海上 J油田活化水体系配方及性能研究

为了解决J油田注水井压力高所导致的注水井欠注问题,优选出了以复配型表面活性剂S005为主剂、黏土稳定剂HY-01为助剂,组成为1×10~3~2×10~3mg/L S005+2×10~4mg/L HY-01的活化水体系,研究了该活化水体系的地层水配伍性、耐冲刷性能、抗盐性能、耐温性能和热稳定性能。结果表明,该活化水体系与原油间的界面张力能达到超低数量级,对膨润土的防膨率大于90%,具有一定的降压增注效果。该活化水体系具有良好的耐冲刷性能、抗盐性能和耐温性能。经过冲刷4次后,活化水体系防膨率保持在85%左右,防膨率保留率在95%以上。随着NaCl浓度增加,活化水体系油水界面张力呈数量级下降,活化水体系对膨润土防膨率保持基本不变。随着温度(55~82℃)升高,活化水体系对膨润土的防膨率增加,在82℃下老化30 d后对膨润土防膨率超过90%。     

海上油田酸化返排液处理实验及就地处理系统设计

不动管柱酸化技术用于海上油田的施工相对简单,可降低作业成本,但酸化返排液进入生产流程可能影响系统正常运行,将其储存运回陆地处理又费时费力。为解决海上油田返排液处理问题,以渤海J油田酸化返排液为研究对象,通过室内实验,分析了返排液的物性及氧化除铁、絮凝除杂、热化学与二次超声波联合脱水等方法对返排液的处理效果。在此基础上,设计了一套适用于海上平台的返排液处理撬装化系统。对见油前的返排液主要实行除铁和混凝过滤处理,对见油后的返排液主要实行热化学脱水和超声波脱水处理。现场试验结果表明,应用此系统可以实现海上油田酸化返排液就地处理。     

JX1-1油田沙河街储层注入水与储层配伍性研究

针对JX1-1油田注水井出现注水阻抗明显上升,吸水能力递减快的问题,进行了储层敏感性实验研究、注入水和地层水静态和动态配伍性研究,注入水(固相颗粒、悬浮油)单独和共同作用与储层的动态配伍性实验研究。实验结果表明,水敏性中等偏强是储层欠注内在因素;清污混合回注过程中结钙质垢也是损害储层的因素之一。另外,一关键因素是注水水质中悬浮物质含量超标对吸水层造成的伤害,建议控制JX1-1油田沙河街储层注入水指标为:ρ(油)≤10mg/L;ρ(悬浮物)≤3mg/L;悬浮物颗粒粒径中值d≤3μm。     

海上低渗储层注水水质指标试验研究

为了实现海上低渗储层注水过程的储层保护,有必要对注水水质指标开展试验研究。以渤中25-1低渗油田沙河街组储层为研究对象,分析储层孔隙结构特征,创新模拟注入水的配制方法,利用油田现场油样和水样对含油质量浓度、悬浮固体质量浓度、悬浮颗粒直径中值等3个主要控制指标进行单因素试验,研究确定综合指标并进行天然岩心的验证试验。通过试验研究,推荐了适合渤中25-1低渗油田沙河街组二段(Es2)和沙河街组三段(Es3)储层特征的注水水质主要控制指标。     

水溶性化学微粒分流剂SA-2的实验研究

酸液的分流置放技术与酸液体系的选择同等重要。对长井段酸化时,各层位的污染和伤害通常是不均匀的,且由于地层的非均质性,如不采取分流措施,大部分酸液将倾向于向高渗透层漏失,使酸液的解堵作用大为降低,因此采用分流置放技术是保证酸液有效解堵的关键。研制出了易于使用、高效分流的水溶性化学微粒分流剂SA-2。SA-2遇酸能够形成稳定的化学微粒,化学微粒在环境pH值达到6～7后能够完全溶解;其微观形态及粒径可通过表面活性剂类型与浓度控制,现场应用需结合储层孔喉关系优选表面活性剂类型与用量;使用3～5倍孔隙体积的化学微粒就可实现岩心的稳定封堵,为确保施工过程中的稳定分流,酸溶液与SA-2的混合比例至少应为5︰1。实验室条件下,在注入压差恒定为1.5 MPa下,用时200～250 s就可达到较为理想的分流效果。现场应用中应根据储层孔喉关系合理优化分流剂粒径分布与浓度,在较短时间内达到稳定分流的目的。     

