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海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组为例

海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕

北1区西部Ng4-5砂层组为例

王增林;宋新旺;祝仰文;窦立霞;邢爱忠;陈伟

【摘要】化学驱是在平台有限期内提高海上油田采收率的有效手段,相比单一聚合物驱,二元复合驱具有更为快速和更大幅度提高彩收率的特点.针对埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组,设计了二元复合驱油藏工程优化方案;针对海上平台配注水水质差,离子成分复杂,研制了速溶高效抗盐二元复合驱油体系;针对平台空间狭窄,简化了二元复合驱配注流程,研制了高效小型化设备,不但提高了自动化程度,减少了平台操作,还降低了安全环保风险,形成了高效集约化海上配注工艺;针对先导试验区储层出砂严重,层间矛盾突出,研制了低剪切注聚防砂管,形成了低剪切分层防砂分层注入工艺技术,整套管柱粘度保留率高,分层配注准确,可满足海上安全环保要求;形成了海上油田大幅度提高采收率关键技术,并首次在埕北1区示范工程区开展了二元复合驱先导试验.

【期刊名称】《油气地质与采收率》

【年(卷),期】2014(021)002

【总页数】5页(P5-9)

【关键词】海上油田;提高采收率;二元复合驱;配注工艺;分层防砂;埕岛油田

【作者】王增林;宋新旺;祝仰文;窦立霞;邢爱忠;陈伟

【作者单位】中国石化胜利油田分公司,山东东营257001;中国石化化学驱提高石油采收率重点实验室,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,

山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中

国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中国石化石油工程设计

有限公司,山东东营257026;中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000

【正文语种】中文

【中图分类】TE357.43

(1.中国石化胜利油田分公司,山东东营257001;2.中国石化化学驱提高石油采

收率重点实验室,山东东营257015;3.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;4.中国石化石油工程设计有限公司,山东东营257026;5.中

国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000)

海上油田产量的持续增长已成为石油产能接替的重要组成部分,随着勘探难度的增大,海上油气资源的高效开发日趋重要,发展海上油田大幅度提高采收率技术方法势在必行[1]。陆上油田开发实践证实,化学驱是大幅度提高采收率的有效手段,已经在大庆、胜利等油区得到广泛应用,技术日趋成熟,其规模居世界前列,研究应用水平也处于国际前沿[2-8]。借鉴陆上成功经验,针对海上油田特点,中国海洋石油总公司在绥中36-1等油田先后开展了聚合物驱单井试验、井组试验和扩大试验,均取得了良好的增油效果[9-12]。无碱表面活性剂加聚合物的二元复

合驱油技术是近几年发展起来的高效化学驱油方法,体系组分能与原油形成超低界面张力,相对于三元复合驱来说由于体系中无碱,可以最大限度地发挥聚合物的粘弹性,并减缓腐蚀和结垢[13]。胜利油区率先开展了无碱二元复合驱油技术研究,并于2003年9月在孤东油田七区西南Ng54—61层开展了二元复合驱油先

导试验,取得了显著降水增油效果[14-16]。截至2013年9月,全区已累积增产原油24.6×104t,提高采收率8.9%,预计可提高采收率12%,展示了二元复合

驱良好的发展前景。

埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海海域,主要采用井组平台的开发模式。由于受淡水资源和输送条件的限制,配注水水质差,矿化度高,离子成分复杂,对二元复合驱油体系的粘度、界面张力等性能影响较大;采油平台剩余空间小,制约了配注工艺的实施[17]。目前,该油田采出程度低,采油速度不到1.5%,而平台、管线寿命有限,仅为15~20 a,储层出砂严重及层间矛盾突出,迫切需要寻求更快、

更大幅度提高采收率的新技术。针对上述制约海上油田实施二元复合驱的关键技术难题,重点开展了适用于海上油田的速溶抗盐二元复合驱油体系、配注工艺流程、低剪切分层防砂及注入工艺研究,优化设计了二元复合驱方案,并在埕岛油田埕北1区西部Ng4—5砂层组开展二元复合驱先导试验,以期为提高海上油田的采油

