安塞油田长6油藏井网适应性研究

安塞油田长6油藏不同区块之间、同一区块不同建产单元采取不同形式的井网。随着开发时间的延长，采用不同井网形式开发的区块出现不同开发特征，笔者通过对比正方形井网、菱形井网、矩形井网的的采油速度，油井利用率，最终采收率，相同含水条件下采油速度等指标进行对比，进而评价不同井网的适应性。并分析了影响井网适应性的主要原因，对下步老区加密、产建扩边井网选择提供依据。     

安塞油田长6油藏离子匹配水驱技术研究与应用

离子匹配水驱技术是注入流体与储存流体发生离子交换,相同矿化度条件下,岩石矿物中的Ca^2+可以被Na^+交换,从而强化原油、水、储层间的微观相互作用机制,通过注入介质与原油极性基团、地层水离子、黏土矿物精确匹配,增加油、水、岩石之间的界面斥力,使油膜易于剥离而提高驱油效率。该技术在安塞油田长6油藏首次应用并已取得初步效果,且根据流体性质监测结果及油井生产动态证实了多组分离子交换导致原油脱附这一理论。     

安塞油田表面活性剂驱油体系室内研究

考察了阴离子-非离子型表面活性剂体系SKDAS的界面张力、乳化能力、吸附性能、配伍性能、降压增注能力,并进行了室内驱油实验。结果表明,0.1%数0.9%的SKDAS与安塞油田原油的最终界面张力维持在10-3m N/m数量级。在矿化度为10数90 g/L时,0.5%的SKDAS矿化水溶液与原油之间的界面张力均在10-3m N/m数量级,耐盐性较好。其对原油具有较强的乳化能力,且加量越大,乳化能力越强。0.1%数0.5%SKDAS溶液在油砂中的吸附量为0.11数0.14 mg/g。SKDAS和安塞油田清水、采出水配伍性良好。当SKDAS质量分数由0.3%增至0.7%时,可在水驱基础上提高采收率10.41%数12.84%,能满足安塞油田表面活性剂驱油的要求。     

安塞油田长10油藏注气开发方式研究

安塞油田长10油藏是近年发现的新层系油藏,其天然能量不足,自然能量开发递减大,室内水驱油实验评价注水补充能量开发效果不理想,现场注水开发试验过程中暴露出注水井注入压力高,部分注水井注不进的问题。根据长10油藏特征,通过室内试验、油藏数值模拟及油藏工程研究,优化出安塞油田长10特低渗透油藏注干气合理的注气方式、气水交替驱段塞尺寸、注入时机等技术政策,指导了长10油藏注气开发试验,积极探索了鄂尔多斯盆地特低渗透油藏补充能量开发的新方式。     

一种阴／非离子复合型表面活性剂的性能研究

开发了一种低成本的阴/非离子复配型表面活性剂GBSG-1,并评价了该表面活性剂体系的性能。结果表明:在80℃、矿化度50000 mg/L、二价离子(Ca2+、Mg2+)含量2000 mg/L的情况下,油水间的界面张力可达10-3mN/m数量级。同时该表面活性剂体系具有较好的乳化能力,按体积比6:4将浓度为3 g/L的CBSG-1溶液与王瑶原油混合均匀后在80℃恒温静置12 h后的油水体积比为8:2。该体系具较强的抗吸附性,浓度为3 g/LCBSG-1溶液在岩心上的吸附量最大,为0.35 mg/g砂,吸附7 d后,油水界面张力仍可以保持在10-3mN/m超低数量级。驱替模拟实验说明:该表面活性剂驱油体系可在水驱基础上使渗透率95.2×10-3μm2的低渗透率岩心提高采收率12.7%。该体系可满足长庆油田部分高温、高矿化度及低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

两种油田用阴-非离子表面活性剂PDES和ODES的性能

为揭示不同结构表面活性剂的性能特征,对棕榈酸二乙醇胺聚氧乙烯醚磺酸盐钠(PDES)和油酸二乙醇胺聚氧乙烯醚磺酸盐钠(ODES)两种磺酸盐型阴-非离子表面活性剂的表面活性性能进行了研究。结果表明:DPES和ODES溶液的临界胶束浓度ccmc分别为1.14×10-3、6.67×10-4mol/L,相对应的表面张力γcmc分别为38.40和35.68 m N/m;随着温度和矿化度升高,ccmc逐渐减小,γcmc逐渐降低。DPES和ODES的Krafft点均低于常规阴离子表面活性剂,分别为17℃和14℃,浊点均大于110℃,溶解性好,具有优良的抗高温性能。质量分数0.5%的PEDS和ODES在Na+浓度为100 g/L或Ca2+浓度为4 g/L的矿化水溶液中均未出现沉淀,表现出了极强的耐盐性能。     

