大庆油田不同区域原油与强碱三元复合体系作用研究

三元复合驱过程中,碱(A)、表面活性剂(S)和聚合物(P)与储层岩石和原油发生物理化学作用,造成部分化学剂损失,使驱油体系到达油层深部后性能大幅度降低。本文检测了三元复合体系与大庆油田一厂、四厂和六厂原油作用后,水相中碱、表面活性剂和聚合物的含量。结果表明,仅有表面活性剂和碱可以与原油作用,其中表面活性剂的分配系数为0.2率0.3,且表面活性剂在油相中的溶解是可逆的,水洗后油相中20%率30%的表面活性剂会转移到水相中。采油六厂原油中表面活性剂和碱的分配系数较大。与一厂和四厂相比,六厂原油主峰碳为C23,重质组分含量较高,碳链分布范围较广,表面活性剂更易溶解到油相中去。随油水比和搅拌作用时间增加,表面活性剂在油相中分配系数增大。在相同搅拌时间下,表面活性剂在原油中的分配系数从大到小依次为:"A/S"二元体系、表面活性剂溶液、"A/S/P"三元体系、"S/P"二元体系。

构造建模约束地震反演技术——以大庆萨尔图油田南八区为例

为了充分发挥储层预测多学科的综合能力,对构造建模约束地震反演的作用和构造建模在储层反演与地质建模的区别进行了分析。在此基础上,详细阐述了实现构造建模约束地震反演的4个关键环节,即井-震联合小尺度构造解释、合理设计地质框架、不同尺度网格设计和曲线均一化处理。以大庆萨尔图油田南八区萨Ⅱ7-12沉积单元为例,通过与未进行构造约束的地震反演对比,总结出构造建模约束下地震反演的优势,主要体现在:①能够提高砂体识别的准确程度,尤其是定位河道砂边界位置效果显著,采用"井点定相、切片组形"的方法,完成了井震结合沉积微相的修正;②明确主力厚油层及主力砂体接触关系,增加断层附近预测的细节,尤其是断裂两侧砂体明朗化,有利于指导剩余油的挖潜。因此,构造建模约束地震反演技术能够降低反演的不确定性,对油田后续开发调整具有重要意义。

高压注水条件下泥岩蠕变的数值模拟研究——以大庆喇嘛甸油田北部背斜构造带SⅠ顶泥岩为例

主要考虑油层压力变化对上覆泥岩的影响,采用有限差分的方法,对喇嘛甸油田北部背斜构造带SⅠ顶泥岩蠕变进行了模拟研究。结果显示该区域最大水平主应力为近东西向,大小为-25.87～-24.88MPa;最小主应力方向为近南北向,大小为-19.95～-18.44MPa。应变和位移的变化主要表现在垂向上,愈靠近油层部位,受油层压力变化的影响愈大,且泥岩蠕变最大位移量(或应变量)均发生在与油层接触界面处。因此,对泥岩蠕变的最大形变量的研究,有利于油田对岩性层成片套损的预防和控制。

宏观及微观剩余油分布及机理分析——以大庆喇嘛甸油田为例

喇嘛甸油田现有微观形态和分布特征研究成果不足以支撑技术决策,给后续剩余油挖潜措施选择带来困难。为此,利用宏观物理模拟剩余油分布情况,并采用岩心冷冻薄片制作、荧光显微镜剩余油观测以及剩余油类型识别等技术,进行了喇7-检PS30225井岩心内剩余油类型微观识别和占比计算。结果表明:在水驱过程中,随注入PV数增加,渗流阻力减小,注入压力减小,含水率逐渐增大,采收率增加。随测试点距注入端距离增加,水驱后剩余油饱和度增大。水驱和聚合物驱后,剩余油主要呈薄膜状、角隅状、喉道状和簇状分布,其中薄膜状和角隅状剩余油占比超过90%。与水驱相比,聚合物驱大幅度提高注入压力,致使中小孔隙吸液压差和吸液量增加,波及程度提高,因而低簇状和角隅状残余油明显减小。水驱或聚驱难以动用薄膜状剩余油,有效动用途径是利用表面活性剂来提高洗油效率。

