一种新型高效泡排剂的性能评价及现场试验

针对大牛地气田部分气井产出液中凝析油含量偏高导致现用泡排剂效果差的问题,引进新型高效泡排剂,采用Q/SH4006 03—2014 《大牛地气田泡沫排水采气工艺作业规范》进行了室内性能评价、并选取3口井开展了新型高效泡排剂抗油性先导试验。测试结果表明,该泡排剂在温度为70℃、凝析油体积分数为30%的条件下,初始泡高、5min泡高以及携液率分别高达160mm、150mm、64.8%,均优于现用泡排剂,抗凝析油性能良好。现场试验表明,3口井(凝析油体积分数10%～20%)试验后,平均单井油套压差减小0.34MPa,单井产气量增加618m3/d,排水采气效果明显,表明该泡排剂对大牛地气田含凝析油气井有很好的适应性。经济核算显示,3口井试验后日增产量为1854m~3、累计增产量为7.9156×104m~3,累计创效9.18万元,投入产出比为1∶9,具有良好的经济效益。因此,该新型高效泡排剂在大牛地气田后期开发生产中具有一定的推广应用价值。     

中江气田高庙区块JS_3~(3-2)气层产能主控因素分析

中江气田高庙区块JS_3~(3-2)气层单井测试产能及生产情况在区域上差异较大;气层储集空间主要为残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔;气层测井解释孔隙度为6.4%~14.0%,渗透率为(0.03~0.86)×10~(-3)μm~2,属于典型的低孔、低渗储层。气藏目前正处于开发建产早期阶段,影响气井产能的主要因素尚不明确。利用录井、测井、薄片、测试及试采分析资料,对JS_3~(3-2)气层产能分布特征及主控因素进行研究。结果表明:JS_3~(3-2)气层3条河道实测地压系数各不相同,河道之间储层连通性较差,西部河道气井产能低,东西向河道及东部河道气井产能较高,地压系数高低与气井产能之间无明显对应关系;JS_3~(3-2)气层气井产能主要受气井构造相对位置、储层非均质性及储层有效厚度共同控制,单条河道内构造位置相对较高,孔、渗性能相对较好,储层有效厚度相对较大的气井产能较高。     

阿姆河右岸B-P气田群综合治水关键技术

土库曼斯坦阿姆河右岸B-P气田群地质条件复杂、气水关系复杂、产量高,气水矛盾日益凸显,直接影响气田稳产和安全生产。针对该气田群的非整装特性,为解决气井出水问题,开展出水机理和治水相关研究,制定了适用于气田群的控、找、堵、排综合治水技术对策,同时形成了适用于单井的"一井一策"治水指导原则和与单井治水配套的控、找、堵、排单项工艺技术及工艺技术组合。目前治水已初见成效,通过理论计算和工艺优化,将XX-204D井配产由30×104m~3/d进一步降至20×104m~3/d,成功实现无水稳产试采70d;给出了适用于该气田群大斜度开发井的连续油管+Flow Scanner测井仪器的找水工艺,并根据大斜度井在趾端、中段、跟端不同出水位置给出了适用的堵水工艺,对于探井转开发井的直井底水上窜,则直接封堵出水层位;根据B-P气田群气井水产量的不同给出了单井排水采气方案。通过上述研究与工艺方案的实施,形成了适用于阿姆河B-P气田群的综合治水关键技术。     

“泡排+环空激动降压”组合复产工艺在大牛地气田的应用

大牛地气田单井产量低,压力递减快,随着开采的深入,储层能量不断下降,气井携液能力日趋变差,井筒逐渐产生积液甚至水淹停产。目前主要使用环空激动降压、液氮气举、多井联合气举、井口排液气举、套管充压气举等单一复产工艺来解决这一问题,但针对部分水淹不严重气井,常规复产成功率低、经常性气举复产成本高,因此需探索一种经济有效的复产方法。选取1口水淹井A1开展了"泡排+环空激动降压"组合复产工艺试验,并进行了经济效果评价。现场试验表明:水淹井A1复产成功后日增产量5150m~3、累计增产量148.835×104m~3,累计创效172.6486万元,施工费用较气举复产节约0.2万～5.85万元,投入产出比为1∶1150,具有良好的经济效益。推广应用表明:"泡排+环空激动降压"组合复产工艺对于积液不太严重、套压9MPa、水淹前日产气5000m~3/d的水淹井施工成功率为68%、较单一常规复产提高8%,在大牛地气田开发生产中具有一定的应用前景。     

