油田化学剂对石油加工过程的影响与对策研究(Ⅰ)

油田化学剂的使用是实现油田储层改造、原油增产、残余油开采以及原油输送的重要手段,在二次采油、三次采油、压裂酸化等油井增产措施与原油集输过程中均使用了大量的油田化学剂.这些油田化学剂部分直接进入原油中;部分与原油储层发生相互作用,以作用后产物的形式进入原油中,从而对原油后续加工过程产生较大影响.在调研了我国克拉玛依、塔里木、吐哈、长庆、青海等西部五大油田原油采输过程中使用的油田化学剂种类和组成后,开展了采油化学剂与原油储层之间的相互作用研究,给出了残余油田化学剂与采油化学剂-原油储层之间的作用产物在原油中的存在形式.     

井筒重力热管室内实验与矿场试验研究

利用重力热管的高效传热特性,将其应用在井筒流体加热过程中,分析了重力热管加热效果的外部影响因素.结果表明,重力热管在不消耗额外能量的条件下,利用深部流体能量提高井筒上部流体的温度,能起到均衡井筒温度场的作用,进而改善井筒温度分布剖面.室内实验表明:工质类型、工质充液率、真空度对重力热管的传热效果有很大影响.矿场试验表明:在适当的条件下,能够将原油温度加热到原油凝点以上,降低原油粘度,改善原油流动性,井底抽油杆载荷,满足生产实际的要求;重力热管加热过程受井底温度、热管下入深度、油井产液量以及原油物性等因素的影响,随着井底温度、热管下入深度、油井产液量的增加,重力热管的传热效果变好.     

液力反馈泵无油管采油工艺杆柱力学分析

针对常规无油管有杆泵采油存在的杆柱下行困难,造成杆柱受压弯曲、偏磨等问题,通过分析液力反馈泵无油管采油抽油杆柱在抽油机上、下冲程中的受力状况,建立了液力反馈泵杆柱力学分析模型.基于该模型,结合油井生产系统优化设计技术,分析了液力反馈泵无油管采油生产系统运行中冲程、泵径、原油黏度等主要因素对悬点载荷的影响,得出了该工艺抽汲参数选择的一般规律.通过实例计算与常规抽油泵进行了对比分析,结果表明:液力反馈泵在杆柱受力、抽油机的扭矩功率以及杆柱疲劳强度等方面均可有效改善油井工况指标,从而提高了无油管采油工艺的适用性,改善了油田开发效益.     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采.而采用CO2吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法.为此,针对复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO2-油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理,再通过CO2吞吐长岩心驱替实验确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性.然后建立了针对实际小断块单元油藏单井CO2吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析不同注气时机CO2吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律.从而得出适合于小断块单元油藏CO2单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法.     

微生物采油技术在青海油田的应用

通过室内外大量工作，筛选出3组能够较好地改善试验区原油物性、提高驱油试验驱油效率并适应油藏环境生存的采油菌种对青海油田5口井进行了微生物单井增产处理，这些油井产量低，生产很不稳定，生产过程中出砂和结蜡严重，原油的粘度、比重和凝固点都较高，地层水矿化度高达160918mg/L以上，地层温度33℃左右。微生物处理结果表明，油井见效率75％，日均产量增加8.53%到35.72%，油井热洗周期延长2.3倍以上，投入产出比达1：4.5微生物强化采油在该地区具有较好的应用前景。     

双空心杆采油工艺研究与应用

针对稠油、高凝油油田由于原油黏度及性质差异大,导致采油难度大的工艺特点,研究了双空心杆循环加热井筒降黏技术。采用同轴式双空心抽油杆内循环热传导加热方式,确保内循环的热载体不进入井筒,却能达到给井筒加热使稠油降黏开采的目的,同时又减少了污染和损耗。该技术在楚留油田应用后,有效地提高井筒原油温度,改善了井筒原油流动性,起到增加油井产量的效果。     

七里村采油厂油井结蜡机理

对七里村采油厂易结蜡区块典型原油基本物性、析蜡点、石蜡胶质沥青质含量进行了分析,考察了原油含水量、轻组分含量、流速、温度和管线表面状态等对原油结蜡的影响。结果表明:原油凝点低,粘度低,密度低,石蜡胶质沥青质含量高,析蜡点高;原油结蜡速率随原油含水量、轻组分含量增加而减小,随着原油温度升高先增大后减小,随着结蜡室温度升高而降低,管线表面越光滑结蜡速率越小。其结蜡机理为:原油中蜡、胶质含量高轻组分含量低,地层压力低,地层温度与原油析蜡点相近,在开采过程中,原油中伴生气溢出使轻组分减少,降低了原油对蜡的溶解能力,因此导致原油结蜡。试验区域油井普遍产量低,采取间断方式采油,原油在油管中流速低、滞留时间长,有利于析出蜡晶在油管表面附着、聚集长大并吸附在油管内壁和油杆外壁,从而造成油井结蜡现象发生。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型

