吉木萨尔页岩油H2S成因分析

目的 针对吉木萨尔页岩油生产过程中存在的H₂S问题,开展了H₂S成因分析。方法 对硫元素同位素和SRB种类、生物成因反应条件进行了分析。结果 实验表明,吉木萨尔页岩油H₂S为生物成因,产出液中SRB、SO₄^2-含量与井口H₂S含量呈正相关,通过16SrRNA技术鉴定出适宜30～40℃中温型的SRB 3种,适应60～100℃高温型的SRB 6种,在温度为35～100℃、矿化度为(0.2～8.0)×10⁴ mg/L、pH值为4～9范围内均可正常生长,满足生物成因的条件。SRB可依赖压裂液大量繁殖,促进了H₂S的形成。结论 针对生物成因,制定了以杀菌剂替代化学除硫剂的工艺,现场试验8井次,井口H₂S含量降至安全阈限值以下,同比除硫费用降低40.9%,为有效治理H₂S提供了依据。     

硫化氢在胜利原油中的溶解及释放行为

在原油生产过程中,随着体系温度和压力的改变,H₂S可能从原油中释放,带来安全问题。目前油田采用的注蒸汽热采模式会加大H₂S的危害。本文针对胜利油田某原油及采出液(原油和地层水的混合物)开展研究,将原油或采出液置于高温高压反应釜中进行高温处理、然后降温至50℃提取气样、对气样进行色谱分析,探索该原油中H₂S的产生机制。研究发现,采出液经过330℃高温处理后H₂S释放量较小,低于该原油经330℃高温处理的H₂S释放量;该原油经200℃、85℃处理后均释放出H₂S,且原油经过200℃或85℃处理,释放的H₂S中硫元素与所取原油中硫元素的比例分别为32.3%和34.5%,H₂S释放量较为接近。该原油在高温处理过程中,释放的H₂S来自于原油中溶解的H₂S,当原油和地层水共存时,部分释放出的H₂S可以再溶解于地层水中而使H₂S释放量降低。...     

交联黄原胶调剖引起采出水中细菌增生的研究

华北岔河集油田使用交联黄原胶调整注水井吸水剖面,发现调剖后油井采出水中SRB与TGB细菌含量增加,室内实验研究表明,在粘稠液状商品黄原胶的清水的油田污水溶液中,当黄原胶度大于500mg/L时,确有细菌增生现象发生,加入适量杀菌剂如≤mg/L甲醛液邓可抑制细菌生长,繁殖,矿场18口注水井调剖试验结果表明,使用用油田污水配制的黄原胶（2000mg/L)蜡酸铬（1000mg/L) 冻胶体系,当甲醛液另量为500mg/L时,调剖后油井采出水中细菌含量有所增加,甲醛液加量为1000mg/L时,调剖后采出水中细菌含量不变,甲醛液加量为1500mg/L时,调剖后采出水中的细菌含量有所减少。     

水驱油田合理注采压力系统

合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷：①“吸水、产液指数法”未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②“吸水、产液指数及注采比法”未考虑油水密度差异及体积系数;③“吸水、产液指数比及注采压差法”不具有理论和实际意义;④“考虑单井及地层压力变化法”未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1-3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m³/d,比调整前增加12 452.41 m³/d,合理注水量为15 906.88 m³/d,比调整前增注13 566.88 m³/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。     

高含硫气田硫磺储量计算方法的修正

在国内外高含硫气田开发实践过程中，普遍发现随气田开发时间的延长，产出气体中H₂S含量不断上升，而产出气体中H₂S含量高低与高含硫气田硫磺的储量密切相关。通过流体相平衡理论分析，认为高含硫气田H₂S含量上升的原因在于原始条件下地层水中溶解有大量H₂S气体，当地层压力下降时，H₂S在地层水中溶解度降低导致部分H₂S从地层水中逸出进入气相，使得气体中H₂S含量不断上升。在此基础上，结合气-液相平衡和物质平衡理论，建立了H₂S含量变化理论预测模型，对高含硫气田开发过程中H₂S含量变化情况进行理论预测，进而建立了考虑气田开发过程中H₂S含量变化的硫磺储量修正模型。研究结果表明，考虑H₂S含量变化的修正模型所计算硫磺采出量要明显高于常规方法的计算结果，实例也表明考虑H₂S含量变化的硫磺可采储量比未考虑变化规律时要高出16.3％。     

