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为了提高油田的开采效果,减缓平台的污水处理压力,对涠洲11-4油田开展了堵水技术研究。该油田油井大部分采用砾石充填筛管完井方式,砾石充填处产层上下连通,堵水难度较大。通过对油田油水分布的研究,结合以往该油田堵水的经验,最终确定在A15井开展化学与机械联合堵水的方案。通过在A15井下入带有封隔器的堵水管柱,在筛管内封隔上部未水淹层,从环空注入暂堵剂,在地层中形成隔板,在筛管外保护上部未水淹层,然后从堵水管柱中注入堵剂,堵后堵水管柱脱手留在井下,实现化学与机械联合堵水。现场实施后,含水下降25%,累计增油1233 m3,减少污水处理量9×104 m3。该技术的成功应用表明在一定地质条件下,底水整体托进且采用砾石充填完井的油井中,采用机械与化学联合堵水的方式是可行的,为类似油田提高采收率提供了一条新思路。 相似文献
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基于原油生物标志化合物分析,对原油类型进行了划分,明确了北部湾盆地涠洲11?4油田与涠洲11?4N油田的原油类型分布特征及其油气运聚差异性。研究区原油分为A和B两类,前者成熟度高,主要来自流二段底部油页岩,后者成熟度低,主要来自流二段上部与流一段泥岩。A类原油在凹陷边缘构造高部位的涠洲11?4油田新近系角尾组与凹陷内构造低部位涠洲11?4N油田下部的流三段均有分布,而B类原油主要分布在涠洲11?4N油田上部的涠洲组和流一段。原油空间类型与烃源岩分布关系表明,A类原油主要在流二段下部的流三段成藏或沿流三段砂体侧向向构造高部位运移成藏;B类原油主要在凹陷内通过断裂近距离垂向运移成藏。这指示了成熟度较低的烃源岩生成的油气主要在凹陷内近距离运聚成藏,而A类原油主要在流二段底部油页岩附近与凹陷边缘的构造高部位运聚成藏。 相似文献
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针对涠洲11—4油田主力油层——角尾组Ⅱ油组换大泵提液、开发东区和高含水井侧钻等主要措施增产效果不理想的问题,为了寻找新的开发方法以提高经济效益,以涠洲11—4油田生产历史数据为基础,通过对中外大量文献的调研,选择ECLIPSE100黑油模型对泡沫驱进行了数值模拟研究,认为实施泡沫驱可以经济有效地提高该油田的采收率,可增产油量24.36×10^4t,建议开展泡沫的实验工作,为泡沫方案的设计提供可靠的参数。 相似文献
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针对涠洲11—4油田B井储层存在的聚合物堵塞及微粒运移造成的储层矿物堵塞,通过大量室内研究,形成了HRS复合解堵剂(简称HRS)与改性硅酸复合解堵工艺。HRS在1h内可完全降解抑砂剂中聚合物,在井下生成二氧化氯克服了C1O2气体逸出易造成爆炸使人员受伤害等缺点。改性硅酸体系能够有效溶蚀B井储层岩屑,不破坏岩石骨架,具有较好的防腐、降低表面张力、破乳、抑制二次沉淀的效果。现场应用表明:采用HRS与改性硅酸复合解堵工艺,有效地解除了B井近井地带堵塞,使产液量由90m^3/d}升军340m^3/d,获得了很好的解堵效果。 相似文献
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涠洲11-4油田注气提高采收率数值模拟研究 总被引:2,自引:0,他引:2
涠洲 11 4油田目前已处于开发后期 ,实施换大泵提液、开发油田东区和高含水井侧钻等措施 ,其增产效果不够理想。为此 ,以涠洲 11 4油田生产历史数据为基础 ,通过对国内外大量文献资料的调研 ,选择常规黑油模型ECLIPSE10 0对多个非混相驱注入方案 (包括注入流体类型、注入部位、注入量等 )进行了数值模拟研究 ,认为利用该油田具有输气管线现成、气源又有保证的有利条件 ,实施油层上部注水下部注气 ,可经济、有效地提高该油田的采收率。 相似文献
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涠洲11-4砂岩底水油田综合油藏管理实践 总被引:1,自引:0,他引:1
在涠洲 11 4砂岩底水油田开发过程中 ,油藏精细综合地质研究和油藏模拟研究的紧密结合 ,使得该油田的开发效果得到了明显改善。文中对该油田的地质特点与开发特征进行了归纳总结 ,并依据油藏管理实践 ,详细论述了该油田在保持油田稳产、扩大驱油波及系数、提高原油采收率等方面所采取的措施及成效 ,以及所取得的油田开发管理经验 相似文献
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涠洲12-1海上油田硫酸钡锶垢防垢剂研究 总被引:6,自引:2,他引:6