雅克拉凝析气田单井集输管道腐蚀因素分析及治理对策

雅克拉凝析气田于2005年投入开发,生产层系为白垩系。该气田井流物复杂,呈高CO2(含量为2.34%～3.1%),高Cl-(含量约为7×104mg/L),低H2S(含量为13.33～43.59mg/m3),低pH值等特点,凝析油含水率为0.76%～12.37%,地层水矿化度约为14×104mg/L。在气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质中,H2S、CO2、Cl-和水是主要的腐蚀物质,在温度为40～60℃、压力为8.5MPa工况条件下,单井集输管道(尤其是出井口150m范围内)出现多次腐蚀暴管、穿孔事件,且不同区域内的管道均有结垢发生。腐蚀因素主要包括介质组分和含量、介质流速和流态、管道材质等。通过对单井集输管道各种腐蚀影响因素进行分析,并对常用防护措施进行比选,综合应用缓蚀剂加注技术、阴极保护技术,以及管道材质优选、材料表面改性和弯头改型技术等防护措施,有效解决了单井集输管线腐蚀穿孔、刺漏问题,为治理高含CO2、Cl-及高流速的"甜性"腐蚀环境下的集输管道腐蚀提供借鉴。     

萨北过渡带和三次加密注水井增注技术的研究应用

大庆油田第三采油厂生产的石油磺酸盐阴离子型表明活性剂LD,具有表面活性强,原料来源广,质量稳定,高温不挥发、低温不结晶,常温下溶解性好,稀释配制方便等特点。为了明确LD型表面活性剂的适应性,首先在室内开展了相关实验,对表面活性剂的各项性能指标进行评价。确定了合理的注入参数,并通过现场实施4口井,取得了良好效果。实施LD型表面活性剂增注后,4口注水井累计增注21417m3,周围20口无措施采油井累计增油3663t,LD型表面活性剂对因原油物性影响的注水井有一定的增注能力,并能较好改善薄差油层和表外储层的吸水动用状况,对解决萨北过渡带和三次加密注水井注入压力高、注入困难的问题具有一定的指导意义。由室内实验及现场实施效果表明,当表面活性剂的注入有效浓度为0.2%,注入半径为20～30m之间时,增注降压效果明显。     

高含长石低孔低渗砂岩油藏酸压体系及工艺优化

黄陵储层延长组长6、长8油藏属于典型低温低压高含长石低孔低渗砂岩油藏,储层改造中需充分考虑构造特征、岩性组成、孔渗性质、温压条件、岩石力学特征和潜在损害因素等,掌握该类储层改造和酸压工艺的影响机理,室内实验优化出一套适用于该储层的前置酸和压裂液体系和前置酸多级加砂压裂配套工艺流程,并进行了软件模拟和现场施工。结果表明,前置酸体系具有溶蚀能力强、损害程度低、水化性能好、易反排、低残渣等优点,易于溶蚀砂岩储层孔隙喉道中的填隙物,且不损害长石骨架结构。压裂液体系配方为0.25%胍胶+0.4%助排剂+0.1%AE1910活性剂+0.3%黏土稳定剂+交联剂0.8%硼砂BS+0.8%APS,满足储层特性和携砂需求。前置酸多级加砂压裂工艺以加砂量20~40m~3,排量1.8~2.0m~3/min,平均砂液比25%~35%,前置液量占总液量比例15%~20%进行施工。该工艺在延长组长6油层探井应用后,单井日产油3.5m3/d,实现了工业油流目标。     

井底污染施工选井模糊决策方法研究

为解决泥浆污染、压裂液污染、水锁伤害、结垢堵塞等气井井底污染问题,川西气田每年都会进行20余井次的井底净化施工,但在对近5年井底净化施工井进行跟踪发现,不正确的选井施工不仅无法取得预期效果,而且浪费了作业费用。针对这个问题,利用模糊决策方法 ,以近3年的井底净化施工效果为基础,采用统计分析的方法,确定不同指标对决策结果的影响权重,并按照其相对比重进行评分:污染类型、井口压力、产量和剩余储量等四项正相关指标的最高分值为5分,一项负相关指标(根据施工成本、施工难度及是否污染储层确定综合评价排名)的最高分值定为-20分,进而形成井底净化选井模糊决策打分表。利用该表对2015年施工的井底净化井进行指导选井及背靠背评价,结果表明,该模糊决策打分系统与气井净化效果符合率达到100%,说明该方法能够有效指导施工选井。     

