北部湾盆地涠西南凹陷涠洲11⁃4—涠洲11⁃4N油田油气运聚的源控特征

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。     

化学与机械联合堵水技术在涠洲11-4油田的应用

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。     

涠洲11-4油田泡沫驱提高采收率可行性论证

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。     

涠洲11-4油田堵水工艺研究与应用

针对南海西部涠洲11-4油田反韵律相沉积地质环境和砾石充填筛营完井方式的特殊情况,研究并设计了化学堵水和机械卡封双作用堵水工艺,经过在涠洲11-4／A15井现场应用．堵水取得成功,该井含水率从堵水前的91．6％下降至堵水后的70％以下,原油产量相应地从33m^3／d增至53m^3／d,产水量从359m^3／d下降至112m^3／d。达到了降水增油的目的。     

涠洲11-4油田注气提高采收率数值模拟研究

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。     

涠洲11-4砂岩底水油田综合油藏管理实践

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     

复合解堵工艺的研究与应用——以涠洲11—4油田为例

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。     

优化改造油田生产工艺 增产增效提高环保水平——涠洲11-4油田生产工艺优化改造实践

油田生产水处理和海管输油能力不足是制约涠洲11-4油田生产和影响生产安全的瓶颈问题。合理利用油田原有设施和条件,对生产水处理系统和输油管道系统进行工艺优化改造,使该油田B平台海管运行的安全可靠性得以明显提高,并使油田生产水处理能力和处理质量得到有效改善,同时大幅度降低了油田生产成本,拓宽了油田增产挖潜的空间。涠洲11-4油田优化改造生产工艺实践经验,可为进一步拓宽海上老油气田的生产管理思路提供参考。     

涠洲油田群强水敏储层钻井完井液伤害分析及解堵技术应用

针对涠洲油田群强水敏储层投产后达不到配产要求、采液指数很低、表皮系数较大等问题,选取典型井WZ11-1N-A12Sa作研究对象,找出了储层损害原因,研制了水基乳液复合解堵液HJD-S并对其进行评价,得出该解堵液对油基泥浆滤饼有较好的分散、清洗能力,防破乳能力强,与地层流体、岩石的配伍性好,解堵液对钻完井液污染后的岩心具有较好的解除效果,渗透率恢复值大于100%。现场应用表明,解堵液能有效解除该井涠洲组的堵塞,实现日增油208m3,2012年增油量达4.52×10^4m^3。     

不同结构聚醚破乳剂对涠洲11-4 油田模拟产出液的破乳作用

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。     

BHJ3-D注聚井解堵剂效果评价与应用

聚合物驱是一种常用的提高采收率技术.随着注入量的增加,聚合物溶液与地层的固体颗粒相互作用形成复合垢,在地层孔隙中发生堵塞,影响聚合物的继续注入,降低聚驱的效果.文章通过BHJ3 -D解堵剂对聚合物溶液的降解实验、现场堵塞物的溶蚀实验研究,确定了BHJ3 -D解堵剂的使用浓度及反应时间,物模试验结果表明,BHJ3 -D解堵剂能够有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、注聚压力升高等问题.2009年10月在渤海JZ9 -3油田W8 -4井进行了现场应用,目标层吸水强度大幅提高,达到了注聚井改造的目的.     

HB复合解堵技术在二连低渗透油田的应用

根据二连阿南，哈南低渗透砂岩油田的地质和开发特征及造成油层污染的主要原因。研制了以溶蜡，胶质沥青为主的HB有机解堵剂配方和以清除酸溶盐，铁的腐蚀产物，粘土颗粒及乳化水堵塞为主的HB无机解堵剂配方。介绍了HB复合解堵技术解堵机理。解堵剂性能和现场施工工艺。在二连“两南”低渗透砂岩油田现场应用取得了较好的效果。     

