海上高含蜡油田井筒清蜡周期预测图版建立及应用

渤海部分高含蜡油井投产后面临比较严重的井筒结蜡问题，现场作业人员一般根据生产经验确定清蜡周期，导致准确度低、清蜡作业成功率有限。根据海上油井生产管柱特征，以Ramey温度场计算数学模型为基础，结合井筒结蜡速率模型计算得到了井筒结蜡剖面，推导建立了电潜泵井清蜡周期预测方法，并进一步绘制了某油田A区块清蜡周期和清蜡深度预测图版。结果表明，清蜡周期随产液量的下降呈幂函数形式变短，随含水率增加呈指数函数形式增加。根据清蜡周期预测图版，预测3口井的清蜡周期分别为11 d、15 d、46 d，实际清蜡周期分别为8 d、12 d、39 d，预测结果与实际基本吻合。该方法同样适用于陆地油田自喷井确定清蜡周期和清蜡深度，对高含蜡电潜泵井、自喷井及时制定清防蜡措施具有借鉴意义。     

水平井化学机械组合堵控水工艺及管柱分析

筛管完井方式下的水平井出水治理一直是油田开发生产中的难点。常用的化学堵水工艺成功率低,中心管柱控水能力有限且有效期短。综合考虑化学堵水与中心管柱控水的特点,提出一种集成ACP环空化学封隔、定点化学封堵、中心管控水3种工艺技术于一体的堵、控水新工艺。针对目标井实际情况改进工艺管柱,可利用一趟管柱实现ACP管外化学环空封堵分段,化学堵剂定点封堵及中心管控水的组合治水方式,既能大幅降低现场作业时间及成本,又能有效确保工艺效果。现场试验效果显著,有效期超过8个月。     

渤海注聚油田储层堵塞、产液下降机理分析及调整措施

渤海X油田位于渤海辽东湾北部海域,属于疏松砂岩油藏,且原油胶质、沥青质含量高。目前,该油田注聚区受效井日产油626m~3,日产液5707m~3,含水89%。在生产中发现,老受效井已经出现"产出端堵塞严重,产液下降严重"等问题,一直干扰油田产量指标的完成。针对该问题,本研究在整体分析X油田驱油剂、地质类型、地层压力的基础上,跟踪了每口产液下降井的生产动态资料并筛选出同时期产液下降较严重的井,利用显微镜观察、抽提物检测分析、固体组分检测分析等实验方法综合分析了堵塞物成分,总结出了堵塞及储层伤害机理,并提出了相应的解决思路。研究发现,原油胶质、沥青质、少量聚合物包裹在出砂微粒周围,乳化增粘又加重疏松砂岩出砂程度,形成大量粘塑性油砂颗粒堵塞地层;同时,残酸中的Al~(3+)或Fe~(3+)等高价离子,形成了铁盐、铝盐、氟化物等无机垢沉淀堵塞地层,即出砂和结垢是导致堵塞的根本原因。在明确临界流速、生产压差的同时,针对疏松砂岩做好深部稳砂,实施"有机无机交替解堵+化学固砂"的措施,防止砂粒解堵后再次运移、延长解堵有效期的解堵思路。     

海相页岩与陆相页岩微观孔隙结构差异——以川南龙马溪组、鄂尔多斯延长组为例

目前工业化开采的页岩气资源主要来自海相沉积地层,但是陆相页岩气的勘探开发也已取得了重要突破。而海相页岩与陆相页岩的沉积环境不同,其对应的岩石孔隙结构也会存在一定的差异。因此以川南下志留统龙马溪组海相页岩和鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段陆相页岩为研究对象,采用聚焦离子束扫描电镜定性观察页岩微观孔隙结构,结合低压氮气吸附法和高压压汞法定量表征页岩微观孔隙结构,对比海相页岩与陆相页岩微观孔隙结构及其影响因素。结果表明:(1)龙马溪组海相页岩基质中粒间孔隙主要以颗粒边缘孔的形式存在,可见少量粒内溶孔和晶间孔,发育大量气泡状和线状纳米级有机孔;(2)长7段陆相页岩内部含较多的片状黏土和云母片间的狭缝型孔隙,有机孔发育较少,且多为干酪根演化生烃后残留的数百纳米到数微米的宏孔;(3)3~30 nm的孔隙对总孔隙体积贡献最大;(4)龙马溪组页岩微孔、细中孔和微米级宏孔占比远高于长7段页岩。分析认为:龙马溪组海相页岩由于脆性矿物含量、热成熟度和有机质丰度都较长7段陆相页岩高,整体上龙马溪组页岩的孔隙度和氮气吸附孔体积均远远大于长7段页岩。     