对于缝洞型碳酸盐岩油藏，衰竭式开发是最合理的开采方式。对于衰竭式开采，在制定开发方案时，确定合理采油速度尤为重要。研究中根据其他相同类型油田的成功开采实例，选取尽可能多的影响因素，采用多元逐步回归分析方法。得到了一个缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型。此模型包含了流体性质和地层参数，与关于固有地质情况对采油速度影响的物理概念并不矛盾，并且适应面广，可对衰竭式开发早期缝洞型碳酸盐岩油藏的合理采油速度做出初步结论。用数值模拟方法证明，这个模型可用于现场实际。     

混采井分层产能确定的新方法

混采油井分层产能的确定通常用生产测井,分层测试及示踪剂跟踪方法,但它们成本高,周期长,对窜层油井不适用,且对流速低和窜层油井不适用,有时还需在关井停产条件下进行,作业过程中还易伤害油层。介绍了一种产能监测的新方法－原油色谱指纹法,利用单层原油色谱批纹差异及井口混合原油的指纹变化特征,配合室内原油配方实验,求得混采井分层产能贡献,研究表明,不同类型不同比例二元及三元原油配方与指纹计算的误差在10％以内,指纹计算结果与生产测井的误差在15％以上,可用来计算混采油井分层产能贡献,监测油层出力情况。     

CO_2混相驱油井产能预测方法

为预测CO2混相驱油井产能,基于混相驱机理,建立一注一采和五点法井网布井方式下CO2混相驱油井产能预测模型.模拟结果表明:在油层和流体相同条件下,一注一采和反五点井网布井方式下CO2混相驱相对于水驱油井产能有明显提高,油井产能随混相区向采油井的不断推移而增大,CO2与原油混相区突破后,存在某一井底流压,使油井产能达到最大,随着井底流压降低,产能减小;随段塞长度增大,采油指数与累计产油量由线性关系向乘方关系转化;随累计产油量增大,采油指数和段塞长度呈类似规律变化.CO2超临界区增大对油井产能的贡献比CO2溶于原油起到作用更明显.该研究结果为配产及油井举升工艺设计提供参考.     

杏南开发区单井套损开发影响因素分析

油水井套管损坏影响油田生产和开发效益,套损的发生多是由于生产或注入所引起体积变化而导致应力集中作用,确定降低套损发生几率的主要开采指标界限成为难点。采用大数据挖掘的方法,基于开发因素对套损影响的“五个效应”筛选指标及数据,建立主要开发指标与套损相关曲线,确定了套损发生指标界限,利用综合模糊评价方法对单井开发因素套损风险综合评价,特高风险井历史数据验证符合率达到70%以上,划分了单井套损风险级别,使套损防控调整更具针对性。     

利用综合甜点对YDN地区龙马溪组页岩储层进行可压性评价

依据YDN区块的开发特性,综合地质甜点和工程甜点因素,评价其含气潜力和易改造潜力,从而确定有利的压裂井段。选定TOC含量、孔隙度及岩石力学参数表征储层的含气性和压裂难易程度,利用地质甜点指数、工程甜点指数确定研究区的地质甜点段和工程甜点段,依据综合甜点指数确定有利压裂区域。该区域产量贡献率最高,压裂效果良好。     

海上油田调剖效果评价研究

目前海上油田调剖措施效果评价只注重增油降水的分析,而忽略注水井、采油井以及区块整体其他开采特征的变化。从注水井、采油井、区块三方面入手,对各特征指标进行细分,建立起科学的调剖效果评价指标体系,并对渤海锦州9-3油田实施调剖的某井区进行综合评价。     