涠洲11-1油田流沙港组储层损害机理

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。     

HRS复合解堵技术在七个泉油田应用研究

HRS复合解堵技术在七个泉油田应用,解决了七个泉油田有机物堵塞无法解除的问题,经过先期一系列试验,选出了适合七个泉油田高效、低成本的解堵配方;使用HRS+酸这种安全有效的复合解堵技术将提升七个泉油田措施有效率。     

物理-化学复合解堵工艺技术在临11井的应用

在天然气勘探开发过程中的使用钻井液、压井液及暂堵剂造成裂缝系统产层堵塞，一直是困扰老井天然气生产的一大难题。综合运用物理一化学复合解堵工艺进行井下解堵是蜀南气矿一种新的技术尝试。结合临11井解堵实际，从该产层及井底堵塞物分析解堵药剂研制机理、现场应用情况、注意事项等多个方面，阐述了作者对物理-化学复合解堵工艺原理和应用的认识，对提高气井产能和老气田的开发水平有积极的指导意义。     

涠洲油田B井水锁解除技术研究与应用

针对涠洲油田B井低渗储层存在的水锁伤害问题,通过大量室内研究,形成了低界面张力剂SLT与改性有机膦酸复合解堵工艺。实验结果表明:SLT气—液表面张力低至18.2 mN/m,润湿角为0,可有效降低水锁造成的返排阻力;改性有机膦酸体系岩屑溶蚀率5%且无二次沉淀伤害,水锁伤害解堵后岩心渗透率恢复值为98.2%。在B井现场应用后,有效解除了水锁伤害,平均日增油250 m~3,增油效果显著,对该区块低渗储层增产挖潜具有良好的借鉴和推广意义。     

涠11-4油田稳油控水工艺技术

介绍了使涠11-4油田保持稳产高产的稳油控水技术:适时控制和调整采油速度的技术,即:投产初期小生产压差生产,延长无水采油期;换大泵提高单井采油强度;应用变频技术;自溢井改泵抽;注生物酶工艺和堵水工艺。增加新井提高油田储量动用程度的技术,即:注水井转采技术;应用多底水平井;开发涠11-4油田的C平台。     

水力冲击压裂-化学复合解堵技术的研究与应用

水力冲击压裂,化学复合解堵技术是在水力冲击压裂的基础上,用化学解堵剂进一步解除油层堵塞和扩大裂缝间隙,达到增强油层导流能力的油层改造技术。本文介绍了该技术的作用机理,水击压力的确定施工参数的确定以及现场应用情况。     

涠洲10-3油田及围区流三段Ⅳ油组沉积相特征

以沉积学基本原理和方法为指导,通过岩心观察,结合测井曲线特征和地震反射特征进行综合分析,探讨了涠洲10-3油田及围区流沙港组三段Ⅳ油组(El43)沉积相类型及分布特征。研究表明:El43发育2个中期旋回MSC1和MSC2;MSC1沉积时期,研究区北部发育5个冲积扇体,南部发育3个冲积扇体,在中部扇间漫流沉积背景上零星分布一些非水道化砂质碎屑流沉积;MSC2沉积时期,研究区北部冲积扇体减少至3个,而南部仍发育有3个冲积扇体,但扇体总面积较MSC1沉积时期有所增加,在中部发育的非水道化砂质碎屑流不规则体也较MSC1沉积时期有所增加;区内扇中砂砾岩体是有利的油气储集相带。     

水井复合解堵剂HGA—1的研究与应用

本文介绍了复合解堵剂ＨＧＡ－１的研制和大庆油田采没五厂两口注水井用该剂进行解堵试验的结果，在研制中考察了反应物摩尔比，酸液类型及浓度，反应物浓度，环境温度，起泡剂浓度等对有关性能的影响，ＨＧＡ－１具有放热量大，放气量大，起泡性强，溶垢容量较大的特点，是具有酸化，泡沫洗井，热解堵等复合作用的一种高效水井解堵剂。