吐哈油田恶性井漏堵漏技术研究与应用

在吐哈油田三塘湖区块条湖凹陷以及玉北区块表层钻井过程中,恶性井漏频繁发生。针对恶性漏失,将高吸水膨胀材料和各种变形材料结合,利用架桥作用和吸水材料的膨胀特性,对不同漏失情况进行堵漏剂配方研究,研发了一种高效复合延迟膨胀堵漏剂,并形成了一套针对不同尺寸裂缝漏失的高效延迟膨胀堵漏技术。该技术在条29井、湖40-121井和玉北3井进行了现场应用,取得了良好的堵漏效果。

鲁克沁超深稠油冷采技术对策研究

鲁克沁超深稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深（2500-3200m）,原油粘度大（50℃地面原油粘度可达9569-20150mPa·s,地下原油粘度为154-526mPa·s）,开发难度大,初期只有部分单井投入试采,2000年正式投入开发。先后采用电加热、泵下掺稀、泵上掺稀、注水保持能量、注天然气吞吐开发等试验,逐步形成了泵上掺稀、油井提液、注冷水保持能量及注天然气吞吐提高采收率等鲁克沁深层稠油配套开发技术。深层稠油开发效果逐步显现,为规模开发鲁克沁深层稠油提供了技术保障。

鲁克沁超深稠油常温水驱特征研究

鲁克沁深层稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深(-2300m^-3700m),原油粘度大(50℃地面原油粘度可达9569~120150mPa.s,地下原油粘度为154~526mPa.s),开发难度大,初期只有部分单井投入试采,2000年部分区块开始投入开发。2003年在前期室内物理模拟对水、蒸汽、化学剂段塞、二氧化碳段塞、天然气段塞和烟道气段塞驱油效率的评价和筛选的基础上,表明注水开发是经济技术条件下可行的开发方式,优化后的最佳开发方式为衰竭式开发一年后转注水,其他开发方式投入成本较高,还有待于试验后逐步推广。论证完成后首先在投入开发较早的鲁2块投入试注工作,半年后注水见效。2005年以来,区块连续3年保持稳产,取得了良好的开发效果。

鲁克沁深层稠油开发技术

鲁克沁深层稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深(-2300m^-3700m),原油粘度大(50℃地面原油粘度可达9569~20150mPa.s,地下原油粘度为154~526mPa.s),开发难度大,初期只有部分单井投入试采,2000年部分区块开始投入开发。先后采用电加热、泵下掺稀、泵上掺稀、水平井、注水、注天然气开发等试验,通过多年摸索,逐步形成了泵上掺稀、大泵提液、注冷水保持能量计注天然气等合于鲁克沁深层稠油开发配套技术,开发配套技术日臻成熟,深层稠油开发效果逐步显现,为规模开发鲁克沁深层稠油奠定了坚实基础。

采油厂强化HSE管理体系高效运行的措施

点多、线长、面光、专业流程多是采油厂生产经营的主要特点,且石油产品是易燃和易爆的产品,因此生产安全对于采油厂至关重要。为了有效提高采油厂生产的安全性,采油厂积极推行HSE体系管理,并取得了不错的效果,但其在具体的实施过程中,还是存在着一定的问题,这直接影响到了其运行的效率。

鲁克沁稠油玉东区块注水开发实施效果评价

玉东区块是鲁克沁稠油的主力区块，油田类型为断块型边底水超深层稠油油藏，油藏埋深2500～3200m，探明石油地质储量3757×10^4t，在鲁2块常规注水开发取得成功的基础上，玉东区块于2007年底开始逐步投入注水开发，目前35％的注水井组呈现出受效特征，主要表现为油井液量上升、动液面回升、递减减缓。油田水驱开发形势转好，为进一步提高稠油采油速度，扩大建产规模奠定了坚实的基础。

吐哈气田采气井油管结垢机理

利用ICP—1000离子测定仪和滴定分析仪对吐哈气田3口井采出液成分进行分析。气田水含有较高浓度的成垢离子,钙离子、镁离子、硫酸根离子以及碳酸根离子,在油管流动过程中由于温度、压力变化,会形成碳酸钙和硫酸钙晶体,大量晶体的沉积,为垢的形成创造了条件。液相中的凝析油含有较多的重组分,重组分的结晶促进了无机盐垢晶体的沉积和吸附;同时油管温度、压力、气体流速、截面含气率等条件的变化打破了原有的热力平衡状态,在悬浮颗粒、杂质作用下加速催化结晶过程。

油田修井作业质量管理

作为能源消耗大国,石油对我国社会经济的发展有着重要意义,而随着石油消耗量不断增大,吐哈油田采油规模也不断扩大,从而逐渐突出了保障油水井安全生产的重要性。为此,文章对保障油井安全生产的重要手段修井作业展开了具体分析,明确当前油田修井作业质量管理中存在的问题,并提出具体的优化管理建议。

