得到的补偿参数实现对传感器的性能优化。搭建含水率测试系统进行模拟测试验证,实验表明,经过电极结构参数优化和补偿的传感器测量误差在2%之内,稳定性较好,可满足原油含水率的测量。

基于流管法的面积波及效率计算方法研究

中国已开发的大多数油田,经过多年的加密调整和注水开发,目前已处于高含水或高采出程度阶段,开采和稳产难度越来越大。因此,对注水开发油田进行水驱面积波及系数的研究意义重大。根据注水油田的基本特点,基于流管法建模基本原理,建立了五点法流管模型,利用BeckleyLeverett方程,结合单元分析法和流线积分法,对注水油田五点法井网面积波及效率的计算公式进行了详细推导,绘制并分析了面积波及系数和采出程度随时间的变化曲线。结果表明:当无流管突破时,注水油田的面积波及系数随时间的增加而线性增大;当主流管突破见水后,波及系数增大程度越来越慢,最后趋于平缓。当油田被注入水完全波及后,继续利用注水提高采收效果的作用很小,水驱效率明显降低。研究结果对于注水油田面积波及系数的求解及水驱动态开发规律的研究具有借鉴意义。

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。

短曲率半径水平钻孔取心技术研究及试验

吉林油田经历了50多年的开发,已进入中高含水采油期,同时还有大量因井下管柱损坏、含水率高、产能低于经济极限等原因而关井的停产井。为了重新认识地下剩余油的分布规律,最大限度地提升油田老区剩余油挖掘产量,短曲率半径水平钻孔取心技术能利用停产井进行取心作业,对油田储层物性进一步认识、获取地层油水动态,是最直观最经济的技术手段。该项技术是超短半径侧钻技术和水平井柔性密闭取心技术的有机结合,自主研发了柔性钻具、造斜钻具、柔性密闭取心工具等相关配套工具,可以实现超短半径侧钻取心,为调整开发方案提供重要依据,使停产井复活。吉林油田积极开展短曲率半径水平钻孔取心技术研究,并成功开展现场试验,为此项技术在油田的进一步推广应用提供了技术支持。