速度和大幅度提高采收率提供借鉴。

埕北1区西部Ng4—5砂层组先导试验区位于埕岛油田中区北部,水深为12~14 m,距中心一号平台5 km,距中心二号平台3 km左右,为高孔高渗透、常规稠油、岩性构造层状油藏,试验区含油面积为0.68 km2,石油地质储量为

191×104t,其中中心井区石油地质储量为55×104t,主力含油小层为Ng51,

Ng53,Ng54和Ng55,石油地质储量为163×104t,占试验区石油地质储量的85.3%。试验区储层埋藏浅,物性较好,平均孔隙度为32.8%,平均空气渗透率

为1 162×10-3μm2,原始含油饱和度为61%~65%;原始地层温度为65℃,地层原油密度为0.906 6 g/cm3,地层原油粘度为67 mPa·s,产出原油地面粘度为308 mPa·s;原始地层水矿化度为4 240 mg/L,二价离子的质量浓度为27 mg/L;产出水矿化度约为9 000 mg/ L,二价阳离子的质量浓度大于300 mg/L。自1998 年8月投产,现处于中含水开发阶段,综合含水率为67.6%,采出程度相对较低,仅为15.9%。油层发育好,连通状况好;1F平台注入井比较集中,共有4

口注入井,9口生产井,1口中心井(1FA-8)。

2.1 实验器材

实验仪器包括:Texas500旋转滴界面张力仪、DV-III布氏粘度计、电子天平、磁力搅拌器和烧杯等。驱油设备主要包括:ISCO泵、压力传感器、岩心夹持器和中间容器等。

实验样品包括:阴离子表面活性剂石油磺酸盐PS-1、烷醇酰胺类非离子表面活性剂HS-2、聚丙烯酰胺8号(取自孤东油田七区西南Ng54—61层二元复合驱油先导试验矿场)和三元共聚物新2号[18]的工业样品。实验用油为埕岛油田1A-4

和1D-4井的脱水原油与煤油以一定比例配制的模拟油,其在65℃时的粘度为67 mPa·s。

实验用水为埕岛油田注入水(污水与水源井水的混合水),总矿化度为10 764

mg/L,二价阳离子的质量浓度为341 mg/L。

2.2 实验方法

界面张力和驱油效果分别按照SY/T 6424—2000[19]中复合驱油体系与原油的界面张力性能检测和复合驱油体系物理模拟驱油效果测试的规定进行测定,实验温度为65℃。

质量分数为0.15%的聚合物溶液按照SY/T 5862—2008[20]的规定进行配制,溶液粘度用DV-III布氏粘度计在温度为65℃、剪切速率为7.34 s-1的条件下测定。

2.3 二元复合驱油体系研制

2.3.1 表面活性剂配方

设计思路通过分子模拟研究了二价阳离子(Ca2+和Mg2+)与表面活性剂之间

的相互作用。结果表明,向阴离子表面活性剂中加入非离子表面活性剂可以提高表面活性剂的抗钙镁能力。这是由于将2种表面活性剂复配后,阴离子表面活性剂

富集于油水界面处,而非离子表面活性剂占据界面吸附位,能够有效减弱阴离子表面活性剂极性头基与二价阳离子之间的静电相互作用。同时,采用分子动力学方法

研究复配后的表面活性剂与二价阳离子的电荷分布,量化计算复配表面活性剂与二价阳离子的作用距离可知,二价阳离子电荷数由原来的+2变为+1.4,说明其电荷已经离域到其附近的原子上,二价阳离子与酰胺基团上的氧原子和磺酸基上的氧原子已经形成了类似配位键的作用,而不是单纯的静电相互作用,使得表面活性剂与二价阳离子相互作用减弱。为此,提出了将阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂进行复配的设计思路,以提高表面活性剂的抗钙镁能力。