玉果油田果1、果4块开发地质评价

玉果油田位于七泉湖构造带中部,油藏埋深大,地震资料品质差,石油地质条件复杂。区块先后钻探井5口,开发井1口,仅有2玉口井获得工业油流,1997年投入试采。2005年投入开发。由于该区钻井少,油藏认识程度低,产能建设难度大。因此,在开发过程中有必要加强油藏跟踪研究,开展油藏地质评价和开发潜力分析,为区块产能建设提供依据。

磷酸酯型聚醚改性三硅氧烷表面活性剂的合成及性能研究

以1,1,1,3,5,5,5-七甲基三硅氧烷(HTSO)、端羟基烯丙基聚醚(FAE-10)为原料,通过硅氢加成反应得到中间体(ETS),再与磷酸(H3PO4)进行酯化反应,制得一种新型的磷酸酯型聚醚改性三硅氧烷表面活性剂(PATS),并对其相关性能进行了测试。采用IR和1HNMR对PATS的结构进行了表征。通过正交试验,得到制备磷酸酯型聚醚改性三硅氧烷表面活性剂的优化工艺:n(ETS)∶n(H3PO4)=1.10∶1,反应温度为90℃,反应时间为6 h。合成的PATS具有良好的表面活性,其临界胶束浓度(cmc)和此时的表面张力(γcmc)分别为0.49 g/L和24.12 m N/m,同时,PATS稳泡性良好,在酸性、中性条件下耐水解稳定性好。

超深稠油天然气吞吐先导性试验实施效果评价

鲁克沁深层稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深(-2300米^-3700米),原油粘度大(50℃地面原油粘度可达9569~20150MPa.s,地下原油粘度为154-526 MPa.s),开发难度大。初期只有部分单井投入试采,2000年正式投入开发,2003年选取部分区块投入注冷水驱矿场试验。在油田开发过程中,围绕以泵上掺稀油为核心的深层稠油采油工艺技术,开展了压裂、天然气吞吐及电潜泵提液等矿场试验。油井注天然气吞吐矿场试验就是近年来获得较大突破的先导性试验开发技术之一,该项先导性试验成果解决了单井产量及采油速度低等问题,目前已具备了规模推广应用条件。

考虑动态毛细管力的IMPES油藏数值模拟方法

油藏数值模拟方法中普遍认为毛细管力是含水饱和度的函数,但是室内实验表明,毛细管力不仅受含水饱和度的影响,而且受流体流动速度的影响,因此需要修正已有的数值模拟方法。文中首先将动态毛细管力引入油水运动控制方程,对数值模拟基本渗流方程进行了修正;然后采用IMPES方法对压力方程和饱和度方程进行了求解,利用均质、非均质模型分析了动态毛细管力对数值模拟结果的影响。分析结果认为:考虑动态毛细管力对均质模型的结果影响较小,对非均质模型影响较大;考虑动态毛细管力计算的含水率在低含水率阶段上升速度较快,在高含水率阶段上升速度较慢;考虑动态毛细管力后,波及系数变小。实际单井生产动态数据验证了该方法的可靠性。

低渗致密气藏压裂增产技术

红台气田属于低孔特低渗致密气藏,气井的自然产能很低,常规加砂压裂改造方法不能达到理想的增产效果。为了实现难动用储量的有效开发,通过压裂工艺技术的研究,形成了一套适合红台气田储层特征的压裂改造技术。现场应用32井次,施工成功率得到了进一步提高,压裂液返排率较高,对地层伤害小,增产效果明显,为红台气田的产能建设提供了有力的技术保障。

SMA增容吸水膨胀橡胶的制备及其性能

以自制苯乙烯-马来酸酐共聚物SMA为增容剂,通过物理方法将吸水树脂PAAS与氯丁橡胶CR共混制备吸水膨胀橡胶WSR.重点研究PAAS用量、SMA用量、S用量对WSR主要性能指标(吸水倍率及其力学性能)的影响,结果表明:WSR吸水能力随着PAAS用量增大而提高,随着SMA、S用量的增大先提高后降低;WSR力学性能随着PAAS、SMA、S用量增大先增强后降低;在本研究体系中,三者较佳的用量为30phr、5phr、1phr.硫化胶断面扫描电镜观察表明SMA在CR和PAAS两组分间起到了良好的增容作用.