万花-劳山区长6储层孔隙结构及物性下限研究

万花-劳山区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的东北部,包括下寺湾和南泥湾2个采油厂,长6油层组是该区重要含油层位之一,2个采油厂结合区域储层方面的研究,特别是储层物性下限研究较少。依据岩心、铸体薄片及扫描电镜观察,研究区长6储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,填系物以自生矿物为主,胶结物有方解石、绿泥石等,以孔隙式胶结为主。孔隙类型以粒间溶孔为主,包括少量的剩余粒间孔、粒内孔及微裂缝,孔喉组合为中孔细—微细喉型。孔隙度主要分布区间为7.0%~16.0%,渗透率主要分布区间为0.15×10~(-3)~2.0×10~(-3)μm~2,属于低孔-超低渗储层。利用经验统计法、含油产状法及最小流动孔喉半径法等3种方法,确定了研究区储层物性下限孔隙度为8%、渗透率为0.2×10~(-3)μm~2,检验结果正确率为93.7%,为储量计算、开发生产及后期滚动试油开采提供了依据。     

苏里格气田A区块储层基础物性特征分析

储层基础物性分析对了解气藏、制定气田开发方案及研究气井合理生产制度都至关重要。以苏里格气田A区块实物岩心为基础,依次开展基础孔渗、矿物成分、扫描电镜和高压压汞实验分析,分析储层的微观结构特征。实验结果表明：1）目标区域属于低孔低渗碳酸盐岩储层,非均质性强;2）岩石以脆性矿物为主,黏土矿物质量分数极小（大部分岩石中黏土矿物质量分数小于2.0%）; 3）孔隙以粒间孔为主,孔隙形态多样,纳米级微裂缝少见,填充度不高,缝洞呈现几何式特征;4）最大进汞饱和度差异大,孔喉结构不均匀,分选性差,孔喉半径小且分布广。     

卫城零星气藏精细构造研究

卫城零星气藏为被断层复杂化的中孔、中渗常温常压低凝析气藏,储层物性较好,非均质性较弱,探明含气面积4.44km2,天然气地质储量7.12×108m3,可采储量4.94×108m3。目前,该气藏已进入开发后期,整体上储量动用程度、采出程度均较高,气井低压低产,积液间开,停产井多,井筒结盐、结蜡现象严重,稳产难度大。在区域地质研究的基础上,以各断块结合部为重点研究工区,利用三维精细构造解释技术和构造-测井非线性约束储层反演等技术,分析构造形态,描述储层分布,优选有利目标,形成了复杂断块气顶零星气藏开发研究技术,实现了未动用储量的有效动用和已动用储量剩余资源的有效挖潜。通过精细构造研究,目前共提出5个有力目标区,部署调整井2口,侧钻井3口,实际投产新井3口。3口井当年累计产油1058t,产气504×104m3,当年投入按总投入的1/4折算,为500万元,当年累计创效2118万元,则投入产出比达1:4.2。     

低压低产井净化与排液新技术研究及试验

川西地区已开发的侏罗系气藏进入低压低产阶段,普遍面临井底污染与井筒积液并存的问题。现有的净化剂与泡排剂性能单一,净化后不利于气井顺利返排。常规的净化剂与泡排剂组合使用,药剂用量大,成本较高,同时还会增加井筒积液量,加大气井负担。为此,本文根据气井井底污染机理,提出了净化排液一体化技术新思路,引进了井底净化与排液复合药剂。通过开展室内实验评价,该复合药剂具有降黏、溶解与起泡、携液综合性能,能够有效防止气井井下泡排乳化液形成,提升气井井底污染物净化后返排效果,达到低成本保稳产的目的。通过对气井井筒污染与积液的诊断,优选出8口气井,试验后平均单井油套压差缩小0.3MPa,平均单井产气量增加0.05×10~4m~3/d,取得较好的稳产、增产效果。取样观察返排液较常规泡排返排液更加清澈、流动性更好。     