表面活性剂配方及性能评价由PS-1与HS-2不同质量比下的界面张力测定结果可知:单一石油磺酸盐难以使油水界面张力达到超低(10-3mN/m数量级);当

PS-1与HS-2的总质量分数为0.4%、质量比为3∶1,2∶1,1∶1和1∶2时,

油水界面张力分别为5.5×10-3,1.5×10-3,1.1×10-3和1.3×10-3mN/m,均

达到超低,且在质量比为1∶1时达到最低。

由质量比为1∶1的PS-1与HS-2复配体系不同质量分数下的界面张力(图1)可知,复配体系在较宽的质量分数范围内(0.1%~0.6%)界面张力均达到超低,且质量分数为0.4%时,界面张力最低。为此,将总质量分数为0.4%、质量比为

1∶1的PS-1与HS-2溶液作为二元复合驱油体系的表面活性剂。

2.3.2 速溶抗盐聚合物优选与性能评价

李振泉等已经证实三元共聚物新2号中试样品的综合性能优于普通聚丙烯酰胺[18],溶解性能良好,具有非常好的耐温抗盐能力及比普通聚丙烯酰胺更高的

提高采收率的能力,且能与石油磺酸盐产生较好的协同效应。通过对新2号工业

样品的性能评价发现:其性能与中试样品相当,优于普通聚丙烯酰胺8号;新2

号溶解时间为45~60 min,普通聚丙烯酰胺溶解时间为120 min;质量分数为0.15%的新2号溶液的表观粘度为20.5 mPa·s,大于技术指标要求的15 mPa·s,普通聚丙烯酰胺8号为14.6 mPa·s;新2号与表面活性剂复配后,体系的表观粘度和界面张力保持稳定。故优选新2号工业样品作为二元复合驱油体系的聚合物。

2.4 驱油体系性能评价

在表面活性剂配方研究及聚合物优选评价的基础上,确定了适用于海上油藏条件的二元复合驱油体系室内配方:由质量分数为0.2%的石油磺酸盐PS-1、质量分数

为0.2%的表面活性剂和质量分数为0.15%的聚合物复配而成。二元复合驱油体系的性能评价结果表明,其与原油的初始界面张力为3.6× 10-3mN/m,3个月后界面张力为4.5×10-3mN/m,粘度保留率为84%,说明其具有超低界面张力、较

高的粘度和良好的热稳定性。物理模拟实验结果表明,二元复合驱油体系发挥了聚合物和表面活性剂的协同作用[21],驱油效率提高了26.3%。

为在埕北1区开展二元复合驱先导试验,对CB1F平台进行了扩建,扩建部分分

为2层,上、下层最大承重分别为30和113 t,扩建平台总面积为177 m2。邢

爱忠等已经对海上CB1F平台二元复合驱先导试验的工艺进行了探讨,认为海上CB1F平台要实施二元复合驱,不能按陆上的做法和原则选用容器、设备,必须简化流程,对所用设备模块须进行橇装化和小型化的研制[22]。在前期工作的基

础上,为了节约平台空间,减少平台操作,降低安全环保风险,确保化学剂溶解熟化并混配均匀,研制了聚合物干粉分散混配模块、聚合物母液搅拌熟化模块等小型装置,形成了集约化海上配注工艺。

聚合物干粉分散混配模块将水射式分散装置中的干粉储料仓(储存干粉量为3.5 t)与启闭阀、螺旋下料器、射流仓集中成干粉分散混配模块(图2),其直径为2.8 m,高度为2.9 m,每个模块总质量小于6 t,共设9个模块,4个1组,1个备用。每次吊运1组干粉分散混配模块到平台上,与平台上预留的低压污水管线及

电控接线盒相接,即可配制聚合物母液。

聚合物干粉分散混配模块具有以下结构和功能特点:采取密封措施分割上、下腔室,可遮风挡雨,防止潮湿空气进入;通入干燥空气,保持微正压,保证干粉不会受潮结块;外接口采用方便快捷的快换接头;模块集储料仓、射流仓、电气和自控于一

体,减小了占地面积,每个模块体积为39 m3,占地面积为12.6 m2,与陆地相比,节约占地面积102 m2。

聚合物母液搅拌熟化模块通过优选搅拌机叶片形式,优化搅拌机叶片层数、层间距、叶片直径和搅拌机的转速,采取在罐壁增加挡板、母液进液方向与搅拌机转动方向相反等措施,研制了聚合物母液搅拌熟化模块。该模块可提高聚合物母液的熟化效率,使溶解熟化时间缩短至40 min,达到技术指标要求;同时压缩了设备体积,减少了模块的容积和占地面积,提高了场地平面利用率,模块体积和占地面积仅为陆上同等规模熟化装置的43.6%和61.6%。