深层稠油减氧空气吞吐注气量确定方法研究

鲁克沁油田减氧空气吞吐注气时一般采用笼统注气,没有相关优化注气量的明确方法,导致增油效果在不同类型单井之间有较大差异。为此,通过物模实验确定优势通道注气量,进行数值模拟并提出优势通道注气系数α、优势通道进气系数β的概念,结合优势通道体积优化注气量。通过模拟不同注气量吞吐时的换油率大小来验证优化结果是否正确,得到对实际现场应用的注气量有理论指导作用的优化计算公式。实验表明,最优注气量为0.20 PV,优势通道注气系数为0.8,表明有80%的气进入到优势通道中,优势通道进气系数为0.348,说明距生产井约1/3的井距范围为受效区域。经过注气量优化公式计算和数模验证,最优注气量为4.5×10^(5) m^(3)是合适充分的。优化方法结合减氧空气吞吐的增油机理与现场实际需求,对减氧空气吞吐注气量的相关设计具有一定的理论意义和现场应用价值。

基于优势水流通道的减氧空气吞吐注气量优化方法研究

针对鲁克沁深层稠油油藏减氧空气吞吐的注气量确定科学依据不充分的问题,运用油水两相渗流理论、油藏数值模拟方法、填砂管物理模型实验等手段,得到水驱油时的优势水流通道判别依据及其孔隙体积的计算方法,确定了能够发挥最好抑水效果的优势水流通道中注气孔隙体积倍数,拟合了注气时用以求取高渗层进气比例的低渗层吸气基数公式,设计了注气量优化计算公式,通过数值模拟进行了可靠性验证,并将研究结果应用于不同储层参数井的注气量优化建议。结果表明:优势水流通道含水饱和度界限为0.48,优势水流通道系数为0.1,最优的注入气孔隙体积倍数为0.2 PV,低渗层吸气基数随着渗透率级差的增大而变小,优化方法得到的45×10^(4) m^(3)注气量经数值模拟检验是可靠的。设计方法紧紧围绕减氧空气适当并充分地分布于优势水流通道孔隙中才会最优地发挥抑水增油效果这一核心,对接了机理规律认识与现场实际需求,研究结果对明确减氧空气吞吐注气量的科学优化方案设计具有理论意义和现场应用价值。

宾汉型稠油单斜油藏热凝析带启动压力梯度对汽窜的影响

针对热凝析带启动压力梯度变化对蒸汽驱汽窜控制机理理论研究欠缺的情况,从蒸汽驱地质物理模式出发,将流体界面细化为汽液和液液界面,从研究2类界面稳定性的角度探讨汽窜控制机理。以考虑启动压力梯度的广义达西渗流理论为出发点,确定了单斜油藏2类界面稳定应满足的临界条件,并进一步对热凝析带启动压力梯度动态变化下界面稳定性进行了敏感性研究。结果表明:重力驱替效应的减弱、界面两侧流体启动压力梯度的增大和井距的缩小是造成汽窜的主要因素;热凝析带启动压力梯度变化对2类界面稳定性的影响在大多数情况下是一致的,但界面前缘位置的变化会破坏这种趋同性,从遏制汽窜角度出发2类前缘位置存在最优值。

超深稠油泡沫驱泡沫体系优选

为解决鲁克沁油田中区超深层稠油油藏非均质性严重、水驱开发效果差的问题,利用室内实验和矿场试验,开展了空气泡沫驱技术研究。对泡沫体系的发泡性、稳泡性、抗盐性和驱油效果等性能进行了系统的评价研究,对发泡工艺进行了验证试验。研究结果表明,XHY-4型起泡剂在高温高盐(80℃、160000 mg/L)条件下发泡率大于600%,半衰期大于600 s,岩心驱替实验提高采收率大于15%。氮气泡沫矿场试注表明,气液交替注入可以在地层中形成泡沫,对水流优势通道形成有效封堵,起到降水增油的效果。试注试验的成功,为鲁克沁油田超深层稠油油藏开展泡沫驱矿场试验提供了有力的技术支撑。

超深稠油稳产技术对策研究与实施

鲁克沁油田2000年全面进入开发阶段,油田包括已经投入注水开发的中区及目前试采的西区和东区。投入注水开发的中区油井见效规模不断扩大,产能相对稳定,区块水驱开发形势整体较好,但也存在注水单向突进、含水上升导致产能下降等矛盾;试采区块衰竭式开发,单井产能下降。因此以"油田开发基础年"、"稳定并提高单井日产量"活动为契机,进一步精细油田注水,改善水驱效果,提高油井见效率,夯实稳产基础,同时通过措施、新技术试验与推广稳定并提高单井日产量,提高油田开发效果。

深层稠油天然气吞吐增产技术实施效果评价

鲁克沁深层稠油油田发现于1995年,由于油层埋藏深（2 500～3 400 m）,开发难度大,截至2003年只有部分区块投入注水开发试验,且一直存在含水上升速度快、单井产量低、采油速度慢等问题.2005年,技术人员提出利用吐哈油田自产天然气进行深层稠油天然气吞吐提高单井产量的设想,研究了吞吐相关工艺配套技术,进行了单井矿场试验并取得一定效果,但未能进行现场规模应用.2008年以来,技术人员通过室内物模、数模实验进一步研究超深稠油天然气吞吐增产机理,攻克了现场注气吞吐工艺技术难点,优化了注气选井选层及注入参数,逐步形成一套成熟的天然气吞吐开发技术,成功解决了含水上升速度快、单井产量低、采油速度慢等问题.2010～2011年鲁克沁深层稠油油田共开展50井次的矿场应用,规模推广后取得显著增油效果和经济效益.