“堵水+调剖”工艺参数优化和油藏适应性评价——以渤海SZ36-1油田为例

渤海SZ36-1油田具有原油黏度较高、单井注水量较大和储层胶结疏松、非均质性强、渗透率较高等特点,注水开发引起高渗透层岩石结构破坏、突进现象严重,亟待采取液流转向措施。以注入压力、含水率和采收率为评价指标,开展了"堵水+调剖"联合作业增油降水效果及其影响因素的实验研究。结果表明:堵水剂优化组成为"4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水亚硫酸钠",堵水剂段塞优化组合为"0.05 PV前置段塞(淀粉4%)+0.025~0.075 PV堵水剂+保护段塞0.025 PV(淀粉4%)+顶替段塞0.05~0.10 PV(聚合物溶液,C_P=1 500 mg/L)",调剖剂溶液的组成和段塞组合为"0.05~0.10 PV调剖剂(Cr~(3+)聚合物凝胶,C_P=3 500 mg/L)"。随着储层非均质性和原油黏度的增大,采收率增幅增加,这表明"调剖+堵水"联合作业措施具有较强的油藏适应性。     

非均质岩心调堵结合技术室内实验

为了研究调剖堵水顺序和调剖堵水时机对提高非均质岩心采收率的影响,选择1种堵水剂和强度不同的2种调剖剂作为研究对象,利用双层非均质岩心模型物理模拟实验,设定3种不同的调剖堵水顺序和7种不同的调剖堵水时机。研究结果表明,先调剖后堵水起到了很好的调堵效果,与先堵水后调剖以及同时调剖堵水相比,采收率增加幅度更大,强胶体系最终采收率为69.26%,弱胶体系最终采收率为64.94%。研究调剖堵水时机时发现,调剖与堵水间隔时间越长降水增油效果越好,且调剖堵水结合的最佳时机为调剖后水驱至0.5倍孔隙体积进行堵水,继续增加水驱时间采收率不再增加。     

井网类型对"堵/调/驱"综合治理效果的影响——以渤海LD5-2油田为例

LD5-2油田具有储层厚度大、平均渗透率高、非均质性强和原油黏度高等特点,长期注水开发加剧了储层非均质性.为了遏制水驱开发无效循环、提高油田开发效果,以渤海LD5-2油田为例,通过室内大尺寸岩心模型,开展了"调剖+调驱+驱油"措施组合与井网类型适应性实验研究.结果表明:与直井井网相比较,水平井井网注入井渗滤面积较大,注入压力较低,调剖剂难以进入中、低渗透层,措施后中、低渗透层吸液压差增幅较大,后续微球和高效驱油剂吸入量较多,扩大波及体积和提高洗油效率效果较好,采收率增幅较大;与水平井布置在中渗透层井网相比较,水平井贯穿高、中、低渗透层井网时,调剖剂可以更多进入中、高渗透条带,发挥宏观液流转向作用,促使后续调驱剂和高效驱油剂转向进入低渗透层,发挥深部调剖和原油降黏作用,采收率增幅较大.由此可见,"调剖+调驱+驱油"措施组合可以形成协同效应,进而可以取得更好增油降水效果.     

普通稠油油藏组合式提高采收率技术—以渤海SZ36-1油田为例

以渤海SZ36-1油田油藏地质特征和流体性质为研究对象,以黏度和采收率为评价指标,开展了调驱剂、封窜剂和冷采剂筛选和基本性能评价,进行了调驱、封窜、冷采以及"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞组合措施增油效果物理模拟。结果表明,封窜剂(改性淀粉类,主剂浓度80000 mg/L,辅剂浓度2150 mg/L)较调驱剂(Cr3+聚合物凝胶,聚合物浓度4000 mg/L,聚合物与Cr3+质量比180∶1)具有良好的抗稀释和抗剪切性,按油水体积比1∶5将冷采剂与原油混合后会形成油内相、水外相(O/W)乳状液,促使原油黏度降低(黏度为540 m Pa·s的模拟原油经冷采剂乳化后的黏度降为3.4 m Pa·s),渗流阻力减小。随岩心非均质性增强,水驱采收率减小,"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞组合措施的增油效果提高,两个措施间采收率增幅差值增加,表明封窜剂转向作用效果增强,促使后续冷采剂更多地转向进入中低渗透层,原油降黏范围增加,作用效果增强。在高、中、低渗透率分别为6000×10-3、2000×10-3、200×10-3μm2的非均质岩心上,单独调驱、封窜和冷采、"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞措施的提高采收率分别为25.5%、33.9%、6.1%、30.4%、39.9%,"封窜剂+冷采剂"复合段塞的液流转向效果较好,采收率增幅较大。     

胜利油田纳米级微球调驱低渗透油藏成效显著

针对三采过程中各类堵剂在中低渗透油藏调剖存在的难题,胜利采油院科研人员研发出纳米级聚合物微球体系．并在滨南油田开展了调剖试验．增油效果显著。此前常用的各类堵剂在中低渗透油藏调剖存在2个难题：一是颗粒类堵剂尺寸大,无法进入地层深部：二是聚合物类凝胶冻胶类堵剂在高温高盐的作用下易降解,有效期短,因此低渗透油藏调剖堵水技术一直是制约低渗油藏开发效果的瓶颈。     