其他模块的研制研制了聚合物母液提升过滤模块、表面活性剂模块、驱油剂均匀混配模块以及背包式高压注入泵等。

海上配注工艺流程将所研制模块在平台上分层设置:将聚合物干粉分散混配模块安置在顶层,方便吊运;其余模块集中安置在下层,便于布置管线;控制室安置在中层,方便操作。整个流程充分利用了平台空间和高差,大大减少了设备及模块的占地面积,陆地同样规模二元复合驱试验站占地面积为480 m2,比陆地节约占地面积63%,可满足海上配注要求。

埕岛油田海上注聚合物区馆陶组油藏储层胶结疏松,地层出砂严重;含油井段长、纵向层多;各层非均质性强,层间矛盾突出;要实现海上注聚井低剪切分层防砂及注入,目前尚无先例可循。由于注入井与生产井不同,出砂是在近井地带压力变化瞬间,储层激励出砂;储层岩石粒度中值为0.13~0.18 mm,且分选系数好,粒度中值大于0.1 mm的地层采用防砂管即可满足防砂要求[23];针对井径为159.2 mm的井眼,研制了新型低剪切注聚防砂管,采用海上注水井中成熟的分层防砂、分层注水工艺[24],从而满足海上砂岩油藏聚合物低剪切分层防砂分层注入的要求。

4.1 低剪切注聚防砂管

虽然防砂管种类较多,但从挡砂层方式上看,目前常用的主要有网状与缝状2种

结构的防砂管,通过分析,缝状绕丝防砂管对长链式高分子聚合物具有更低的机械剪切,聚合物粘度保留率达95%以上[25],因此,注聚井优选采用如绕丝类的

缝状防砂管。但在注聚时采用的常规缝状绕丝防砂管由于缝的形状为外窄里宽,杂质易在防砂管筛缝的最小处聚集,长时间注聚时防砂管易堵塞。为此,研制了新型的低剪切注聚防砂管(图3),该防砂管采用内窄外宽的缝状结构,有利于防砂管防堵塞与聚合物低剪切注入,同时绕丝防砂层内置于基管内,也有利于安全下井。

4.2 海上双管安全分层注入工艺

由于双管分注无井下配注器节流,聚合物粘度保留率最高,井下各层流量可在井口调节,流量调节准确方便,因此优选采用同心双管分注工艺;同时为满足海上井控安全要求,设计了海上同心双管安全分注工艺管柱(图4)。其井下安全控制的工作原理是:双管安全阀受压,打开中心管内密封阀板和环空内密封,中心内管注下层,双管环空注上层,实现正常分注;在异常情况时,双管安全阀泄压关闭,封隔器关闭井筒。

4.3 分层注聚技术指标

采用低剪切注聚滤砂管和双管分注工艺,该套剪切分层防砂及注入工艺的单井配注量小于等于400 m3/d,单层配注量小于等于200 m3/d,粘度保留率大于等于92%。现场试验结果证实,整套管柱性能可靠,分层配注准确,可满足海上安全

环保要求。

5.1 注入参数优化

根据正交设计方法和模糊数学原理,在复合驱油藏数值模拟研究的基础上,考虑各项技术、经济指标综合影响,利用基于模糊综合评判模型的优化设计方法对复合驱注入参数进行了优化设计。选取表面活性剂质量分数(A)、聚合物质量分数(B)和注入孔隙体积倍数(C)3个因素作为考察对象,每个因素参考室内实验结果取

4个水平值(表1)。由正交试验结果(表2)可知,最佳注入参数为A2B2C3,即表面活性剂和聚合物的质量分数分别为0.4%和0.18%,主段塞注入孔隙体积倍数为0.25。