喇嘛甸油田不同类型储层微观孔隙结构变化特征

储层微观孔隙结构参数是影响水驱开发效果的重要因素。喇嘛甸油田经过30多年的水驱开发调整,储层微观孔隙结构特征发生了一定的变化。通过天然岩心水驱实验及不同开发阶段检查井取心检测数据,研究了长期水驱后不同类型储层孔隙度、渗透率及孔喉半径等物性参数,分析了水驱前后储层微观孔隙结构特征参数的变化规律。统计资料表明,喇嘛甸油田各类油层,长期注水冲刷后,孔隙度值略有增加,但变化率不大,平均只有0.58%。物性好的储层,渗透率增加,但易形成无效循环通道;物性差的储层,渗透率增加幅度小,更差储层由于地层污染、堵塞,甚至存在渗透率降低现象。喇嘛甸油田经过长期注水冲刷,发育较好的厚油层,其孔喉半径、孔喉半径中值一般增加2μm左右;发育较差的薄油层,大喉道半径、喉道半径中值只降低1μm左右。     

曙光油田应用化学技术的现状与展望

曙光油田2009年超稠油产量达到120×104t以上,应用化学技术在油田生产的各个环节得到应用和发展。油层解堵技术中,酸化解堵技术年实施100井次左右,年增油1.2×104t以上;解堵预处理技术年实施30井次,年增油0.9×104t左右;复合解堵技术年实施50井次,年增油8000t。驱油助排技术中,化学助排技术年实施150井次,年增油3.2×104t;CO2三元复合吞吐技术年实施200井次,年增油5×104t。在堵水调剖技术中,高温化学堵水实现了潜山油藏连续4a综合负递减;高温暂堵技术年实施120井次,降低汽窜影响1.2×104t,年增油2.2×104t。防砂技术中,压裂技术年实施20井次左右,年增油8000t以上;井壁防砂技术年实施30井次左右,年增油1.5×104t;高温固砂技术年实施50井次,年增油1.1×104t。原油脱水和水质净化选用了新的化学药剂,效率得以提高。     

川西侏罗系气藏动态特征及开采对策

新场气田上沙溪庙组和马井气田蓬莱镇组气藏是川西气田的两大主力气藏,其气层平均孔隙度7.90%~10.84%,平均砂岩厚度8.70~30.30m,平均含气饱和度45.80%~55.00%,地层压力系数1.36~2.05,平均有效渗透率分别为0.11m D和0.16m D,累计储量丰度分别为3.23×108m3/km2和1.65×108m3/km2,属于典型的低渗致密砂岩气藏,开发难度较大。气藏开采早期压力、产量递减快,压力月递减2.29MPa;气层连通性差,压力传播范围有限,波及半径一般小于300.00m,单井控制储量低,平均3000.00×104m3;低压低产期长,56.13%~75.62%的可采储量是在井口压力低于3.50MPa阶段采出的。在气藏动态分析的基础上,提出了采用非均匀菱形调整井网及老井挖潜转层提高储量的动用;确定气井投产初期的合理工作制度,提高高压阶段的采出程度;低压、低产阶段是气井产气量采出最多的时期,必须高度重视此阶段的措施维护,以提高气藏采收率为目的。     

奈曼油田油水井解堵工艺技术研究及应用

为了解决奈曼油田开发中后期油层堵塞、产量下降、注水压力增高等问题,需要研制高效能的解堵剂和施工工艺。根据岩心溶解实验结果,确定油井解堵剂主体酸液为有机酸,注水井解堵剂主体酸液为多氢酸。通过对大量室内实验数据的分析,优选出黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、防乳化剂、助排剂等助剂的组成成分和配比,形成了油井高效解堵剂和注水井多氢酸解堵剂的基本配方和施工工艺。根据实验优选得到的高效解堵剂配方和多氢酸解堵剂配方,对2口油井和1口注水井进行了现场试验,2口油井有效期内分别累计增油636.7t和356t,注水井由日注17.91m3/d增至24.7m3/d,注入压力由16.8MPa下降至12.5MPa,基本达到了配注要求。试验结果表明,新研制的油、水井解堵剂较好地解决了地层污染和堵塞问题,显著提高了油井产量,注水井达到了降压增注的目的。     