基于正交试验的油田腐蚀结垢主控因素分析

大港油田污水矿化度高、温度高和腐蚀性气体含量高,造成注水系统腐蚀结垢严重,制约了油田开发和生产。通过正交试验开展针对管道及井筒腐蚀结垢的主控因素研究,设计了H₂S和Na₂S两套正交试验方案。试验结果表明：在注水系统现役工况条件下,对碳钢腐蚀速率影响最大的因素是温度,其次是硫酸盐还原菌(SRB)数量,硫化物和CO₂含量影响较小。通过研究明确了腐蚀结垢主控因素,初步了解了腐蚀结垢机理,为油田的水质控制和阻垢剂研究明确了方向。     

宝北背斜三级断层识别及对油田开发的影响

焉者盆地宝浪油田宝北背斜三级断层发育,断距小,在三维高分辨地震资料上难以识别。而它们对开发方案调整和完善注采井网有重要的意义。通过精细地层对比法、地层倾角模式识别法、构造应力资料对宝北区块三级断层进行综合识别研究,分析了三级断层对低渗油田开发的影响。认为三级断层控制宝北区块Ⅱ油组气顶的分布,降低了油井产能及注水井注入能力和注采井连通性。随着后期注水、开发工作的深入,可能 会造成原来封闭的断层张开,对宝北低渗油田稳产有一定影响。     

利用油井液面恢复法确定注采关联程度及现场试验

对于多油层注水开发油田 ,定量确定注采关联程度、搞清注入水在油层中的流动方向及向某一方向的流动数量 ,是精细高效注水开发所必须解决的问题。目前常规方法是利用采油井和注水井平面分布位置及油层物性资料定性确定 ,主观因素大 ,常与注采关联实际不符。根据物质平衡及干扰试井原理 ,测试注水井工作制度改变前后平面对应油井的液面恢复曲线 ,计算两条恢复曲线所围成的面积 (ΔS)及其占相应井组总面积的比例 (η) ,其大小反应了平面对应的采油井与注水井之间有无关联及关联程度。注采井组现场试验及油井分采结果证实该方法是成功的。与注示踪剂、干扰试井等方法相比 ,该方法具有诸多优点 ,可指导油田高效注水开发。     

注采对储层应力应变的扰动及套损的影响

探讨注采引起的应力应变的扰动及其对套管损坏的影响,为设计合理的注采工艺提供依据.以松辽盆地长垣隆起南部的杏树岗构造开采区为例,对油田开发过程中注采引起的地层压力与应力应变的扰动开展数值模拟研究.模拟结果显示:泥岩层水平应力分布较平稳,差应力和剪切应变增量在注水井附近降低,在采油井附近升高.萨尔图二油层组水平应力在注水井附近升高,在采油井附近降低;差应力和剪切应变增量变化情况较复杂,顶部差应力和剪切应变增量在注水井附近升高,在采油井附近降低;底部变化情况与顶部相反,且变化幅度较小.根据应力应变分布情况,泥岩层采油井发生剪切套损的概率比注水井大;萨尔图二油层组顶部(靠近泥岩层处)发生剪切套损的概率比底部大,且注水井发生剪切套损的概率比采油井大,该结果符合油田实际套损情况.     