5.2 分层注聚方案

埕北1区西部Ng4—5砂层组先导试验区开发单元小层数多达11个,井段长;层间物性差异大,渗透率级差最大达12。为了达到较好的注聚效果,在考虑储量、厚度匹配的情况下,将有稳定隔层的Ng52与Ng53小层分开,实施上、下2层分层注聚。上层为Ng42—52,石油地质储量为67×104t,油层厚度为9.2 m;下层为Ng53—55,石油地质储量为124×104t,油层厚度为13.2 m。数值模拟结果表明,相比笼统注入,分层注入可提高采收率1.1%。

5.3 先导试验推荐方案

在二元复合驱注入参数及分层注聚方案的基础上,确定了先导试验油藏工程方案。采用水源井水和污水混合稀释三段塞注入方式,前置保护段塞和后置段塞均为质量分数为0.2%的单一聚合物溶液,主段塞为由质量分数为0.4%的表面活性剂和质量分数为0.18%的聚合物混配而成的二元复合驱油体系,前置保护段塞、主段塞和后置段塞的注入量分别为0.03,0.25和0.02倍孔隙体积。数值模拟结果预测,全区提高采收率10.3%,累积增油量为19.7×104t,其中中心井可提高采收率12.3%,采油速度最高可达3.2%。2012年1月,首例海上油田二元复合驱提高采收率先导试验在CB1F平台投产。

以阴离子表面活性剂复配非离子表面活性剂的思路指导抗盐抗钙镁表面活性剂配方设计,研制的二元复合驱油体系在先导试验区模拟油藏条件下,具有速溶、抗盐、高粘、低界面张力、热稳定性好等优点。

研制了适用于海上条件的聚合物干粉分散混配模块、母液搅拌熟化模块等高效小型装置,占地总面积为177 m2,而陆地同样规模二元复合驱试验站占地面积达480

m2,形成了海上二元复合驱高效集约化配注工艺。研制了低剪切注聚防砂管,形成了低剪切分层防砂分层注入工艺技术,整套管柱粘度保留率大于等于92%,分层配注准确,可满足海上安全环保要求。在形成以上二元复合驱提高采收率关键技术基础上,开展了首例大规模海上二元复合驱先导试验。

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海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组为例

海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕 北1区西部Ng4-5砂层组为例 王增林;宋新旺;祝仰文;窦立霞;邢爱忠;陈伟 【摘要】化学驱是在平台有限期内提高海上油田采收率的有效手段,相比单一聚合物驱,二元复合驱具有更为快速和更大幅度提高彩收率的特点.针对埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组,设计了二元复合驱油藏工程优化方案;针对海上平台配注水水质差,离子成分复杂,研制了速溶高效抗盐二元复合驱油体系;针对平台空间狭窄,简化了二元复合驱配注流程,研制了高效小型化设备,不但提高了自动化程度,减少了平台操作,还降低了安全环保风险,形成了高效集约化海上配注工艺;针对先导试验区储层出砂严重,层间矛盾突出,研制了低剪切注聚防砂管,形成了低剪切分层防砂分层注入工艺技术,整套管柱粘度保留率高,分层配注准确,可满足海上安全环保要求;形成了海上油田大幅度提高采收率关键技术,并首次在埕北1区示范工程区开展了二元复合驱先导试验. 【期刊名称】《油气地质与采收率》 【年(卷),期】2014(021)002 【总页数】5页(P5-9) 【关键词】海上油田;提高采收率;二元复合驱;配注工艺;分层防砂;埕岛油田 【作者】王增林;宋新旺;祝仰文;窦立霞;邢爱忠;陈伟 【作者单位】中国石化胜利油田分公司,山东东营257001;中国石化化学驱提高石油采收率重点实验室,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,