元坝气田地面集输工程污水处理系统优化研究

元坝气田采出水、返排残酸、净化厂检修废水均就近输至污水站(大坪污水站、元坝29污水站)集中处理,不同水质的污水采用单独处理流程。经过半年的生产发现:污水站出水水质波动较大,残酸处理难以达标;药剂投加量大,导致污泥产量大,含水率高;污水汽提效果差,污水中的杂质含量高,经常造成设备堵塞。以元坝29污水站为例,针对运行中存在的问题,开展水处理工艺优化和药剂优选攻关实验,如进行氧化型和沉淀型除硫剂的优选实验。最终选择沉淀型除硫剂ZnCl_2解决残酸处理的难题。净化厂检修废水现场实验表明,通过调整PA.C及PAM的用量,使悬浮颗粒快速下沉,达到了净水的目的。开展污水汽提和污泥压滤工艺优化,通过控制汽提污水的pH值、流量、气液比,确保污水汽提效果;引入污泥脱水减量化装置,有效解决了污泥产量大的难题。     

超稠油复合油层处理剂的研究与应用

曙光油田超稠油油藏的储层物性和原油物性具有明显的"四高一低"特征,即原油密度高、原油黏度高、凝固点高、胶质沥青质含量高,蜡含量低,油藏开发难度大。在开发过程中存在新井首轮"注不进、采不出"的生产矛盾,具体表现为注汽压力高、回采水率低、生产周期短。为提高超稠油油藏新井开发效果,经过对油藏特点、储层特点、原油物性的分析,针对影响新井开发效果的各个因素,最终选用以有机扩散剂、表面活性剂和黏土稳定剂组分形成的复合乳化体系作为复合油层处理剂。在新井注汽前,使用该剂处理油层,从而改善新井首轮吞吐效果。2008～2010年,利用该项技术现场应用112井次,新井吞吐效果得到明显改善。与同类未实施该项技术的新井相比,生产周期延长,油汽比明显提高,周期回采水率得到提高。室内实验及现场应用结果表明,超稠油复合油层处理剂具有使用效果明显、施工工艺简单、药剂成本低廉等特点,适合曙光油田超稠油开发的需要。     

松辽盆地西部斜坡区气田开发特征研究

阿拉新、二站、白音诺勒气田自1991年向齐齐哈尔平稳供气21年,气井一直按需生产,长时间反复开关井,造成年地层压力下降速度和气井生产压差过大.长期超产会使气田见水速度加快,稳产年限缩短,影响气田最终的采收率.为了制定不同气田合理工作制度,重新对阿拉新、二站、白音诺勒气田的历史生产数据进行了分析、计算.根据分析得出的气藏驱动类型、水侵状况,提出了制定气田合理工作制度的建议:阿拉新气田为疏松砂岩气藏,气井易出砂,最大生产压差不宜超过0.15MPa之内,预计稳定生产年限为16a;二站气田生产过程应适时采取排液、改造地层等措施,以利于发挥其潜能,预计稳定生产年限为10a;白音诺勒气田为强水驱气藏,合理控制控制采气速度即合理采气量,采气速度控制在3.0％以内,合理采气量应控制在(2.3～2.6)× 104m3/d,预计稳定生产年限为9a.     

产水气井泡排工艺参数优化研究及应用

泡沫排水采气工艺是川西气田低压低产气井最为普遍的一种稳产手段。但是近几年,泡排药剂量增加速度较快,而稳产效果未能同步提高,与此同时,少数气井井底出现泡排剂乳化现象,影响气井正常生产。为此,通过泡排剂室内实验评价优选及正常油套压差、加注时机、药剂量、药水比例等参数变化关系分析,优化泡沫排水采气工艺施工参数,形成以"少量多次、定实际油套压差"的泡排剂加注方式,改变了过去固定泡排加注周期的方式。泡排工艺参数优化后,在mj-56-63井区共对67口气井开展现场应用及效果评价,实施后,气井仍能保持先前的稳产效果,而且部分井的产气效果更佳;优化后的泡排参数单井加注药剂量降低38%,施工井次减少23%,泡排剂乳化污染井底现象减少,提高了气液分离效果,省去了消泡剂的使用,确保纯净天然气输往终端用户。