SZ36-1油田注入水与储层配伍性实验研究

海上注水开发油田由于受到海洋作业环境与资源限制,注水水源仅能采用有限的地下水以及生产处理污水资源,为此对注入水与储层进行配伍性研究显得尤为重要.通过浅层地下水、生产污水以及混配水与地层岩石的配伍性实验研究,论证不同注入水源对储层的伤害程度,为油田选取最佳清污混配比例提供依据,保障油田在有限的水资源条件下的高效注水工作.     

绥中36-1油田注聚井注入压力高原因分析及增注措施

绥中36-1油田注聚井注入压力高导致欠注井的比例占到35％.造成注聚井注入压力高的原因主要为:储层岩石胶结疏松、泥质杂基含量高,微粒易运移;早期注水已使储层遭受一定程度的污染;聚合物的吸附滞留造成近井地带堵塞;现阶段井口平台注入水水质不达标;高浓度聚合物母液与配注用生产污水不完全配伍;过滤系统精度不够,大颗粒絮团或聚合物鱼眼随注入水进入地层.可通过严格控制注入水水质、确定最佳清污混注比例以及在注聚系统加多重滤网过滤消除注聚井外来物质堵塞,并采用复合型化学解堵剂进行解堵,从而达到增注目的.     

两种新型高温除垢剂的性能评价

合成两种新型高温除垢剂A-1、B-1,并模拟地层环境进行垢样溶蚀实验,确定了两种除垢剂的最佳复配比例,并对复配的除垢液进行性能评价。结果表明,在高温下除垢液对3种垢均有较好的溶蚀能力,同时研究发现将除垢与酸化相结合能显著地改善岩心渗透率。     

歧口17-2油田注入水颗粒粒径与喉道配伍性研究

歧口17-2油田注入水颗粒粒径指标主要是依据行业标准制定的,在此基础上开展其与喉道的配伍性研究是极有必要的。通过对地层系数的计算统计明确了目标油田主力注水层位分布。利用主力注水层位岩心的压汞曲线数据,分析了其微观孔隙结构,获得了主流喉道中值。综合考虑,取渗透率约为2 000mD的24块岩心进行模拟注水实验。根据国标SY/T 5329—94,针对目标油田主力吸水层位渗透率,取最严格质量浓度指标上限5mg/L时,认为渗透率伤害值超过25%的粒径区间即为规避区间,现场注水时粒径需考虑规避区间的下限,目标油田为主流喉道中值的1/8。当注入水颗粒质量浓度为5mg/L,粒径增加至4μm时渗透率伤害率值增大至20%,故目标油田注入水中悬浮颗粒质量浓度应小于5mg/L,粒径应小于4μm。     

聚合物驱吸液剖面反转机制、应对方法及实践效果

大庆、大港和渤海油田的矿场测试资料表明,化学驱中、后期注入井都出现了吸液剖面反转现象,因此降低了增油降水效果。为进一步探究聚合物驱吸液剖面反转机理、提高化学驱开发效果,采用“分注分采”岩心物理模拟方法,开展了聚合物驱过程中吸液剖面反转作用机制和应对方法实验研究。研究结果表明,水驱油藏提高采收率的关键在于增加储层内中、低渗透部位吸液压差,为此可以提高注液速度或利用化学材料滞留增大高渗透部位渗流阻力或采取侧钻和微压裂等措施减小低渗透部位渗流阻力。聚合物驱过程中,聚合物在储层内低渗透部位滞留所引起渗流阻力和吸液启动压力增幅要远大于高渗透部位的水平,加之注入压力受限于储层岩石破裂压力,二者共同作用引起注入井吸液剖面反转现象。采取高滞留与低滞留能力聚合物溶液(或二元和三元复合体系)交替或梯次注入方式可以降低厚油层内低渗透部位渗流阻力和吸液启动压力升高速度,进而减小吸液剖面反转速度。矿场试验表明,不同滞留能力驱油剂交替或梯次注入减小了吸液剖面反转速度,提高了化学驱增油降水效果。