山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中 国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中国石化石油工程设计 有限公司,山东东营257026;中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000 【正文语种】中文 【中图分类】TE357.43 (1.中国石化胜利油田分公司,山东东营257001;2.中国石化化学驱提高石油采 收率重点实验室,山东东营257015;3.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;4.中国石化石油工程设计有限公司,山东东营257026;5.中 国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000) 海上油田产量的持续增长已成为石油产能接替的重要组成部分,随着勘探难度的增大,海上油气资源的高效开发日趋重要,发展海上油田大幅度提高采收率技术方法势在必行[1]。陆上油田开发实践证实,化学驱是大幅度提高采收率的有效手段,已经在大庆、胜利等油区得到广泛应用,技术日趋成熟,其规模居世界前列,研究应用水平也处于国际前沿[2-8]。借鉴陆上成功经验,针对海上油田特点,中国海洋石油总公司在绥中36-1等油田先后开展了聚合物驱单井试验、井组试验和扩大试验,均取得了良好的增油效果[9-12]。无碱表面活性剂加聚合物的二元复 合驱油技术是近几年发展起来的高效化学驱油方法,体系组分能与原油形成超低界面张力,相对于三元复合驱来说由于体系中无碱,可以最大限度地发挥聚合物的粘弹性,并减缓腐蚀和结垢[13]。胜利油区率先开展了无碱二元复合驱油技术研究,并于2003年9月在孤东油田七区西南Ng54—61层开展了二元复合驱油先 导试验,取得了显著降水增油效果[14-16]。截至2013年9月,全区已累积增产原油24.6×104t,提高采收率8.9%,预计可提高采收率12%,展示了二元复合

埕岛油田馆陶组油藏充满度研究

埕岛油田馆陶组油藏充满度研究 埕岛油田馆陶组油藏充满度研究 摘要:本文分析现今充满度的计算方法,结合埕岛油田新近系馆陶组油藏的特点,确定了不同类型油藏的充满度计算方法。对馆陶组圈闭充满度进行多角度的统计。最终总结了不同构造部位及不同层系,圈闭充满度分布规律。 关键词:充满度埕岛油田分布规律 近十几年的勘探实践说明,埕岛油田新近系作为济阳坳陷的一个主要含油层系,仍然具有较大的勘探潜力,但是油气藏在不同地区以及同一地区不同层系的充满度差的差异性还不清楚,针对存在问题,本论文以埕岛油田馆陶组油气藏为研究对象,对馆陶组油气藏的圈闭充满度进行多角度的统计, 一、区域地质背景 埕岛油田位于渤海湾西南部浅海海域,构于埕宁隆起带埕北低凸起东南部,是在古潜上发育起来的潜山披覆构造带,成藏条件非常有利。已发现的新近系油气藏在平面上和纵向上分布不均,整体上研究区的主要含油层系从北向南逐渐变深,油气储量北富南贫。埕岛油田的新近系油气藏受构造、岩性双重因素控制,因此,以油藏成因及其形态作为油藏类型划分依据,将埕岛油田的新近系油藏分为背斜―岩性、断层―岩性和岩性―断层油藏。其中,以岩性―断层和断层―岩性为主。 二、圈闭充满度统计 依据对油藏的分类和现场对油藏描述的资料,对埕岛油田的新近系油藏进行了充满度统计。由于研究区的新近系储层主要是河道沉积砂体,所以依据油田各区块的储量报告、油藏精细描述、砂体数据表、小层平面图等所确定的砂体为根底,对砂体进行统计。 1. 圈闭充满度计算方法及优缺点 微观上,埕岛油田新近系油藏主要以构造背景控制下的岩性和复合油藏为主,油藏的形态受岩性的影响明显,并且砂体可以单独成藏,但是,油藏形态复杂。因此,选取体积法求取充满度。 两大类的体积法也各有利弊。第一类方法参数的选取较为简单和准确,根据圈闭边界和含油边界,即可计算得到充满度。但是,因为河道砂的形态复杂,此类方法不能准确的反映圈闭中聚集油气的实际情况;第二类方法能较准确反映油气聚集,但是因为河道砂的厚度横向变化较大,砂体厚度和有效厚度的读取存在较大的误差,准确度相对较低。因此,以岩性为成藏主控因素背斜―岩性和断层―岩性油藏,选取第二类的体积法统计圈闭充满度;而岩性―断层油藏,断层和岩性共同控制成藏,相对于以岩性主要控制成藏的油藏,形态较为简单,可选取第一类的体积法统计圈闭充满度。 2. 油藏充满度计算 在描述的埕岛油田馆陶组河流砂体的根底上,应用钻探井的录井资料和电测曲线进行油水层分析,结合地震属性圈出油藏的边界以及油水界面,为充满度计算明确油藏单位和参数。以油藏描述和储量报告中描述的油藏为计算单位,根据选取的参数,对埕岛油田新近系不同类型油藏进行了充满度计算。