考虑启动压力梯度的致密油藏水平井裂缝干扰渗流特征

针对致密油开发中体积压裂水平井裂缝干扰的问题,在三线性流模型的基础上,通过引入半渗透边界条件和井间干扰系数α,建立了考虑未改造区启动压力梯度的致密油藏水平井裂缝干扰渗流模型,对不同干扰情况下水平井井底压力动态及产量递减特征进行了研究。研究结果表明:(1)α越大,裂缝干扰条数越多,压力动态曲线改造区线性流持续的时间越长,改造区窜流、拟稳定流动发生得越晚;未改造区启动压力梯度越大,拟稳定流发生的时间就越早。(2)裂缝导流能力越大,主裂缝线性流出现时间越早,两井裂缝导流能力越接近,α对压力动态的影响较明显。(3)α越大,井底压力相对较低的水平井初期产量越高,至晚期后,产量下降越明显,无因次启动压力梯度越大,后期产量递减越快。(4)裂缝导流能力越小,前期阶段产量曲线越靠下,两井裂缝导流能力相近时,α对产量的干扰相对较大。

基于神经网络的油田开发经济可持续发展评价

文章在构建油田开发经济可持续发展能力评价指标体系的基础上,提出了一种基于三层前馈神经网络的评价方法。该方法用三层前馈神经网络建立评价指标和评价结果之间的非线性映射关系,用BP算法优化神经网络权值完成网络训练。以中国2001年—2005年的油田经济可持续发展评价为例,验证了方法的有效性和可行性。

吴旗油田长6_1储层沉积相及孔隙特征研究

运用综合地质研究方法,以岩性特征、沉积构造、古生物化石等沉积相识别标志为依据,识别出吴旗油田长61储层沉积微相类型为水下分流河道、河口坝、远砂坝、分流间4种沉积微相类型。根据岩心观察、铸体薄片分析资料,研究了长61储层的孔隙特征。研究区储层孔隙类型以粒间孔为主,占3.27%,长石溶孔和岩屑溶孔次之。通过对孔隙特征及沉积微相关系研究表明,水下分流河道砂体沉积厚度较大,粒度相对较粗,云母等片状硅酸盐矿物含量相对较少,其孔隙度、渗透率相对较高,河口坝、远砂坝次之,分流间最差。

红岗油田复配聚合物溶液性能及作用机理

红岗113-3区块具有油藏厚度较大、平均渗透率较高和非均质性较严重等特征,比较适宜开展化学驱。针对油藏开发实际需求,利用仪器检测、物理模拟和理论分析方法,开展了对"复配"聚合物和"高分"聚合物增黏性、抗剪切性、耐温抗盐性、稳定性、分子线团尺寸分布、流变性和黏弹性等实验研究。结果表明,与相同条件下的"高分"聚合物溶液相比较,"复配"聚合物溶液增黏性、抗盐性和抗剪切性较强,相对分子质量分布较宽,阻力系数和残余阻力系数较大,扩大波及体积能力较强,与油藏孔隙间适应性更好。因此,推荐吉林红岗油田化学驱采用"复配"聚合物,其质量组成"超高:高分∶中分"等于17∶60∶23。

油田企业成本控制误区的原因和改善方法

目前,油田企业在控制与降低成本过程中存在诸多误区和弊端。原因有成本管理思想观念陈旧、缺乏完善的成本控制机制和激励机制以及企业成本管理理论和内容僵化等。借鉴国内外石油公司的低成本战略、制定规范的标准成本系统和完善的成本控制机制、重视和加强财务管理工作等,是解决企业成本管理问题的有效措施。

