微滤陶瓷膜对海上油田回注污水的深度处理效果

为解决海上油田回注污水水质不达标的问题,进行了微滤陶瓷膜过滤技术深度处理回注污水的试验,探讨了运行条件和回注污水水质对陶瓷膜过滤效果的影响,同时还评价了试验装置对某实际海上油田回注污水的处理效果。结果表明,随着跨膜压差、温度和进膜流量的增大,膜通量大致呈现逐渐增大的趋势;回注污水中悬浮物和乳化油的含量越高,滤后清液中两者的含量也越高;悬浮物粒径和乳化油粒径中值越大,过滤效果越好;陶瓷膜可以滤除某海上油田回注污水中93.9%的悬浮物和74.1%的乳化油,同时将粒径中值降低42.4%,表明陶瓷膜过滤技术是深度处理海上油田回注污水的有效方法。     

渤海P油田层内生成CO2调驱技术

针对渤海P油田储层非均质性强、注水强度大,注入水突进和无效循环导致水驱开发效率低的问题,开展了层内生成CO₂调驱技术研究。通过生气效率评价试验优选出最优生气体系,并利用Waring-Blender法和填砂管流动试验优选了配套发泡剂和稳定剂。室内试验结果表明:最优生气体系为生气剂A+释气剂D,其生气效率可达96.2%;发泡剂体系为0.2%发泡剂2+0.1%发泡剂5,其发泡体积为740 mL,析液半衰期为219 s;发泡体系中加入稳定剂1,对渗透率2 000～10 000 mD填砂模型的封堵率在90%以上。渤海P油田15个注采井组应用了层内生成CO₂调驱技术,累计增注量69 986 m3,累计增油量33 413 m3,有效率达100%,有效期长达5个月。研究表明,层内生成CO₂调驱技术技术对渤海P油田具有良好的适用性,解决了注水开发存在的问题。      

聚合物微球/表活剂复合体系注入方式对调驱效果影响研究

为达到注水开发油田中后期稳油控水的目的,通常采用深部调驱方法调整吸水剖面、扩大波及体积,提高水驱采收率。针对渤海油田储层特征,开展了聚合物微球与表活剂复合调驱的研究。通过驱替模拟实验,研究了聚合物微球与表活剂复合体系的注入方式对调驱效果影响规律。结果表明:在实验条件下,复合调驱体系较单独注入微球可提高采收率3.1%~8.3%,并且采用交替注入方式提高采收率的效果要优于混合注入方式。     

海上油田多轮次自生CO2泡沫调剖效果评价研究

目的自生CO₂泡沫体系在多轮次调剖中增油效果逐渐减弱,亟需分析该体系的效果递减规律。 方法结合渤海油田的纵向非均质储层特征,利用大尺寸可视化平板物理模型和数值模拟模型,研究了多轮次自生CO₂泡沫调剖的规律,尝试了延长体系的反应时间以增加其作用距离。 结果水驱仅能波及纵向非均质模型下部的高渗层,未启动上部的低渗层;自生CO₂泡沫调剖体系可进入高渗层形成封堵,启动低渗层,第一轮调剖提高采收率值超过10%,但是随着调剖轮次的增加,体系未能进入储层更深的位置,提高采收率值不断降低,至第4轮调剖时不足1%;高渗层的剩余油在两翼部位富集,低渗层的剩余油分布均匀。 结论自生CO₂泡沫体系的作用距离有限,调剖轮次增加却未能作用于更深储层,延长反应时间以增加其作用距离,多轮次调剖的效果更好,采收率总提高值为3.66%。      

原油/表面活性剂体系界面扩张流变性影响因素研究

使用德国KR(U|¨)SS公司生产的DSA100界面扩张流变仪,采用小幅周期振荡法考察了55℃时ORS-41表面活性剂溶液与桩西原油接触界面的界面扩张流变性。通过测量界面扩张模量、弹性模量和黏性模量等参数,研究了实验条件和表面活性剂对界面性质的影响。结果表明:油滴大小和振幅对实验结果的影响较小;界面上发生的主要弛豫过程为扩散弛豫,扩张模量、弹性模量和黏性模量均随着振荡频率的增大而增大。适宜的实验条件为:ORS-41表面活性剂溶液质量分数0.01%,油滴振幅1.0μL,振荡周期10 s,表面活性剂平衡时间300 s。未加表面活性剂时,界面膜可以看作是弹性模,弹性模量和扩张模量分别为2.8409mN/m和2.8490mN/m,黏性模量近似为0。加入表面活性剂后,界面膜的弹性模量和扩张模量迅速降至0.1503 mN/m和0.1786 mN/m:而黏性模量则先增大后减小。     