聚合物驱后井网调整与非均相复合驱先导试验方案及矿场应用——以孤岛油田中一区Ng3单元为例

聚合物驱后井网调整与非均相复合驱先导试验方案及矿场应用——以孤岛油田中一区Ng3单元为例 孙焕泉 【期刊名称】《油气地质与采收率》 【年(卷),期】2014(021)002 【摘要】为了进一步提高聚合物驱后油藏原油采收率,提出了井网调整与非均相复合驱相结合的提高采收率方法,并在孤岛油田中一区Ng3单元开展了先导试验.根据试验区油藏特点,将原井网调整为变流线强波及的135 m×150m行列式井网;研制了由粘弹性颗粒驱油剂B-PPG、聚合物和表面活性剂配制而成的非均相复合驱油体系,2010年7月,试验区新钻油井投产,新水井投注,于2010年10月开始注入前置调剖段塞.矿场应用效果显著:注入井平均注入压力上升了2.6 MPa,启动压力平均上升了2.7 MPa,霍尔阻力系数达2.2;流线分布更均匀,驱替更均衡;试验区总产油量由4.5 t/d上升到81.2t/d,油井综合含水率下降了18.5%,截至2013年2月,已累积增产原油4.3×104t,提高采收率3.5%. 【总页数】4页(P1-4) 【作者】孙焕泉 【作者单位】中国石化胜利油田分公司,山东东营257001;中国石化化学驱提高石油采收率重点实验室,山东东营257015 【正文语种】中文 【中图分类】TE357.431

【相关文献】 1.聚合物驱后油藏井网重组与化学驱复合增效技术——以孤岛油田中一区Ng3单元为例 2.孤岛油田中一区馆3区块聚合物驱后微生物驱油先导试验 3.改善聚合物驱后续水驱开采效果分析——以孤岛油田中一区Ng3为例 4.孤岛油田中一区Ng3二元复合驱开发效果评价及下步意见 5.基于储层孔喉匹配的非均相复合驱技术研究与矿场实践——以胜坨油田一区沙二段1-3砂组聚合物驱后单元为例 因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买

油田注聚区采油工艺存在问题及对策

油田注聚区采油工艺存在问题及对策 摘要:采油工程技术在石油生产中占有重要地位,它不但决定了石油的产量、质量,更对效益和采收率有重大影响。因此,有必要采用科学合理的先进采油工 程技术。因此,针对油田生产中存在的问题,制定合理的采油工艺是一种有效的改 进方法。本文分析了油田开发中采油工艺存在的问题,并提出了相应的对策,希 望能为油田生产提供有效的帮助。 关键词:石油工程;石油生产技术;问题;措施 一、概述 1.1地质调查 孤东油田是在中生代潜山背景下发育的近南北向第三系披覆背斜。七区中位 于孤东油田东部,是断层切割与人为划分形成的开发区块。南北发育有断层,西 部与七区西自然连接,东部为边底水。孤东油田七区中Ng4-6砂层组为正韵律辫 状河流相沉积,属于高孔隙度、高渗透性储集层。主力油层为Ng52+3、Ng54、Ng55 等三个小层,非均质严重。 1.2发展历史 孤东油田七区中从1985年孤东会战试生产到现在,Ng4-6砂层组大致可以分 为六个开发阶段:产能建设阶段、防砂注水有效阶段、井网调整阶段、综合治理 阶段、聚合物驱阶段及后续水驱阶段。目前仍处于后续水驱阶段。 二、采油工艺存在的一些问题 2.1员工素质相对信息化技术明显落后 如果一线员工技能不高,素质较差,原油生产效率就会很低,这就会影响石油 生产的质量和效率。进入新世纪以来,辖区取得了很大的进步,员工的素质和能力 得到了很大的提高。然而,随着人力资源优化,以及各种采油新技术、新技术、

