涠洲油田回注生产水主要水质指标检测方法改进

涠洲油田生产水成分复杂、多变,现有水质检测方法无法适用,直接影响到生产水超精细过滤处理效果的评估。为了使水质检测结果准确可靠,对悬浮固体含量和含油量2项主要指标的检测方法进行了评价及改进。实验结果表明,水样经超精细过滤后,随着放置时间的延长,悬浮固体含量会大幅升高,建议模拟流程中的温度及压力条件,进行密闭隔氧取样,并在相同环境中进行检测。固相颗粒的存在会导致含油量检测结果偏小,建议检测取水样时,先加盐酸再加水样。     

涠洲油田高温高盐油藏组合调驱技术研究及应用

针对涠洲11-1N油田高温高盐、大井距的特点,研发了以AMPS共聚物为主剂的冻胶与微凝胶SMG组合使用的调驱体系。通过流动性实验评价了冻胶体系的注入性、耐冲刷性,其中成胶液最大注入压力仅1.1MPa左右,静置3天后续水驱8～10PV后,残余阻力系数趋于平稳,说明有较好的注入性和耐冲刷性;微凝胶体系注入压力低于冻胶体系,并表现出了封堵、突破、运移后再封堵、再突破的现象。冻胶与微凝胶SMG的最优段塞组合顺序为低强度冻胶、中等强度冻胶、微凝胶SMG、高强度冻胶,与水驱相比采收率增值达到15.5%。该体系在为涠洲11-1N油田X1井现场应用后,6个月内井组增油1.06万方,预测累增油1.54万方。     

油田公司基层科研创新能力建设管理实践与思考

目前,油田公司基层科研机构创新能力建设在人员结构、创新文化、设施配备、成果转化等方面面临困扰和挑战。南海西部石油研究院钻采工艺研究所在科研创新能力建设中采取了5方面措施:一是实施共同愿景管理,明确发展目标,倡导"三头六必"工作作风,培育开放包容的创新文化;二是探索多维度人才培养机制,因材施教、建立双向培养平台,在解决生产实际问题中锻炼培养人才;三是完善基层科研激励机制,运用竞争机制选拔人才;四是加强科研实验平台建设,探索系统内实验室资源共享利用模式;五是创新服务载体,贴近员工提供日常工作和生活服务,让员工全身心投入科研工作。以上管理措施有效地激发了基层科研人员的创新活力,提升了油田公司的科研创新能力。     

含醇污水预处理工艺研究

针对气田污水含油量高、矿化度高、醇含量高、pH值低等特点,采用氧化/絮凝技术对气田含醇污水进行了预处理研究。通过对氧化剂加量、pH值、混凝剂加量、有机絮凝剂加量及氧化时间的优化,提出了一种新的污水处理工艺。     

海上纳滤水处理技术研究与应用

海水作为海上油田常用注水水源因存在大量成垢离子易导致后期结垢。通过静态配伍性试验、动态配伍性试验及岩心配伍性试验,考察了纳滤海水与RX-1油田地层水的配伍性。试验结果表明:纳滤海水与地层水混合后几乎无沉淀,岩心驱替100 PV,渗透率下降20%以内。矿场试验结果表明:海水经纳滤处理后,水质稳定,Ca~(2+)由366 mg/L降到平均19 mg/L,Ca~(2+)去除率为94%;SO_4~(2-)由2 690 mg/L降到平均4 mg/L,SO_4~(2-)去除率为99%。纳滤装置1 a的应用结果表明:注入端压力平稳,未出现结垢问题。     

南海西部低渗油田注入水源选择配伍性研究

南海西部RX-1油田因衰竭开发导致压力系数下降,急需注水补充地层能量。此文在RX-1油田地层水分析基础上,通过静态配伍性实验、动态配伍性试验及岩心配伍性实验,对4种拟注入水源配伍性进行研究。实验结果表明:地层水自身具有结垢趋势;地层水与海水、生产污水及水源井水配伍性差,混合比例7∶3结垢量最大;纳滤水与地层水混合后几乎无沉淀,岩心驱替100 PV渗透率下降20%以内,能够有效降低结垢风险。     

本源无机凝胶油藏适应性评价及作用机理分析

开发了一种适用于高温高盐油藏深部液流转向的调剖剂——无机凝胶,测试了它的宏观及微观形态、耐温性和黏弹性,评价了它在岩心中传输运移能力及封堵效果。实验结果表明,无机凝胶的密度与水接近,耐温性、悬浮性和注入性良好;无机凝胶具有一定黏弹性,在储层多孔介质内不易发生剪切破坏,易于实现远距离放置及深部液流转向;无机凝胶热稳定性良好,可以在高温环境中保持性能长期稳定,尤其适用于高温高盐油藏。在渗透率为488×10~(-3)μm~2时,无机凝胶在岩心前部区域封堵率为89.89%,中部为64.96%,后部为17.91%。     

海上疏松砂岩储层冲洗解堵技术研究与应用

海上疏松砂岩泥质含量较高,见水膨胀、分散易造成微粒运移伤害。针对南海西部某油田疏松砂岩储层见水后产能缓慢下降问题,通过储层物性、井下管柱及生产动态资料分析,明确其伤害主因为微粒运移堵塞筛管及近井地带的基础上,优化酸性螯合剂,形成冲洗解堵液体系。该体系已现场应用5井次,其中BX-2井作业后油井产能提升6倍,产液量由45 m~3/d增至239 m~3/d,5井次作业日增油100余m~3,累计增油1万余m~3。该技术与常规酸化相比,单井作业成本降低100余万元,且规避了酸化后进一步加剧微粒运移风险,对本油田及本区块类似油田解堵增产,具有很好的借鉴和指导意义。