渤海稠油油藏“调剖+乳化降黏”技术研究及矿场试验效果

渤海地区稠油资源量巨大,但受原油黏度高和储层非均质性严重等不利因素的影响,水驱开发效果较差。为使稠油乳化降黏技术在渤海稠油开发中发挥作用,以LD5-2油田储层和流体为实验对象,开展了稠油油藏"调剖+乳化降黏"技术研究及矿场试验效果分析。参考前期室内物理实验模拟结果,获取数值模拟关键输入参数,包括稠油降黏剂浓度、段塞尺寸和调剖剂段塞尺寸,通过正交试验方案模拟得到注入参数对稠油降黏剂增油降水效果影响的顺序,优化矿场试验方案。结果表明,注入参数对稠油降黏剂增油降水效果影响的主次顺序为:稠油降黏剂段塞尺寸调剖剂段塞尺寸稠油降黏剂药剂浓度。综合物理模拟和数值模拟结果,B15井组"调剖+乳化降黏"措施中,最佳降黏剂(非离子表面活性剂)加量和段塞尺寸为:1600 mg/L和0.08 PV,调剖剂药剂组成为:cp=4000 mg/L、聚∶Cr3+=180∶1,段塞尺寸0.03 PV。按该参数组合施工,预计累计产油量62.89×10~4m~3,累计增油量5.61×104m3,采收率增幅3.06%。矿场试验取得明显增油降水效果,截至2017年8月27日,净增油6906.4 m~3。图5表6参17     

大剂量多段塞深度调驱技术

为改善注水井吸水剖面和油井产液剖面,基于调剖堵水"2+3"理论提出了大剂量多段塞深度调驱技术。对堵剂的选择性堵水作用、渗透率对注入压力的影响、堵剂的耐冲刷性和可动性进行了室内实验,制定了堵剂施工段塞设计以及堵剂粒径的选择方案。实验表明,注入大剂量、低浓度、多段塞的体膨性堵剂可达到堵水和驱油的双重作用。在平方王油田滨17块进行了2口井的大剂量多段塞深度调驱技术试验,调剖后平均日注入量为86.5 m3,平均注水压力提高了3.5 MPa,对应10口油井有5井次见效,见效初期日增油17t,取得了较好的增油效果,对进一步提高大厚层区块的调驱效果及进行多轮次调剖技术工作提供了借鉴。     

埕东油田西区南块多轮次重复堵调实践与认识

埕东油田西区南块从１９８０年就开展了堵水调剖工作，经过十几年的探索与实践，堵调工艺经历了油水井单井堵水调剖、区块整体堵水、区块整体封堵大孔道和以堵调工艺为主要措施的控水稳油阶段。经多轮次重复堵调，该区预测可采储量和采收率分别增加７６．８４２×１０４ｔ和１４．２３％，在堵剂开发和应用工艺等方面也获得了有益经验。     

化学堵水剂在油田生产中的应用

针对油气井见水早造成注水井波及系数降低及投资费用增加等方面的危害,分析了选择性堵水调剖剂和非选择性堵水调剖剂的特点及其在油田实际生产过程中应用情况,选择性堵水剂是利用油和水、出油层和出水层之间的性质差异来实现选择性堵水的;非选择性堵水技术则主要用于封堵单一水层或高含水层。文章还总结了化学堵水调剖的应用效果,展望了堵水调剖的发展前景。     

渤南低渗油田调剖技术研究

渤南油田是我国低渗油田中较典型的高压低渗油藏,区块整体堵水调剖在这类油藏的应用尚属国内首例。文中研究并选择适合渤南低渗油田的调剖剂,设计合理的施工方案,并评价实施调剖技术后的效果,认为近井增注,远井调剖的系列调剖剂,适合于渤南油田这类低渗透油藏。     

塔中油田KC1/聚合物"轻泥浆"的研究与应用

"轻泥浆"的低密度、低固相含量和良好的剪切稀释性对于提高钻速有直接作用,不仅对提高钻速有很好的效应,而且可为现有各项优快钻井技术提供一个优化集成的平台,以使它们能更好地发挥作用.利用三轴应力实验装置研究了地层岩石与不同钻井液作用前后的力学性质及强度变化,计算对比了岩石与不同钻井液作用前、后的地层坍塌压力,最后确定了地层坍塌压力当量钻井液密度的降低值.应用该方法,通过优选抗高温(150℃)聚合物和防塌剂,改进聚合物钻井液的封堵能力、流变性和抑制性,降低地层的坍塌压力,即降低钻井液密度,形成了KC1/聚合物"轻泥浆"体系.该技术在TZ721-5井得到了成功应用,使机械速度提高了20%以上.     