新设备的应用,一线员工落后于技术时代的现象非常突出,新设备运行维护存在脱节,无法满足石油开采的需求。 2.2部分设备相对落后 部分机采设备已经持续运行了二十多年,受成本和习惯性思维制约,更新换 代较慢。受临海环境及产出液腐蚀介质影响,锈蚀、腐蚀严重,受油层出砂影响,管道、分离器、集输站库设备磨蚀严重,故障频发,能耗高,效率低,既增加了 成本支出也影响了生产时率。 2.3水驱开发存在的问题 水驱开发在石油开发的整个过程中是比较困难的,尤其是七区中油水粘度比大,水的突进、指进现象普遍。加之油层纵向与横向非均质严重,平面矛盾、层 间矛盾、层内矛盾突出。因此,为了提高原油产量,使石油资源得到高效、快速开发,有必要提高水驱开发工作,水驱开发中流线调整是当前水驱开发中急需解决的 问题。 2.4注聚采油方法存在的问题 第一, 注聚采油方法虽然采油速度快、效率高,但油水分离难,腐蚀性介质 含量高,回注污水水质差,管线易结垢。其次, 注聚采油提高采收率的同时,驱 替出了死油区原油,原油粘度大、密度高、物性差,油品质量差。注聚采油方式 对抽油机、抽油杆、抽油泵要求较高,增加了采油工日常维护难度和工作量。另外,由于光杆腐蚀,导致井口密封困难,井口污染与清洁文明生产要求反差大。 2.5测试存在问题 水井测试是实现动态调配的主要手段,由于水质差、结垢等原因,导致水井 测试不成功,水井分层注水合格率低。测试遇阻仪器落井事故也时有发生,不但 影响分层注水合格率低,更导致作业成本的超计划支出。 三、加强石油生产工程技术的优化对策 3.1优化人力资源

基于密闭取心井的非均相复合驱后剩余油分布特征与变化规律——以孤岛油田中一区Ng3为例

基于密闭取心井的非均相复合驱后剩余油分布特征与变化规律——以孤岛油田中一区Ng3为例 郭长春 【期刊名称】《油气地质与采收率》 【年(卷),期】2022(29)5 【摘要】自2010年胜利油田在孤岛油田中一区Ng3开展非均相复合驱先导试验以来,非均相复合驱技术的应用规模不断扩大,已成为老油田进一步提高采收率的化学驱主导技术之一。尽管非均相复合驱在孤岛油田中一区Ng3取得了成功,但非均相复合驱后剩余油分布特征、非均相复合驱油藏动用规律成为其推广实施中亟待解决的关键问题。为此,基于密闭取心井资料,系统分析非均相复合驱后剩余油分布特征,并与非均相复合驱前的对比,总结非均相复合驱油藏动用规律。研究结果表明:非均相复合驱后的孤岛油田中一区Ng3平均剩余油饱和度为28.3%,高剩余油饱和度样品多发育在正韵律储层顶部及夹层附近;剩余油微观赋存形态以浸染状为主。与非均相复合驱前相比,非均相复合驱后平均剩余油饱和度降低7%,平均驱油效率提高13.1%,非均相复合驱垂向动用更均衡,正韵律储层顶部与底部剩余油饱和度差异减小。 【总页数】7页(P111-117) 【作者】郭长春 【作者单位】中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院 【正文语种】中文

【中图分类】TE357.46 【相关文献】 1.聚合物驱后油藏井网重组与化学驱复合增效技术——以孤岛油田中一区Ng3单元为例 2.聚合物驱后井网调整与非均相复合驱先导试验方案及矿场应用——以孤岛油田中一区Ng3单元为例 3.正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜--以孤岛油田中一区Ng53层为例 4.老油田聚合物驱后剩余油分布规律及提高采收率对策研究——以北大港油田开发区明Ⅲ2油组为例 5.基于密闭取心井的稠油油藏不同蒸汽热采阶段驱油效果分析 ——以孤岛油田中二北Ng53稠油油藏为例 因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买

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