一种新型层内生气体系的研究与应用

针对常用层内生气体系反应速度快、生气效率低的问题,优选出氨基甲酸铵和乙酸的新型层内生气体系,解决了现有技术的缺点,并且评价了该新型体系的深部封堵性能和驱油性能.通过室内评价实验,优选的新型体系配方为质量分数10％的氨基甲酸铵和质量分数10％的乙酸,反应时间为5 min,生气效率为78.7％;深部封堵性能实验表明,新型体系对比常用体系具有缓释效果,作用距离更远,形成更深的封堵;驱油性能实验中新型体系和常用体系的采收率增值分别为27.02％和22.83％,表明新型体系的深部驱油性能更好.现场应用结果显示,措施井实现了降压增注,井组产油量增幅达到44 m3·d-1,有效期长达153 d,累计净增油量达到6732 m3.     

一种新型深部调驱用无机复合转向剂的研制及性能评价

针对海上油田非均质性较强、矿化度高及"低油价调驱"的需求,结合仪器测试和机理分析方法,研究了无机复合转向剂(IGS)的制备思路、成胶特征和封堵性能。结果表明,液体硅酸钠质量分数为0.4%~3.0%,液体硅酸钠溶液与渤海油田高矿化度区块注入水中的钙镁离子自发反应,可生成悬浮在水中的无机IGS转向剂。该体系为液体体系,强度可控,可实现在线注入,具有快速溶解、耐温、抗盐、环保、廉价等特点。配合使用低浓度的乳液聚合物体系(500mg/L)及0.1%(w)的屏蔽剂,形成的无机复合体系可进一步增强体系的黏度和强度。岩心封堵性实验表明,IGS+乳液聚合物体系能够大幅度增加流动阻力,岩心各长度区间封堵率为24.73%~70.38%,表现出良好的深部液流转向能力,在海上及其他作业空间受限的高矿化度油田具有应用推广价值。     

海上油田注水水质对储层伤害的模拟实验

油田注入水悬浮物和含油超标,会引发悬浮物颗粒、油滴及沉淀物聚集,造成储层的伤害,导致注水井的注入压力逐渐升高,油田长期欠注,进而影响油田的开发效果。针对以上问题,利用岩心驱替实验考察了渤海油田注入水质对岩心渗透率的影响规律。结果表明,随着注入水中悬浮物含量及悬浮物粒径中值的增大,岩心渗透率逐渐降低,注入水对岩心的伤害性越强;注入水中油对岩心的伤害程度要远低于悬浮物;当油和悬浮物同时存在时,对岩心的伤害会产生叠加效应。     

海上中低渗油藏多功能纳米增注体系性能评价及应用

目的 目前部分海上中低渗油藏薄互层较为发育,具有孔隙结构复杂、局部物性差、层内非均质强等储层特征,导致整体呈现“注不进水,采不出油”现状,严重制约了油田开发效果和储量动用程度的提高。针对这些问题,提出了一种新型纳米增注体系,为海上油田中低渗油藏注水开发提供一套有效的解决方案。方法 通过室内实验性能评价方法对体系润湿性、除垢性能、渗透率改善性能进行研究。结果 纳米溶液处理后岩心由亲水变为疏水,平均岩心润湿角提高20°左右,使流过的水分子发生速度滑移,减少流动阻力;纳米溶液有助于剥离后的有机垢分散,洗脱率达到92.3%,避免剥离后有机垢的二次沉淀堵塞,并且能有效溶蚀矿物,溶蚀率达到43%,起到很好的解堵除无机垢效果;岩心经过纳米溶液驱替后,平均渗透率提高32.6%,平均注入压力下降35.9%。结论 现场应用结果表明,该技术可显著提高注水井吸水能力,措施后注入压力下降46.7%,注入量增加8倍,吸水指数提高12.2倍,有效期是常规酸化的4倍以上。     

水平井新型笼统挤注化学堵水剂研究与应用

针对水平井产出液含水量较高的现状,选择了一种新型的笼统挤注化学堵水剂——活化油堵剂,并对活化油的堵水性能进行了研究。为提高活化油的耐温耐盐性能,确定使用非离子-阴离子复配乳化剂作为活化油用乳化体系,并筛选出最佳乳化体系为2%MZ-18+3%BH-12。室内实验证明,由该活化油制得的乳状液具有较高的黏度和热稳定性。物理模拟实验表明该活化油体系具有较好的堵水性能、耐冲刷性能和油水选择性封堵性能。现场试验表明,该笼统挤注化学堵水技术能显著降低含水率,提高水平井的产油量,起到降水增油的作用。