冀东油田高浅北地区交联聚合物调驱适应性评价

冀东油田G104-5区块浅层油藏储层胶结疏松,边底水活跃,随着采液速度的提高,边水沿高渗透带突进,油井含水上升速度快,油藏的复杂性给调剖调驱工艺带来一定难度。针对冀东油田地质和开发情况,通过深入分析、研究,在大量室内物模的基础上筛选研制了一种适合冀东油田浅层油藏调驱的交联聚合物体系并应用到现场,取得了良好的降水增油效果,两年来累计增油4.4×104t,有效地控制了该区块边水推进速度,改善了开发效果,为冀东油田夺油上产提供了技术保障,同时为其它浅层油藏区块提高原油采收率提供技术方法和参考依据。     

冀东油田复杂断块油藏水平井开发技术与实践

冀东油田属渤海湾断陷盆地典型的复杂小断块油田，近两年，在大力加强油藏精细描述的基础上，积极推广应用水平井开发新技术，使水平井技术在冀东复杂断块油田开发中的应用规模迅速扩大并取得良好的效果。在水平井开发技术应用过程中，通过不断探索和总结完善，逐步形成了一套适合冀东油田复杂断块油藏特点的水平井应用技术方法，主要包括水平井适应性评价、方案部署、设计、钻井、测井和录井、采油以及生产管理等6个方面14个环节，该技术方法的配套应用既有效地保证了冀东复杂小断块油藏水平井开发技术的应用效果，又为进一步推动水平井技术进步奠定了良好的基础。高尚堡油田浅层南区高63断块多油层小断块层状边底水驱油葳、高尚堡油田浅层北区油藏Ng8小层难采储量的高效开发以及利用小井眼侧钻水平井高效挖潜技术改善老区开发效果的实践验证了该方法的有效性。图2参8     

气举分段流量测试工艺在水平井中的应用

冀东油田南堡陆地断块油藏多采用水平井进行开采,在开发过程中水平井段易水窜、水淹,油井含水上升速度快,导致油井产能下降,严重影响油田的开发效果。需要对水平井产出剖面及其水淹状况进行测试,及时采取有效措施,降低油井含水,挖掘剩余油潜力,提高油井单井产量和最终采收率。为此,开展了牵引器输送测井仪气举法分段流量测试工艺对水平井进行产出剖面测试的技术探索。现场应用于4口高含水水平井中,都取得了完整的测试资料,为解决水平井高含水问题提供了很好的测试手段。     

水平井选择性化学堵水技术在高尚堡油田浅层油藏的应用研究

高尚堡油田浅层油藏为边底水驱动油藏,油水层间隔层较薄,在开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹等情况,使油井含水量迅速上升,油井产能下降,严重影响油田的开发效果。为解决这个问题,用乙烯-丙烯酸甲酯共聚物、十六烷基溴和丙烯酰胺合成了堵水剂HWSO。3%HWSO溶液的黏度随温度的升高先增加后降低,105℃时达到最大值35Pa·s。岩心选择性封堵实验表明,该堵剂对油水选择性封堵能力差异达5.26倍。在高尚堡浅层北区高104-5平35井现场试验,该堵剂的降水增油效果明显,累计增油892t,累计降水68000m3,含水率下降2.9%。     

H油田东河砂岩油藏水淹特征研究

H油田东河砂岩油藏为一套中孔、中高渗透储层,油藏开发初期油井含水较低,随着注水开发的深入,尤其在部分油井提液后,含水上升幅度较大,油藏内部发生不同程度的水淹,层间矛盾突出。从单井的四性关系出发,在对水淹层进行定性解释、细分层定量解释基础之上,结合油藏动态、静态地质资料,制定水淹标准,综合研究油层的水淹特征。研究表明,油藏以中、高水淹为主,纵向上上部主要为中高水淹,高水淹层主要分布于物性好、厚度大、夹层少的下部;空间上以锥间体和锥扇体水淹为主。水淹特征的研究为油藏开发效果评价及以后的开发调整提供了依据。     

控水压裂技术在温米油田的研究与应用

吐哈温米油田属于低孔、 低压、 低渗油藏, 经过多年高速开采, 部分区块处于高含水开发阶段, 层内、层间和井间矛盾突出, 平面上油井距水驱前缘距离减少, 纵向上水淹层与油层交错存在, 裂缝前端容易沟通注水前缘, 导致压后高含水增液不增油, 另一方面缝高失控压窜上下水层或层内底水, 导致压后高含水, 严重影响了油田的开发效果。文章从控水压裂机理入手, 开展了控水压裂工艺技术对策研究, 形成了低排量、 多段塞、 相渗改变技术、 低伤害压裂液体系等配套技术, 在现场成功应用９井次, 有效率８ ８  ９ ％, 取得了较好的效果, 为油田的高效开发提供了技术思路。     