喇嘛甸油田强碱三元复合驱采出液性能分析

为了给强碱三元复合驱技术决策提供依据,以喇嘛甸油田取样井的采出液为研究对象,分析了强碱三元复合驱采出液药剂加量与黏度和界面张力间的关系,探索了强碱三元复合体系段塞黏度对采出液药剂加量和色谱分离程度的影响。结果表明,随取样井储层渗透率增加,采出液中碱、表面活性剂质量分数和聚合物质量浓度呈现"先升后降"变化趋势。随采出液聚合物质量浓度增加,黏度增加,界面张力升高。随采出液碱和表面活性剂质量分数增加,黏度减小,界面张力降低。分析表明,强碱三元复合驱过程中存在比较严重色谱分离现象。通过提高三元复合体系黏度可以减弱色谱分离现象,进而改善三元复合驱增油效果。

喇嘛甸油田特高含水开发期精细液量劈分方法研究

喇嘛甸油田进入特高含水开发后期,各小层动用状况存在差异,为了更清楚的了解各小层的动用状况,需要对各小层的储量和产出状况进行统计,因此,需要针对生产井各小层的产液、产油进行精细的劈分。以往的液量劈分方法只考虑了地层影响因素,即地层系数劈分方法,不能满足目前各小层含水不同存在的差异性。通过精细液量劈分方法研究,能够清楚的了解区块内各油井分层的产量及个小层的动用状况及调整潜力,从而,指导区块分层措施调整挖潜。为区块特高含水后期开发提供理论依据。

三元复合驱对储层伤害及其作用机理研究

三元复合驱能够大幅度提高原油采收率,但它所引起的结垢问题一直困扰着该技术的大规模推广应用。本文以大庆喇嘛甸油田储层岩石和三元复合体系为实验对象,开展了碱驱后岩石结构的可视化研究以及含碱驱油剂流动特性研究。实验结果表明,碱对储层岩心中黏土矿物溶蚀作用比较明显,对石英和长石等骨架成分的溶蚀作用较小;采出液中钙镁离子浓度较低,硅离子浓度却较高,前者成垢作用难以对储层渗透率造成显著影响,后者易在迁移过程中发生沉积,在地层和生产系统中形成大量硅垢。进一步分析表明,随碱浓度增加,三元复合体系对地层伤害程度加剧。表面活性剂和聚合物都可以减弱碱的溶蚀作用,但前者比后者减缓溶蚀作用的能力弱。

三元复合体系性能及其对驱油效率影响研究

研究了碱/表面活性剂/聚合物(ASP)三元复合体系黏度、界面张力、聚合物分子线团尺寸(Dh)、分子聚集态和驱油效率及其影响因素,并对提高采收率机理进行分析。结果表明,NaOH质量分数由0增至1.2%,三元复合体系黏度由246.9降至138.8 mPa·s、界面张力降低、Dh由324.7降至263.5 nm。表面活性剂质量分数由0增至0.3%,体系黏度由127.0降至122.1再增至138.8 mPa·s,界面张力降低,Dh由139.7增至263.5 nm。随固液质量比增加和吸附次数增多,三元复合体系界面张力升高。在碱/聚合物体系中,聚合物分子结构形态以'片状'为主,'网状'为辅;在重烷基苯石油磺酸盐/聚合物体系中,聚合物分子形态出现大面积的'珠状'结构,'网状'结构不明显;在ASP体系中,聚合物分子呈现'网状-片状'结构形态。驱油实验表明,与水驱相比,三元复合体系、聚合物溶液和碱/表面活性剂二元复合体系采收率增幅分别为14.8%、12.2%和4.8%。随驱油剂黏度增加,化学驱采收率增大,但增幅逐渐减小。聚合物质量分数为0.12%、0.18%和0.25%时,聚合物驱采收率增幅分别为12.2%、15.8%和18.7%,三元复合体系驱采收率增幅分别为14.8%、18.3%和21.0%。在聚合物加量相同的条件下,与聚合物溶液相比,三元复合体系采收率增幅高2.3%~2.6%。驱油剂扩大波及体积作用对采收率的贡献要大于提高洗油效率的贡献。