一种阴/非离子表面活性剂的静态吸附实验研究

研究了阴/非离子两性表面活性剂SHSA-01在S7净砂以及单矿物上的静态吸附规律,采用紫外分光光度法测定吸附前后溶液浓度变化。结果表明,石英石最大吸附量为0.813 mg/g左右,表面活性剂在几种矿物吸附量大小顺序为:石英石钾长石方解石伊利石绿泥石。储层中黏土矿物的含量决定了表面活性剂的吸附程度,沙7净砂对SHSA-01的吸附量随浓度的增加而增加;矿化度越大,吸附量越小;表面活性剂在储层砂上的静态吸附量均随浸泡时间的延长而增加,24 h后吸附量增加相对缓慢。聚合物62210的加入有利于降低SHSA-01的吸附损失,且降低程度较大。     

浅析安塞油田长6油藏精细分层注水开发效果

本文对安塞油田长6油藏进行的精细分层注水的效果进行分析,以期为今后的开发提供借鉴。     

安塞油田长6油层深盆油初探

方法 借鉴国外深盆油气勘探开发的成功模式，对陕甘宁盆安塞油国进行了“深盆油”的初步研究工作。目的 重新认识和评价那些废弃的区带和层系，寻找深盆油气藏。结果 通过对安塞油田的沉积背景、储怪特征和渍水分布的分析，认为安塞油田长６油层内油水分布较为复杂，在横向连续储层内，可出现油水关系倒置现象的深盆油圈闭，从储层角度看，属非均质低渗透相对圈闭油藏；从深盆油气观点看，属一种动态的圈闭油藏。结论 安塞油田深     

耐温抗盐阴-非离子表面活性剂研究及应用

针对江汉油田高温高盐稀油油藏条件合成了SH系列阴-非离子表面活性剂C₁₂H₂₅O（CH₂CH₂O）_nCH₂CH（OH）CH₂SO₃Na,n值分别为5⁹时对应SH01^SH05。室内评价了该系列阴-非离子表面活性剂的界面活性和耐温抗盐性能,用物理模拟方法评价了阴-非离子表面活性剂的驱油性能。研究结果表明,所合成的阴-非离子表面活性剂具有较强的耐温抗盐能力,随温度的升高或矿化度的增加,油水界面张力更低;在高矿化度（300 g/L）、高温（84℃）下,0.3%的表面活性剂SH03溶液与钟市模拟油间的界面张力能降到10^-3mN/m超低数量级;物模驱油实验表明,在水驱基础上（采收率52%左右）,注入0.3 PV、质量分数0.3%的SH03溶液可提高采收率6%,注入0.3PV的0.3%SH03+0.3%SMG复合体系可提高采收率12.1%。在钟市油田钟10-5井区开展的表面活性剂矿场先导试验见到增油效果。图4表4参9     

安塞油田长6油层酸敏性研究

研究了安塞油田长6油层对盐酸、磷酸、乙酸的敏感性。通过油层天然岩芯室内试验,得出了油层对不同酸液的敏感性,分析了产生不同敏感结果的机理。本文还采用了对比压汞曲线的方法来了解酸敏结果。     

耐温抗盐阴-非离子表面活性剂SH乳化性能研究

针对江汉油田高温高矿化度的特殊情况,研究了阴-非离子表面活性剂SH在不同矿化度、温度、搅拌时间和质量浓度下,原油的乳化能力和乳化稳定性,并通过地层岩心研究了SH与原油形成的乳状液的封堵能力。结果表明,SH在温度为85℃、矿化度为27.7×104 mg/L情况下能与原油快速乳化,乳化后能快速破乳;当SH质量浓度为1000mg/L时,乳状液的类型由水包油向油包水型转变,当质量浓度达到10000mg/L时,乳状液的类型全转变为油包水型;SH形成的乳状液粒径大,有一定的封堵高渗层调剖作用,在高温高盐油藏有较好的适用性。     

姬塬油田长6油藏富集规律研究

鄂尔多斯盆地延长组沉积时为一大型内陆淡水湖盆,长6沉积时湖盆开始收缩,物源供给充足、砂体发育,是中生界主要的储集体之一.随着姬塬油田近年来快速高效建产,长6油藏目前已成为主力建产层位,具有良好的开发前景,是实现储量良性接替的重要资源基础.     