高地层压力变化原因分析及对策

东庄油田属于水驱断块油藏,进入中高含水期开发阶段的油田,综合含水超过60%,稳产难度越来越大,稳油控水成为油田开发工作者的主要任务,地层压力过高导致油水井套损,水井作业泄压时间长,油井低能、低效生产,根据油藏特点建立合理的注采系统。     

利用油井液面恢复法确定注采关联程度及现场试验

对于多油层注水开发油田,定量确定注采关联程度、搞清注入水在油层中的流动方向及向某一方向的流动数量,是精细高效注水开发所必须解决的问题。目前常规方法是利用采油井和注水井平面分布位置及油层物性资料定性确定,主观因素大,常与注采关联实际不符。根据物质平衡及干扰试井原理,测试注水井工作制度改变前后平面对应油井的液面恢复曲线,计算两条恢复曲线所围成的面积(ΔS)及其占相应井组总面积的比例(η),其大小反应了平面对应的采油井与注水井之间有无关联及关联程度。注采井组现场试验及油井分采结果证实该方法是成功的。与注示踪刑、干扰试井等方法相比,该方法具有诸多优点,可指导油田高效注水开发。     

石油伴生H2S的成因分析——以鄂尔多斯盆地彭阳油田为例

彭阳油田是鄂尔多斯盆地新探明的低H₂S含量的油田,其主力产层为侏罗系延安组,原油伴生H₂S含量最高为0.115%,明确H₂S成因机制对于油田合理开发及安全生产具有重要意义。基于储层硫化物及油田水硫同位素的系统分析,预测了侏罗系延安组原油伴生H₂S的成因。延安组主要发育集块状、斑点状、斑块状、星点状等黄铁矿类型,其δ³⁴S值为-1.9 ‰~10.1 ‰,其中,斑块状、集块状黄铁矿为沉积早期快速结晶成因,斑点状、星点状黄铁矿为硫酸盐还原菌还原作用成因。石膏的δ³⁴S值在16.8 ‰~17.7 ‰,为后期成岩阶段的产物,其并非H₂S的硫元素来源。油田水的δ³⁴S值较高,平均为37.9 ‰,这主要是由于硫酸盐还原菌还原作用消耗地层水中的³²S,使水体相对富集³⁴S。黄铁矿后期溶解和硫酸盐还原菌还原有机硫化物均可释放SO₄^2-,使侏罗系油田水具有较高的SO₄^2-浓度,为H₂S的生成提供了充足的物质基础。侏罗系地层水的矿化度、pH值及地层温度等物理化学条件均利于硫酸盐还原菌的生存,为硫酸盐还原菌还原作用提供了适宜的反应场所。综合分析认为,彭阳油田侏罗系原油伴生H₂S为硫酸盐还原菌还原成因。     

黄铁矿对稠油水热裂解生成硫化氢实验研究

针对注蒸汽热采稠油过程中产生酸性气体(CO₂和H₂S)等问题,以2-甲基噻吩、正辛烷以及稠油为研究对象,通过实验考察了黄铁矿对稠油水热裂解生成H₂S的影响以及不同氛围对H₂S产生的影响。结果表明：黄铁矿的存在对于H₂S气体的产生有促进作用,且黄铁矿中硫元素是H₂S气体中硫元素的重要来源;有氧气存在的条件下,会促进水热裂解反应的进行,从而增加H₂S气体的生成量;黄铁矿在反应时产生的Fe²⁺对稠油水热裂解反应有催化作用,进而促进H₂S气体的产生。     

义东油田大81-4复杂小断块综合调整措施

义东油田大81-4块为复杂小断块油藏,油层厚,隔层薄,油水关系复杂。为了解决局部注采不完善、储量控制程度低、水井欠注及沙四段油井停产较多等问题,结合该块高精度三维地震资料,在剩余油富集区钻探了补充完善井,提高了储量动用程度;有针对性地转注部分油井,提高了注采对应率;通过对油水井堵塞机理的研究,优选了酸液配方,优化了酸化工艺,水井增注、油井解堵见到明显效果。优选部分油井放大生产压差提液,提高了油井的产能。实施一系列综合调整措施后,该块三年累积增产原油7×104t,标定采收率提高了近3％。     

新站油田地应力研究与应用

大庆长垣西部新站油田属于特低渗透裂缝型油藏.油田注水开发主要矛盾是油井见水早、含水上升快、产量递减快,并且见水井没有明显的方向性,注采系统调整难度大,油田稳产难度大.为此,通过井壁崩落、微地震、波速各向异性等方法,对新站油田地应力进行研究,搞清了新站油田现今最大水平主应力方向主要为NE71.4°～100°,近东西向,从而明确了新站油田裂缝发育方位.应用地应力研究结果,新站油田宜采用矩形五点法或菱形反九点法注采井网注水开发,近东西向和南北向的油井要慎重压裂.     