涠洲12—1海上油田注入水(海水)与地层水不配伍,油井结垢严重,垢物合--70%硫酸钡,~30%硫酸锶。以体积比2:8的海水(矿化度35g/L,含SO4^2- 3g/L)和地层水(矿化度26g/L,含Ba^2+ 30mg/L)混合水为实验水样,测定了五大类15种商品防垢剂70℃时的防垢率,性能最好的5种是:聚天门冬酸PASA,防垢率68.9%,加量25mg/L;聚丙烯酸钠PAAS,67.4%,25mg/L;部分水解聚马来酸酐HPMA,63.3%,5mg/L;二亚乙基三胺五甲叉膦酸DETPMP,48.6%,5mg/L;膦酸聚合物型防垢荆TS-7910,44.9%,25mg/L。以这5种防垢剂为因素,4种加量(2,4,6,8mg/L)为水平,按L16 4^5正交表设计实验,考察了16个五组分复配防垢荆的防垢率,在70℃时4+2+4+6+8(mg/L)配方的防垢率最高,为83.0%;在90℃时所有配方的防垢率均较高,有5个配方的防垢率很高,在83.3%-84.8%范围:2+4+4+4+4,4+2+4+6+8,4+8+6+4+2,6+6+2+4+8,6+8+4+2+6;在120℃(油藏温度)时6+6+2+4+8和8+2+8+4+6两个配方的防垢率超过55%(55.7%+56.5%)。讨论了防垢剂的作用机理:螯合和吸附。为防止油井结垢,可将防垢率经环空加入油井或置入地层适当部位。图2表3参4。 相似文献
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为了获得适合涠洲11-4油田产出液的破乳剂,分别以多乙烯多胺类化合物为起始剂合成了二嵌段和三嵌段的聚醚,采用瓶试法研究了聚醚的嵌段类型、支链数、环氧乙烷段含量以及稀释聚醚用的溶剂对涠洲11-4油田模拟产出液破乳效率的影响。研究结果表明,亲水基(PEO)位于分子一端的二嵌段聚醚的破乳效率优于亲水基位于分子中间三嵌段型聚醚;聚醚分子中支链数越多,对涠洲11-4油田模拟产出液的破乳效率越高;对于同系列的聚醚,其分子中PEO段含量存在对应最高破乳效率的最佳值(约为25%)。另外,溶剂对聚醚的破乳效率亦有影响,芳香溶剂与聚醚之间存在某种协同作用。与采用95%乙醇作为溶剂时相比,以二甲苯为溶剂时半脱水时间可降低25%以上。以四乙烯五胺为起始剂、PEO段含量为25%二嵌段聚醚破乳剂HYP-105(二甲苯为溶剂)对涠洲11-4油田产出液的破乳效果与在用进口破乳剂相当,可满足应用要求。 相似文献
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缓蚀阻垢剂NY-HGA在涠洲12-1油田生产污水处理中的应用评价 总被引:1,自引:0,他引:1
涠洲12.1海上油田生产污水温度高(85--90℃)、Cl^-浓度高(12.5~17.8g/L)、矿化度高(30--40g/L),因而具有较大腐蚀性,且成垢离子HCO3^-、Ca2^+、Mg^2+等浓度高,SI值为1.96--2.00,结垢性也较强。针对此状况研制了咪唑啉类缓蚀阻垢荆NY-HGA。80℃下在该污水中加入40mg/L的NY-HGA,使A3、N80、K0—95钢的腐蚀速率分别由0.084、0.080、0.068mm/a降至0.059、0.064、0.063mm/a(同时加入20mg/L脱氧荆),使污水结垢率降低96.2%。在涠洲12—1油田生产系统进行NY-HGA应用试验,用美国Corrpro公司的旁通式腐蚀仪在线监测排海污水的腐蚀速率,在原处理工艺条件下(48mg/L缓蚀剂IMC-80-N+56mg/L阻垢剂V402+67mg/L清水剂JPA-Ⅱ)腐蚀速率为0.08806mm/a,只加清水荆时腐蚀速率高达0.8663mm/a,不加阻垢荆而改加37mg/L NY-HGA时腐蚀速率为0.02475mm/a,只加清水剂和NY-HGA时腐蚀速率为0.03162mm/a。因此,在涠洲12.1油田用NY-HGA代替IMC-80-N和V402可满足油田腐蚀控制要求.图5表4参5. 相似文献
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油井堵水工艺和堵水剂的选择 总被引:1,自引:0,他引:1
本文介绍苏联油井大修科学研究所等单位制定的《堵水工艺和堵水剂选择规程》的要点,其中包括油井地质工艺条件主要指标、堵水工艺分类、堵水剂分类,并给出选择堵水工艺和堵水剂实例。该规程在西西伯利亚试点,堵水成功率达80%以上,收到比较好的效果。 相似文献
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机械堵水向化学堵水、水泥堵水的转变是油井堵水发展的趋势,油井化学堵水后能够实现堵而不死,满足开发调整平面矛盾的需求。化学堵水、水泥堵水解决了机械堵水解卡困难及套管工作通径变小所带来的一系列问题。从现场施工情况看,水泥每米用量和替水量的正确设计以及计量仪器的准确度是工艺成功的关键。化学堵水施工后有必要对施工效果进行验证,即使是特殊原因无法验证,也要通过该井的动态反映进行间接的工艺效果验证,从而正确认识目的层。 相似文献
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涠洲11-1油田主力储层流沙港组是低孔低渗透储层段,测井解释显示该段储层具有工业开采价值的地质储量。开发过程中使用油基钻井液,钻井完井液对储层造成损害导致生产井产能低或无产能。开展了单一钻井液和完井液、顺序工作液的动态损害评价、工作液与地层流体的配伍性评价等系列实验,探讨工作液的损害机理。研究表明,单一钻井液对储层损害程度弱,完井液对储层损害程度中等偏弱,而造成储层损害的关键因素是钻井完井液与完井液不配伍,产生大量白色絮状沉淀堵塞孔喉,导致储层产能低或者无产能。利用X-射线、能谱扫描、电镜研究表明,沉淀是由钻井液中10%CaCl2乳化液与射孔液中weight4加重剂生成的Ca3(PO4)2,矿场油井产出物佐证了室内研究结果的正确性。 相似文献