预交联体膨聚合物性质特征研究

颗粒状预交联体膨聚合物由淀粉接枝聚丙烯腈的碱性水解产物交联而成,已用于大庆长垣北部地区高含水(93.1%)油藏注水井深部调剖.对该聚合物的应用性能进行了实验研究.该体膨聚合物的吸水倍率(m/m)和溶胀倍率(v/v)受粒径影响小而受介质影响大,在清水中最大,在500和1000 mg/L HPAM溶液中次之,在污水中最小,2 h和48 h值相差不很大,48 h值已接近平衡值,分别在10.55～7.21和16.74～12.64范围.将不同粒度体膨聚合物的0.3%清水悬浮液注入渗透率5.2 μm2的人造岩心,阻力系数Fr和残余阻力系数Frr均不大;在0.44～10.6 μm2的人造岩心中注入粒度＞200目体膨聚合物在粘度24.8 mPa·s HPAM溶液中的0.3%悬浮液,测得Fr值为13.10～6.13,Frr值为6.95～4.87,均大大升高,其注入曲线复杂化,表明岩心中发生了颗粒运移、捕集、再运移、再捕集过程,岩心中间点和入口压力同步升高,显示悬浮液具有良好传输能力.溶胀2 h、剪切、测定粒度分布的结果表明,污水中溶胀的聚合物比清水中溶胀的聚合物具有较强的抗剪切破碎能力.图3表3参7.

喇南聚驱后羧酸铬流动凝胶驱油试验研究

大庆喇嘛甸油田聚驱后葡I1～2层采收率约50%.1999.9～2001.9在喇南一区进行了聚驱后流动凝胶驱油试验,本文报道试验结果及结果分析.试验区为五点法面积井网,注入井6口,采出井12口,其中两口中心井采收率为53.96%和51.99%.新钻井资料表明未水淹、低水淹层多分布于单元顶部低渗层,数模分析表明平面上剩余油多分布在试验区边部,中心区含水饱和度62.5%.注入聚合物/羧酸铬流动凝胶后,①吸水剖面改善;②4口采出井含水下降,产油量增加,中心区采收率提高0.8%;③后续注水时含水上升慢,每注水0.01 PV,9口采出井含水平均上升0.04%,对比水驱井为0.14%.注入过程中注入井口取样成胶率为91.7%,3～5天成胶粘度超过2×103mPa·s的占82.0%,最高粘度达2×104mPa·s;返排深度～3 m,20 h返排液地面粘度超过2×104 mPa·s,这些数据说明注入体系在地面条件下成胶性能良好.注入压力上升幅度小,视吸水指数下降幅度小;注入体系阻力系数和残余阻力系数小;有一口井产出少量Cr3+,产出液在地面能形成凝胶;初始粘度24 mPa·s的注入体系在30～50℃下常压静置2天后粘度为610 mPa·s,在高压条件下流动7天后粘度仅为9.1 mPa·s;这些现象说明注入体系在油层条件下成胶性能较差.图2表2.

鸡西盆地致密砂岩气存在的可能性

鸡西盆地的油气勘探程度较低,尤其是对致密砂岩气的研究尚处于起步阶段。在总结国内外成功地区致密砂岩气成藏条件的基础上,从构造、烃源岩以及储层条件等方面探讨了鸡西盆地致密砂岩气的成藏条件。依据鸡D8井暗色泥岩样品的地球化学资料,使用化学动力学法计算了研究区致密砂岩气的资源量。研究表明,鸡西盆地属于小型断陷盆地,多期构造演化与储层快速沉积等特点,决定了研究区不具备类似北美阿尔伯达等成功地区的大型致密砂岩气成藏的地质条件。但鸡西盆地城子河组大规模发育的煤系地层长期生气,为致密砂岩气藏的形成提供了充足的气源,烃源岩与储集层紧密叠置接触也有利于致密气的运移和保存。在鸡西盆地的中央凹陷构造稳定区域,寻找致密储层的甜点区,将有机会获得致密砂岩气藏的勘探突破。