中高渗特高含水ABC油田采液速度技术界限确定方法

针对ABC油田在特高含水阶段开发中出现的地层脱气、油水井套损等问题,以吸水与采液指数变化规律为依据,在注采压力和注采比等指标技术界限研究基础上,提出并建立了基于水井端和油井端生产能力的采液速度技术界限的测算方法,以"以注定采"为原则确定油田整个注采系统的采液速度技术界限。结果表明:基于水井端的采液速度技术界限低于油井端的采液速度技术界限,这也进一步证实了特高含水阶段实施"以注定采"的必要性。提出的研究方法和得到的结论对特高含水油田开发理论研究和实际应用具有重要的参考价值。     

百色油田高效注水配套工艺技术

针对百色油田复杂小断块、低孔、低渗及高吸水启动压力的地质特点,对注水开发效率低的原因进行了系统分析,并针对这些技术难点提出了解决办法。针对水敏性的影响,改进原来的污水处理流程,确定水性改良方案,运用采出水处理回注工艺技术,解决了因水敏而导致的注水困难问题。在取得前期效果的基础上,形成了一套适合百色油田的含油污水精细过滤、解决水质沿程管线恶化、外输污水的净化、注前缘保护液试验、高效净水剂及杀菌剂的优选、用加砂压裂方法启动注水井低渗层的高效注水配套工艺技术。     

阿姆河右岸区块碳酸盐岩气藏H2S成因与分布规律

土库曼斯坦阿姆河右岸区块内的气藏天然气中普遍含有H₂S,尤其是西北部气藏H₂S含量相对较高,深入研究其成因和分布规律,才能最大限度地减少和控制由此产生的危害。根据该区地质条件和天然气组分特征,结合H₂S形成机理,分析认为：①天然气中的H₂S主要来源于硫酸盐热化学还原反应。由于西北部卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩储层顶部为石灰岩和膏盐岩互层,并直接被膏盐层覆盖,具有发生硫酸盐热化学还原反应的物质条件,故其H₂S含量高;东南部无石灰岩和膏盐岩互层,且有泥岩段将石灰岩储层与上覆膏盐岩层分隔,故其H₂S含量低。②H₂S含量的高低整体上受沉积相带的控制。在深水高伽马泥岩分布区及开阔台地深水沉积区,H₂S含量普遍较低;而在无高伽马泥岩分布区H₂S含量普遍较高。③东南部较大的逆断裂破坏了高伽马泥岩层的封隔性,使H₂S分布规律更复杂化。     

坨142区块水质沿程污染分析及治理措施

胜坨油田坨142区块位于济阳坳陷东营凹陷坨-胜-永断裂构造带胜利村构造东翼,该区块由于水质污染造成注水井欠注严重,单元动态注采对应率降低,地层能量不断下降。针对该区块注入水水质存在的问题,对水质沿程污染进行了研究,确定了造成水质沿程污染的主要原因,并制定了治理保护措施,水质沿程污染状况得到明显改善。     

考虑井筒摩阻非均质油藏水平井注水评价方法

渤海南部复杂断块河流相油藏水平注水井存在沿程注入量分布不均的问题，严重影响注水开发效果。基于势叠加和镜像反映原理，建立了以水平井注采井网为基础，考虑储层非均质性和井筒摩阻影响的水平注水井注水能力评价方法。评价结果表明：受井筒摩阻影响，水平段沿程注入量逐渐降低，跟端注入量大于趾端注入量；受非均质性影响，水平段沿程注入量呈多段式分布，渗透率越大，段内注入量越高。矿场应用表明，新评价方法能准确表征水平注水井水平段沿程注入量分布，以此为依据制定的控水稳油措施具有明显降水增油效果。