华庆油田长6油藏储层特征研究

华庆地区位于陕西省吴旗县白豹乡和甘肃省华池县乔河乡境内,面积约1670km2,属黄土塬地貌。白153～白155井区位于华庆油田东部,构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的南部,总体为一西倾单斜,倾角不足1°。本区自上而下钻遇地层有第四系,第三系,下白垩统志丹组,侏罗系安定组、直罗组、延安组和富县组,三叠系延长组。主要含油层系为三叠系延长组长4+5、长6、长8等,其中长6油藏为目前华庆油田主要开采的产油层位之一。本文从沉积特征,岩矿特征,物性特征,非均质特征等方面综合研究了本区的储层特征。     

安塞油田长6油层注采调整技术

安塞特低渗透油田主要是长6油藏经过连续三年的综合治理,综合递减连续逐年下降,老井持续保持稳产。在此基础上,根据其储层特征及开发实践,总结、提出了安塞油田注水开发的主要注采调整技术,即早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、注水剖面调整、产液剖面调整等,从而提高了单井产能及最终采收率,提高了整体开发效益。     

油田用非离子型及阴-非离子型表面活性剂的应用进展

简述了国内外油田用非离子、阴-非离子表面活性剂的研究现状,介绍了非离子、阴.非离子表面活性剂在油田中应用进展,并探讨了两种表面活性剂与其它类型表面活性剂复配的应用前景.     

非离子表面活性剂对阴/阳离子复配表面活性剂性能的影响

以十六烷基三甲基氯化铵、烷基磺酸钠、非离子表面活性剂等为原料,制备了阴/阳离子复配表面活性剂(记为CAN),以TX-10和MOA-15为非离子表面活性剂时分别记为TCAN和MCAN。采用界面张力测试、乳化性能测试和室内岩心驱替等方法,研究了非离子表面活性剂对CAN性能的影响。实验结果表明,TX-10和MOA-15均可提高CAN的溶解性。MCAN在地层水中的溶解性更佳,浊度较低。随非离子表面活性剂含量的增大,CAN的油水界面张力呈先减小后增大的趋势。随CAN含量的增大,油水界面张力呈急剧减小后趋于平缓的趋势。TCAN降低油水界面张力的性能较MCAN好。CAN的耐盐性为70 g/L,耐Ca2+达5 g/L,抗油砂吸附性能基本满足要求。TCAN的乳化性能和驱油效率均好于MCAN,且随岩心渗透率的增大,TCAN驱油效率的增幅比MCAN大。     

S7断块驱油用阴/非离子表面活性剂性能评价

针对S7断块低渗透油藏特征,开发出驱油用阴/非离子表面活性剂SHSA-JS,并对其进行性能研究。结果表明,在温度为83℃,SHSA-JS溶液浓度窗口为0.05%~0.6%,注入水矿化度为1 000~25 000 mg/L、二价离子(Ca2+,Mg2+)含量为2 410 mg/L的条件下,SHSA-JS可使油水界面张力达到10-2mN/m数量级;储层净砂和石英砂对0.3%SHSA-JS溶液的静态吸附量分别为4.50 mg/g和0.32 mg/g;静态洗油效率在41.8%以上,0.3%SHSA-JS溶液注0.4 PV孔隙体积后可在水驱基础上平均提高采收率7.71%。该表面活性剂可满足S7断块低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

安塞油田坪桥地区长6油层组储层沉积相研究

以岩心和测井分析资料为基础,通过对安塞油田坪桥地区长6油层组的泥岩颜色、岩性特征、粒度分布、沉积构造、生物化石及测井相分析的研究,确认该工区长6油层组为三角洲前缘亚相沉积,将其进一步划分为水下分流河道、河口坝、河道侧翼、分流间湾、水下天然堤、前缘席状砂6个微相。其中水下分流河道、河口坝、前缘席状砂等砂体都是油气聚集的有利地区。根据岩石学特征、沉积微相类型及特征,在综合考虑宏观沉积背景的基础上,建立了坪桥地区长6油层组不同时期的三角洲前缘亚相沉积模式,分别为指状砂体模式、朵状砂体模式、坨状砂体模式三种,为储层有利储集相带预测奠定了基础。