碱、表面活性剂和聚合物对储层溶蚀作用及其机理研究

本文开展了碱液、"碱/表面活性剂"AS二元复合体系、"碱/表面活性剂/聚合物"ASP三元复合体系对储层岩石矿物的静态溶蚀实验,考察了实验过程中液相内目标离子(Ca^(2+)、Mg^(2+)、Si^(4+)、OH^-、CO_3^(2-)、HCO_3^-和Cl^-等)浓度变化规律和岩样表面主要元素(Al和Si等)含量变化。结果表明,碱对岩样的溶蚀作用主要针对黏土矿物,对长石骨架作用较小。三元复合体系处理岩样后的液相内硅铝离子浓度增加,钙、镁离子浓度降低,岩样表面硅、铝元素含量降低。随碱浓度增加、液固比增加或处理时间延长,溶蚀作用增强,表面活性剂和聚合物可以减轻碱对岩样的溶蚀作用。处理初期溶蚀作用较强,处理60d后,液相中硅酸分子发生聚合作用,并在碱性条件下脱水生成硅垢,聚合物又促进硅胶体聚集和成垢。

多孔介质对交联聚合物成胶效果影响及作用机理

研究了3种交联聚合物体系在多孔介质中的成胶性能,实验温度45℃。在实验容器中,Al3+交联体系配制后60天内黏度变化较小,是一种CDG;Cr3+交联体系15天达到最高黏度2.3 Pa.s,是缓慢交联的弱凝胶;无机有机复合交联体系15天黏度1.8 Pa.s,45天达到最高黏度80 Pa.s,是延迟交联的强凝胶。人造非均质岩心模拟大庆主力油层,平均渗透率0.8μm2,长30 cm。以聚合物溶液为对照,按水—凝胶—水—凝胶—候凝20天—水的顺序驱替,由驱替过程中入口和中间点压力与注入量关系判断,Al3+体系进入岩心并通过分子内交联成胶,Cr3+体系在进入岩心前已发生交联并在端面造成堵塞;进入岩心的复合交联体系基本上不成胶。引证了文献发表的大庆油田铬凝胶调驱的有关数据。讨论了储层孔隙结构、渗透率-孔隙半径中值关系曲线及聚合物分子线团半径。认为在孔隙介质中由于孔隙壁造成的“笼”效应,聚合物的分子间交联受到一定程度的阻碍。图7表3参8。

量子神经网络及其在复杂水淹层识别中的应用

提出一种量子BP网络模型及学习算法。基于量子力学中1位相移门和2位受控非门的通用性,构造出一种量子神经元模型和3层量子BP网络模型,量子神经元模型由输入、相移、聚合、翻转、输出等5部分组成。由量子神经元构造出3层量子BP网络模型,基于梯度下降法构造了该模型学习算法。将该模型及算法用于模拟油藏测井解释中测井曲线与水淹级别之间的映射关系,从而实现油藏测井解释中水淹层自动识别。实验结果表明,该方法对解决水淹层识别问题具有良好的适应性和实用性。

高效洗油剂吞吐与油井堵水结合技术研究

题示油井增产技术适用于高含水非均质砂岩油藏,实施步骤如下:①高压注水入油井,使中低渗层压力升高;②注入高效洗油剂;③依次注入成冻时间tG递减的选择性堵水剂;④注入过顶替液;⑤关井候凝后开井生产.叙述并图示了技术原理.由目的油田条件下的等界面张力图并考虑损耗,确定0.8%的一种阴离子表面活性剂溶液为洗油剂,注入量为80m3/m高渗层.所选3种堵水剂分别为聚合物/有机铬体系(tG=5 d,45℃、7.34 s-1初始粘度η0=10.2 mPa·s)和聚合物/无机铬体系(3 d,20.5 mPa·s和1 d,28.6 mPa·s),三者体积比50:30:20,总用量按处理半径18 m计算.过顶替液为η=32.9 mPa·s的聚合物溶液,将堵剂推至距井筒3 m以远.在大庆喇嘛甸油田一聚合物驱后水驱至含水98%、采出程度＞50%的区块,在6口油井成功试用该技术,单井平均注入工作液1383 m3,实施较早的4口井增产油减产水,初期含水下降幅度2.6%～21.8%,有效期170～665 d,经济上可行.图2表1参8.