海上稠油油藏“调驱+热采”提高采收率实验研究

渤海稠油油藏具有原油黏度高、油层渗透率高和非均质性严重等特点,常规注水开采时油井产能低,开发效果差,亟待采取强化措施来改善水驱开发效果。以油藏工程、物理化学和热力学等理论为指导,以仪器分析、化学分析和物理模拟等为技术手段,以渤海NB35-2油藏储层地质和流体为实验平台,开展了调驱、热力采油和"调驱+热力"联合作业增油效果实验研究和机理分析。结果表明,与采用蒸汽发生器向岩心内注入高温高压蒸汽的实验方法相比,通过在岩心中不同区域饱和不同黏度原油来模拟热流体注入即热采过程,不仅能够更好地模拟热采过程中储层内原油黏度分布,而且技术简单。与单独热采或调驱措施相比较,"调驱+热采"联合作业增油效果较好,并且采收率增幅大于二者之和,产生了协同效应。"调驱+热采"联合作业优化工艺参数:Cr~(3+)聚合物凝胶段塞尺寸范围为0.025PV~0.075 PV,C_P为1 200~1 600 mg/L,m(聚):m(Cr~(3+))=(180:1)~(270:1)。热流体作用范围小于3/10注采井距,作用范围内原油黏度50~120mPa·s。     

渤海油田分层注水井电缆永置智能测调关键技术

为了解决渤海油田常规分层注水中单井测调占用平台时间长、测调效率低，以及水平井和大斜度井适应性差等问题，研究了分层注水井电缆永置智能测调技术。将温度、压力、流量等测试单元集成于智能测调工作筒中，以电缆为传输电能和数据的介质，实现地面控制多口井、多层水嘴的连续开关，实时监测井下数据，形成了一套适用于海上油田的智能测调技术。38口井的应用实践表明，采用分层注水井电缆永置智能测调技术可大幅提高测调效率，缩短作业时间和减小作业空间，解决海上大斜度井、水平井测调难题。研究认为，该技术可为渤海油田经济、高效开发提供支持。      

基于含聚污水处理的强化混凝技术优化与试验研究

针对海上油田聚合物驱产出液处理所面临的设备处理效率低、药剂加药量大等问题,以海上终端处理厂含聚采油污水处理工况为研究对象,利用自主设计的强化混凝试验装置,开展混凝技术处理含聚污水的工艺优化研究,以期提高含聚污水处理效率,节省药剂使用量。研究结果表明,含聚采油废水与其配用的清水剂存在一个最适宜的混合程度,现场条件下通过添加管道混合器、增设弯管及提升流速来增加混合强度可以有效提升污水处理效果,但随混合强度继续提升会使生成的絮团打散,从而降低清水剂的净水效果。     

LD27-2油田稠油油藏蒸汽吞吐中后期注采参数优化研究

蒸汽吞吐是稠油油藏开发的最有效措施之一，但是对于海上油田的特殊条件，在进行蒸汽吞吐3~4轮后，即意味着进入蒸汽吞吐中后期。此时，如何调整注采参数，是海上稠油油藏高效开发的关键。针对LD27-2油田稠油油藏的开发特点，在地质建模和高度历史拟合的情况下，对LD27-2油田稠油油藏开发状况进行多轮次预测；基于生产历史拟合的油藏数值模型，开展了不同蒸汽干度、注汽强度、注汽强度递增等条件下A22H井和A23H井蒸汽吞吐至开采至10年的油藏数值模拟，明确不同注采参数的影响规律，优化了LD27-2油田稠油油藏蒸汽吞吐中后期注采参数。     

明珠号生产污水处理流程优化与效果分析

根据明珠号FPSO污水处理流程的实际情况和操作要求,在节约费用和利用现场有限空间的基础上,提出合理的优化办法,有效利用除油水舱舱容,改变加气浮选器和核桃壳过滤器的部分流程,使处理流程更加合理,更好地满足油田生产的需要。     

海上油田含聚合物污水水质对储层保护技术的影响

研究含聚合物(含聚)污水水质对储层的伤害为确定含聚污水回注储层的可行性提供了依据。以渤海绥中36-1油田含聚污水为例,利用偏光显微镜、扫描电镜、核磁共振仪等,通过岩心动态损害实验分别对污水中的乳化油、悬浮物和产出聚合物浓度及粒径中值进行了评价,分析了含聚污水回注对储层的伤害机理。结果表明,含聚污水中油、悬浮物、聚合物三者的协同作用是主要伤害源,且对储层的伤害程度随着单一水质指标的增大而增加;由于聚合物分子的吸附聚集作用而形成高强度的可变形团状集合体,是造成岩心孔隙喉道堵塞的关键因素;含聚污水进入储层对孔喉的堵塞形式是优先堵塞大-中孔喉,并逐步由内滤饼向外滤饼的堵塞形式转化。优化含聚污水水处理工艺及现行加药方式,是解决含聚污水处理问题的关键。