高温低渗裂缝油藏用调剖剂及其应用

针对新疆宝浪油田砂岩油藏高温（90～110℃）、低孔（1．37％～17．4％）、低渗（O．020-0．266μm^2）及裂缝发育的特点，研制了由0．6％～O．8％AM／AN共聚物PMN，0．3％～0．6％两种有机和一种无机物复合交联剂及0.1％～0．2％酸度调节／交联剂柠檬酸组成的水基凝胶调剖剂。该剂成胶时间4～60小时可调，储能模量≥10Pa，决定于各组分用量和成胶温度。0.5％PMN＋0．54％交联剂＋0.1％柠檬酸配方调剖剂在105℃放置12个月后，储能模量下降小于32％；在孔隙度31％-45％、渗透率2．6-5．5μm^2的岩心砂填充管中于90-95℃充分成胶后，封堵率〉90％。2003年宝浪油田两口注水井用该剂调剖后，注水压力上升2～3MPa，吸水剖面改善，有4口对应油井大幅度增油。图11表3参4。     

大港油田官109-1断块稠油油藏碱/表面活性剂吞吐采油技术

大港油田官109-1断块稠油油藏的油井由于井筒、近井地带发生原油有机沉积,储层原油流动性差,采用多种方法都不能正常生产。为此研制了一种碱性解堵液,用于油井化学吞吐。该解堵液为复配碱和抗硬剂等添加剂的10%两性木质素表面活性剂溶液,能使玻璃片表面由亲油变强亲水,在石英上的接触角为6°(稀释至1/2和1/4浓度时为11°和12°),与羊大站原油间的界面张力为1.75×10-3~3.18×10-3mN/m。该解堵液与黏度1~50 Pa.s的不同区块稠油按体积比1∶1混合形成的乳状液,60℃、175 s-1黏度为2~6 mPa.s,在配液水矿化度高达6000mg/L以上或钙镁离子浓度高达250 mg/L时,该解堵液仍能保持对稠油的乳化降黏能力。该解堵液从实验岩心中驱出的原油量比地层水多75%,驱出液为乳状液。通过一个井例介绍了化学吞吐工艺:先用一种降黏解堵液对油井进行预处理,清洗油管、炮眼及近井地带,再注入碱性解堵液(该井例中为500 m3),注入时间约15小时,然后开井生产。2000年2月至2002年6月在16口新投产井实施化学吞吐(第一轮次),15口井有效,其中2口井先后转注水,其余13口井到2005年底仍继续产油。图1表6参5。     

胜利油田污水储罐腐蚀防护方法评价

对胜利油田纯粱采油厂A3钢制生产污水（水温约60℃）储罐使用寿命过低的原因进行了实验考察。水质分析数据表明氯离子浓度高（45-48gm）是污水腐蚀性强的主要因素。A3钢在60℃污水中的腐蚀速率，由极化曲线数据计算的值大大高于失重法测定值，敞开系统中失重法测定值又高于密闭系统中测定值，挂片上出现蚀孔，说明储罐中A3钢发生了氧存在下氟离子引起的局部腐蚀（孔蚀）。元素分析结果表明．储罐阴极保护所用的牺牲阳极铝材含铁等元素量超标。牺牲阳极密封不良，在实验污水中7天后电流效率仅为2．92％，失去阴极保护能力。处于实验污水环境中的有涂层保护的A3钢．14天后出现腐蚀极化电流，表明涂层已失去完整性。要提高该采油厂及胜利油田其他采油厂污水储罐的使用寿命，必须改用合格的牺牲阳极和保护涂层材料。图3表2参7。     

双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究

考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素;膨胀性黏土，悬浮固体颗粒。细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉，在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14．5％、11．1％及0．02％；注入100PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7％和4％、9％和7％。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降，粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大，则渗透率越低。在粒径2．1μm或颗粒浓度3mg／L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降，含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小，注入含菌50个／L的水100PV使岩心渗透率下降7％。岩心对注水合油量敏感，注入含油量20mg／L的水50PV使岩心渗透率下降20％。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心，其次是双河北岩心．江河岩心较轻，注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少．说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞，研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液，与南阳油田使用的低伤害酸液一起，用于1口注水井的解堵，效果良好。图7表4参5。     

低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究

所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。     

茨34块CO2+水段塞驱工艺技术研究

茨榆坨油田茨34块经过近20年的常规开采，面临着油层亏空、注水开发采收率低、水淹情况比较严重等问题，急需进行开发方式的转换。通过油藏数值模拟，发现剩余油分布主要集中在茨15—156井组，选定该块茨15—156井组进行CO2＋水段塞驱现场试验。现场试验表明，该块运用CO2＋水段塞驱开采方式进行开发方式的转换是可行的，增油效果明显。该区块试验的成功为类似区块开发方式的成功转换提供依据。     

膨胀水泥浆体系在苏丹1/2/4区块水平井固井中的应用

随着苏丹1／2／4区块的深入开发，为了加快开发主力油层，提高原油产量，降低钻井成本，GNPOC在此区块布置水平井开发任务。所开发的区域主要分布于Heglig，Munga，Simbir，Bamboo区块，油层所在是Zaqar和Bentiue地层。此层位具有高渗透，地层温度高，易塌、气窜等复杂问题，尤其是Heglig和Munga地区井壁坍塌严重。为此，根据地质资料、井身结构和对水平井注水泥的技术要求，科学合理设计施工工艺，优选出适合此地区固井施工的冲洗液和隔离液，特别是经过努力实践，开发出了新型膨胀水泥浆体系，此体系具有高强度、低失水、无析水、防气窜之功效。结合使用哈里伯顿CPT—Y4大功率固井车，精确计量和自动密度控制，该体系水泥浆目前已在7口水平井施工中得以应用，均为优质井。现正在被大量使用，此体系的开发，解决了该固井技术难题，创造了中国固井在海外首次水平井作业一次成功的历史记录，具有较高的经济和社会效益。     

搞好人才资源开发再创西部石油辉煌

西部是中国石油工业的发祥地，也是中国陆上石油工业再次腾飞的双翅。论述了党和国家提出的实施西部大开发战略对加快我国社会主义建设和实现石油工业二次腾飞、再创西部石油辉煌的重要意义。简要阐明了搞好石油企业职工人才资源开发和教育培训与再创西部石油辉煌的紧密关系，并详细论述了中国石油天然气集团公司领导重视，完善体制，建立激励体制，采用多种方式，加强石油职工人才资源开发和教育培训的基本作法、模式以及已经取得的显著成果。     

纤粒复合型油井水泥石增韧剂的性能及机理研究

针对国内油田油气井因后续施工(射孔、压裂、酸化等)造成水泥环脆裂的问题,根据断裂力学原理和复合材料理论设计配方,选用GX(1.0%的特种无机富硅纤维 2.5%的有机弹性颗粒)作为油井水泥石增韧材料;并对掺有GX的油井水泥浆的工程性能、物理性能、与其他外加剂的配伍性以及水泥石的微观结构进行考察,结合性能评价试验,分析了GX在水泥石中的增韧作用机理。结果表明,GX可以显著提高油井水泥石的韧性和弹性,并且与其他外加剂配伍性良好。     

高温高盐高含水油藏提高水驱采收率配套技术

针对江汉油区高温高盐高含水油藏的储层条件,应用国内外油藏精细描述、油藏工程最新理论与技术,提出了高含水油田合理钻加密井、完善注采井网、水平井挖潜、不稳定注水及高温高盐油藏采油工艺配套技术措施,形成了一套适应高温高盐高含水油藏提高水驱采收率的配套技术。