靖安油田储层"上水下油"现象分析

针对靖安油出现的“上水下油”这种旬特的油层分布现象,利用测井、录井、江片和压汞等资料进行了综合研究,分析了“上水下油”的沉积意义与形成机理,并对此现象进行了流体力学意义上的研究,指出“上水”现象是由于渗透率低,束缚水饱和度高造成的,在试 中不可能产液。     

“零电位”水基钻井液体系

针对塔里木油田深井、超深井上部地层泥页岩水化膨胀阻卡,下部地层温度高,常规水基钻井液性能调控、维护困难等问题,通过优选阳离子抑制剂CPI、阳离子包被剂CPH-1和CPH-2、阳离子降滤失剂CPF-1和CPF、阳离子封堵剂CPA等,形成了一套"零电位"水基钻井液体系。该体系阳离子浓度可达8 000 mg/L,其黏土颗粒的Zeta电位可达-10 m V左右,稍高于原地层条件下岩屑颗粒的Zeta电位,从而阻止电荷迁移,稳定井壁;在1.0~2.3g/cm3密度范围内,在80~180℃下,在很少处理剂加量下,体系均表现出良好的流变性和降失水能力;能抗20%盐、2%钙和5%黏土污染。该钻井液在塔里木油田已应用20余井,由钻井液引起的事故与复杂损失时间相比于传统水基钻井液减少10.2%,机械钻速提高14.9%,钻井周期缩短9.8%,为深井安全、快速、高效钻井提供了新的钻井液体系。     

川气东送管道模拟仿真软件研发

随着川气东送管道工程等国家重大天然气管道工程的启动,研发具有自主知识产权的管道模拟仿真软件势在必行。以“川气东送”工程为背景,采用连续性方程、动量方程、能量方程、SHBWR真实气体状态方程建立了较真实反映管内气体流动的静、动态数学模型,并分别采用四阶龙格-库塔法及隐式中心有限差分法进行数值求解;分析给出了管道多种工况及静（动）态调峰能力计算、动态预测模型。在以C++builder 6.0为开发工具,有机地吸取工控软件与计算软件各自的优势,及数据库、图形化编程理念的基础上,编制了川气东送管道模拟仿真软件。利用TGNET软件及设计资料,完成了软件部分核心程序的验证,并分析了计算结果。实践证明,软件可信程度高,具有较高的工程应用价值。     

油管“示功图”与井下泵工况的关系研究

传统的测试井下泵工况的做法是在悬绳器夹板之间测取光杆示功图，由于波动的影响使 得该图形与井下泵的载荷位移关系图差别较大，给井下泵工况的诊断工作带来困难。本文采用从油管悬挂器以下测取油管“示功图”对井下泵的工况进行分析，经分析认为，利用油管“示功图”可以更真实地反映井下泵的工况特性。     

学习《职业病防治法》搞好石化系统职业病防治工作

对《职业病防治法》中的有关章、节进行了分析和论述,并对如何贯彻执行《职业病防治法》提出了具体落实方法。     

使用“M溶剂”提取阿维菌素技术的研究

通过"M溶剂"提取阿维菌素技术的研究和应用,在提取工艺中借鉴中药有效成分的超声波提取法,取消了菌丝体干燥的步骤,杜绝干燥菌丝体产生异味,该项目应用于生产,可显著提高提取工作效率,节约能源,达到节能降耗,保护环境,降低生产成本之目的。     

金湖凹陷烃源岩"浅熟"原因探讨

苏北盆地金湖凹陷古近系烃源岩具有"浅熟"特征.从烃源岩成熟度指标、古温标测试数据等出发,在三垛组地层剥蚀厚度恢复和热演化史分析的基础上,对金湖凹陷烃源岩"浅熟"原因进行了初步探讨.分析认为特殊的埋藏历史是造成该区隆起带和外斜坡烃源岩"浅熟"的根本原因,三垛末期抬升运动是造成烃源岩热演化程度偏低的主要原因,而并不是"低熟油"或"未熟生烃".     

应当重视外防腐涂层维护周期的研究

在防腐涂层的使用中,人们习惯上关心的是涂层的使用寿命,即涂层从投入使用到完全失去保护功能的时间段,由此导致了涂层对基材不能实现最有效最经济的保护.文章介绍了外防腐涂层失效的主要表现形式,并对涂层失效的原因进行分析,提出了外防腐涂层维护周期的概念以及研究涂层维护周期的两种方法,建议在防腐涂料的使用中逐步用涂层的维护周期替代使用寿命.     

页岩气“三元”成藏模式初探

页岩气藏本质上是游离气和吸附气处于动态平衡状态下以泥页岩为储集层的特殊类型的天然气藏.页岩层缝洞孔隙中的游离气在保存条件不佳的情况下容易散失,游离气和吸附气的动态平衡决定了吸附气也会转变成游离气而散失掉.多年的页岩气勘探实践证明,并不是具有巨厚的暗色泥岩层就会形成页岩气藏,页岩气成藏需要3个必要的成藏要素,即气源层、储集层和保护层.三者的有机组合共同组成页岩气的“三元”成藏模式.中国页岩气尚处于初期勘探阶段,存在许多待突破的难题.随着科学技术的进步,中国页岩气的勘探和开发一定会在不断探索中取得更大的成绩.