低度交联聚合物深部调驱技术在狮子沟（浅层）油田的应用

狮子沟（浅层）油田属注水开发油田，油层厚度相对较小，但非均质性严重，因此在注水开发过程中，容易造成吸水不均匀，注入水沿高渗透条带突进，造成部分油井过早见水，含水上升较快且难以控制。为了解决上述问题，提高注入水的利用率，控制油井的含水上升速度，采用深部调驱技术，将低度交联聚合物注入油藏深部，封堵高渗透及高吸水层段，迫使液流转向，达到在油藏深部而不仅是在近井地带改善吸水剖面，扩大波及体积，提高注水开发效果和水驱采收率的目的。     

低幅薄层边底水油藏水平井开发数值模拟研究

以国外X油田开发为例进一步分析了低幅构造边底水油藏水平井应用的必要性和挖潜效果。目前该油田采用电潜泵试采,初期产油量高,生产压差大,油井表现出快速见水并且高含水的特征,导致产油量递减较快。针对该油田地质特点和开发状况,利用数值模拟方法对不同开发方案的开发指标进行预测,最终证实直井＋水平井联合布井开发在提高开发效果、控制含水方面的效果很明显,建议在高部位部署水平井、低部位部署直井来减小生产压差、延缓边底水推进。     

华北油田裂缝性油藏的堵水实践

华北油田裂缝性灰岩油藏的油井堵水,无论是应用规模、施工井次,还是增油减水效果,在中国陆上油田都是名列前茅的,油藏不同时期的堵水技术值得其他油田借鉴。本文就华北油田裂缝性灰岩油藏中低含水阶段、中高含水阶段、高含水阶段和高含水后期开发阶段的油井化学堵水基本模式进行了总结论述。多年来的堵水实践表明,油井堵水是调整产液剖面、改善油藏内部裂缝系统和孔隙介质的油水渗流状况,提高油井产量和油藏开发水平必不可少的重要措施之一。尤其是油田开发后期该项技术更具有强大的生命力。     

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层?139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的?79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了?95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。      

糖类羟基乙酰化研究进展

乙酰化是保护糖类羟基最常用的方法。将糖类羟基乙酰化反应用催化剂分为碱、无机酸、有机酸、Lewis酸、硅铝酸盐、离子液体和其他催化剂,分别综述了其研究进展。     

紫外可见分光光度计在污水含油分析中的应用

随着环境意识的增强,石油化工企业的污水分析与处理已经成为一项重要的工作。本文介绍了紫外可见分光光度计的原理及使用方法,提出了在污水含油分析使用中应注意的问题,并且总结了定量分析方法。     

降低汽油烯烃技术进展

从国内外降低催化裂化(FCC)汽油烯烃含量的催化剂、助剂及工艺的开发和应用，以及改善汽油组分构成等方面，介绍了国内外降低汽油烯烃技术的进展情况，提出了国内采用降烯烃技术的注意事项。     

准噶尔盆地二叠系风二段凝灰岩储层孔隙多重分形特征

凝灰岩储层作为致密油气储层的一种,其微纳米孔隙对油气的储存有着较大的影响。为明确准噶尔盆地哈山地区二叠系风二段凝灰岩储层孔隙结构及非均质性特征,选取哈山地区哈11井6块凝灰岩样品,采用总有机碳含量测定、全岩矿物组分分析,通过CO2和N2吸附实验对凝灰岩储层孔隙结构进行表征,结合多重分形理论,分析孔隙的非均质性及连通性。结果表明：所选凝灰岩样品TOC平均为0.931%,矿物组分以长石、石英、黏土矿物以及白云石为主。微孔主要发育0.33～0.38,0.50～0.68及0.72～0.86 nm3个孔径区间内的孔隙,介-宏孔主要发育2.94～16.09 nm孔径区间内的孔隙。广义分形维数（Dq）随着q的增大而减小,奇异分形谱呈凸起的非对称抛物线状,凝灰岩储层孔隙具有多重分形特征。微孔（0～2 nm）具有较小的奇异谱谱宽（Δα）和较大的Hurst指数（H）,而介-宏孔（2～100 nm）具有较大的Δα值和较小的H值,表明微孔具有较好的均质性和连通性。介-宏孔的非均质性受孔体积的影响,随着孔体积的增大,孔隙非均质性增强,连通性降低。TOC和矿物组分对孔隙非均质性含量和连通性均有不同程度的影响,TO...     

离子色谱技术在蒸气水阴离子分析中的应用

采用离子色谱电导法,利用电化学自动再生抑制器,同时选择了1.35mmol/L的Na2CO3与1.0mmol/L的NaHCO3混合液作淋洗液,对炼油厂蒸气水中的阴离子进行了分析测定,回收率在98%～104%之间,相对标准偏差小于5%。该分析测定方法准确、快速,可广泛应用于实际生产中。     

Gasoline production in stabilization of feedstock in hydrocyclones

Fundamentally new technology for production of gasoline in stabilization of crude oil and gas condensate in a centrifugal force field is directed toward increasing the intensity of the process and decreasing capital and power costs. By regulating the pressure and temperature at the inlet into the hydrocyclone, it is possible to control production of unstable gasoline. By-products of petrochemistry are used to increase its octane number. Synergism in improving the quality of the gasoline in multistage hydrocycloning of crude and incorporation of oxygen-containing components was demonstrated. __________ Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 1, pp. 6–9, January–February, 2006.