断块稠油油藏剩余油分布特征研究

目前,新浅45断块油田进入高周期吞吐阶段,受断层、储层物性、汽窜、边水、采出状况等静、动态因素的影响,出现了压力低、单井日产水平低、油气比低,关停井较多、低效无效生产井多、开发效益差等诸多问题,为改善油藏开发效果,进一步提高采收率,在全面分析该区块生产开发动态的基础上,综合地震、地质分析,采用精细地质建模与数值模拟相结合的方法,找出剩余油的分布特征,并依据单井的平均剩余油饱和度、采出程度等不同参数建立了5种剩余油类型的评价标准,从而总结出适用于单井剩余油分布规律的研究方法,为油田后续精细调整和挖潜提供指导依据。     

结合含水饱和度场分布的水淹级别评价体系

含水饱和度分布场能够真实地反映出油井在该层的水淹情况,但是应用单一指标评价水淹级别对含水饱和度场的准确性依赖程度较大。基于此提出了结合含水饱和度分级,建立能够有效识别井层水淹级别的评价指标参数体系、权重体系和指标分级标准的模糊综合评判模型。以杏北开发区408口油井各层实际数据为例,应用该水淹级别识别体系对各层水淹级别进行判断。结果表明,基础、一次井网水淹程度较重,二次、三次井网水淹级别较低,为下步挖潜剩余油和堵水治理提供了可靠的依据。     

无辅助工艺低渗透稠油油藏热洗效果预测

针对开采初期的低渗透稠油油藏,热洗是最简单、经济、有效的清蜡、解堵工艺。无辅助工艺的热洗作业效果和多因素有关,如热洗排量、温度、时间、热洗介质、油井的产液量、动液面、泵挂深度、地质因素等。为更好地评价热洗质量,系统归纳热洗恢复周期的界定标准,提出用热洗恢复周期作为衡量热洗效果的综合评价指标。热洗恢复周期是影响热洗效果诸多因素综合作用影响的外在体现,利用已知的历史数据预测热洗后的恢复周期,从而达到预测热洗效果的目的。该方法简单实用,用我国典型低渗透稠油油藏M油藏进行实例分析,预测符合率达到100%。     

水平井在江汉油区开发中的应用

水平井在开采过程中具有泄油面积大、单井产量高等特点,已成我国陆相油田开发过程中的主要增产方式。随着江汉油区逐渐进入开发后期,面临剩余油挖潜和储量动用难度不断加大的困境,通过对江汉油区水平井的生产现状以及在低渗薄层油藏、稠油油藏、致密油藏的应用效果进行分析,表明大力推广应用水平井是提高油田开发效果的有效方式。针对水平井措施效果进行分析总结,提出了今后的研究方向。     

影响河南油区调整井固井质量的因素及对策

调整井固井质量差对油田细分层开采有严重影响。在河南油区影响调整井固井质量的主要因素有注水井高压,层间压差大以及泥浆的性能等。有针对性地提高固井质量的工艺技术,可以解决调整井固井质量差的难题。现场实际施工表明:控制地层因素动态干扰、使用屏蔽暂堵技术、调整泥浆性能、优化固井设计等可以明显提高调整井固井质量。     

准噶尔盆地车排子凸起东翼石炭系火山岩储层主控因素定量评价

以准噶尔盆地车排子凸起东翼石炭系火山岩储层为研究对象,利用测井、录井、钻井、试油、岩芯、岩屑、薄片等资料,分析研究区火山岩储层主控因素。在此基础上,运用灰色关联分析对储层主控因素进行定量评价;选用油气累积产量作为母因素,与油气累积产量相关性较高的主控因素作为子因素,衡量火山岩储层质量。结果表明:影响车排子凸起石炭系火山岩储层形成的主控因素包括岩性和岩相类型、裂缝发育程度以及风化淋滤作用;通过对各评价参数权重系数计算,风化淋滤作用权重系数最大,为0.271,其次为裂缝密度,权重系数为0.261,最后是岩相和岩性类型,权重系数分别为0.247、0.222;根据储层综合评价指标(I_REI)结果,将I_REI≥0.6定为Ⅰ类储层,0.3≤I_REI＜0.6定为Ⅱ类储层。运用该储层定量评价标准对单井储层进行综合评价验证,结果与实际油气累积产量吻合率高达90%;单井储层定量评价分类结果与实际油气累积产量及研究区有利储层平面分布预测吻合度较高,评价结果可靠。     

鄂尔多斯盆地合水地区庄36井区油井见水特征分析及治理措施

鄂尔多斯盆地庄36井区,注水开发后部分区域出现含水上升比较快,产量递减幅度大等情况,结合油水运动规律对区块进行研究,并对部分井区进行治理,有效地减缓了区块含水上升速度和产量递减速度.