海上油田泡沫堵水技术研究与应用

如何有效地实现控水增油是目前海上油田进行高效高速开发所面临的问题。泡沫堵水技术作为一项控水增油的增产工艺措施在陆上油田得到了成功的应用,且近年来泡沫设备的改进使得该技术在海上油田的应用成为可能。此文通过泡沫静态实验、动态实验优选出了适合目标油藏条件的高效起泡剂,并对泡沫的油敏性,封堵能力,提高采收率性能进行了研究。实验结果表明,筛选出的起泡剂就有较好的起泡性能,泡沫具有较好的堵水效果,堵水率最高达到97．8％,且对高渗模型提高采收率幅度达到15．9％。通过在海上油田的应用,该技术实现了控水增油的作用,取得了较好的增产效果。     

无因次等孔隙体积配产配注方法研究与应用

为了改善注水开发效果差的情况,对无因次等孔隙体积配产配注理论改善注水开发效果的方法进行了研究。针对高30断块油藏,分别使用无因次等孔隙体积法和传统的kh值计算其合理配产配注量,接着采用油藏数值模拟进行了无因次等孔隙体积配产配注法和传统的kh法在该断块油藏注水开发的对比预测。结果表明,相比kh法,无因次等孔隙体积法使油田有效开发时间延长27年,采出程度由22．46％提高到27．94％,提高5．48％,增产原油19．88×10^4t。所以采用无因次等孔隙体积配产配注法比传统kh配产配注法更加符合油藏实际,使有效开发年限更长,最终水驱采收率更高。该方法可以为同类注水开发油藏的合理配产配注提供参考。     

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。     

水平井技术在秦皇岛32—6油田西区底水油藏中的开发实践

随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32—6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83．7％,采出程度5．05％,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素：水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0．36％,取得了良好的效益。     

交联聚合物调驱技术在高尚堡油田高浅北区的应用

为实现高尚堡油田高浅北区的持续稳产和提高采收率,把交联聚合物调驱技术应用到高浅北区。2008年根据高浅北区油藏条件及剩余油情况分析了高浅北区交联聚合物整体调驱可行性,并根据多方面因素确定了交联聚合物整体调驱的目标区,共设计了26口调驱井;设计了交联聚合物调驱体系配方和科学合理的注入方案。交联聚合物调驱技术在高浅北区的应用已经取得了显著效果,注入压力上升,日采油量上升,提高了原油采收率,表明该技术适用于边水油藏。     

适于高温高盐油藏的聚合物性能指标评价

我国多数油田经过多年注水开发,综合含水已超过90%,而采出程度低于35%,如何提高油田采收率是高含水油田急需解决的难题。目前,聚合物驱油是工业化应用程度最高的一项提高采收率技术,但由于聚合物产品性能差异和油田现场对污水处理的需要,多数聚合物不适宜高温高盐油田的现场驱油试验。本文以胜坨高温高盐油藏的地质条件为依托,在对聚合物驱油效果影响因素分析的基础上,研究了适合于高温高盐油藏强化采油的聚合物性能指标,优选了具有梳形结构的KYPAM聚合物为胜坨油田的驱替剂。该性能指标的提出对国内外高温高盐油藏进行聚合物驱油具有重要的指导意义。     

一种新型微泡套铣冲砂液的研制

针对渤海油田在大修井过程中出现的地层漏失严重、井下工具打捞困难、套铣进尺缓慢等问题,根据泡沫钻井的理论知识及其应用特点,研究开发了一种新型的环保型的套铣冲砂液,与传统的暂堵液相比,其黏度低、切力小、携砂能力好,润滑系数低、循环摩阻小,易于溶解,不会结块憋泵,后期不需要破胶等等.其主要配比为：0.5％BH-VIS＋3％FPJ-12＋3％XJW-1 ＋2％YS-A.它主要以微泡作为分散相,低黏胶液作为连续相,依靠泡沫承托能力强以及泡沫和生物聚合物的双层封堵的特点,达到一种良好的冲砂、降漏失效果.该技术在渤海油田得到了成功的应用,保证了大修作业的顺利进行.     

海上某油田防膨剂的筛选与评价

针对海上油田储层特点筛选黏土防膨剂,对控制储层水敏伤害和保障整个油田的持续高效开发有非常重要的意义。综合多种防膨剂评价方法的长处,采用静态与动态相结合的实验评价方法,筛选了适用于海上某油田注水开发的黏土防膨剂。对于优选出质量分数为1％的FP一3A黏土防膨剂,静态评价离心法防膨率为79．1％,X．射线衍射法防膨率为54．6％,膨胀仪法防膨率为80．7％,岩心线性膨胀率为0．73％,每100g静态吸附量0．29g;动态评价渗透率保留率大于70％,最佳注入浓度0．5％～1．0％,且渗透率波动范围小,防膨效果稳定且作用时间长,适于海上某油田注水开发应用。     

注聚区油井砾石分级充填防砂工艺技术研究

注聚区油井砾石分级充填防砂工艺技术是针对胜利油田注聚区见聚油井产出液黏度增大、携砂能力增强,提液引效措施加剧油井出砂使油井防砂有效期变短等问题进行研究的。该技术是在注聚区油井充填防砂时改变过去采用单一粒径砾石进行充填防砂的做法,将不同粒径砾石按不同比例分级充填到近井、炮眼附近和筛套环空,同时在中粒度粒径的砾石中加入经过表面处理的短切纤维,提高了砾石充填挡砂屏障的挡砂强度,实现了挡砂屏障的“挡砂、稳砂、排砂”的功能。截止到2010年4月底,该技术现场累计推广应用32井次,分级充填后注聚区油井液量由27．2m3提高到40．43m3,油量由1．01m3提高到3．89m3,增幅分别达40％和80％,最长防砂有效期已达到400d。该技术的研发和应用,较好地解决了注聚区油井提液引效使防砂有效果变短和油井近井堵塞的问题,具有良好的应用前景。     

小井眼开窗侧钻配套技术研究与应用

针对TUHA油田开发状况和油藏特点,对小井眼侧钻及配套技术进行研究和完善。特别是在小井眼侧钻井钻头选型、小井眼侧钻井钻具结构优化、小井眼MWD复合导向钻井以及小井眼扩眼技术、新型完井管柱优选、增产技术等方面取得进展,机械钻速大幅度提高,钻井周期显著缩短。与前一年度相比,平均机械钻速提高了95％,钻井周期缩短69％,事故复杂时效由14．6％下降到1．9％,侧钻井开发效果创历史最好水平。对同类型油田开发小井眼侧钻技术的应用具有借鉴意义。     

用于锦州9-3油田驱油技术的聚合物评价

聚合物驱油技术适用于非均质的中质和较重质油藏,与其他提高采收率技术比较起来相对简单,更符合海上油田安全环保要求。根据渤海锦州9-3油田油藏特性和聚合物结构性能,结合海上平台特点,研制出具有高效增黏、较好的抗剪切性、良好流动性和驱油效果的高抗盐聚合物3640D。该聚合物首次用于海上油田单井聚合物驱先导试验见到了显著的增油降水效果,正在进行中的井组聚合物驱试验也已初步显示出增产效果,表明聚合物3640D作为锦州9-3油田的驱油剂在技术上是可行的,在海上类似油田的聚合物驱技术中具有广阔的应用前景。     

海上复杂断块油田储层流动单元研究与应用——以北部湾A油田A1/A5断块为例

开展海上复杂断块油田储层流动单元研究对刻画储层连通程度、剩余油的分布情况有着十分重要的实际意义。以北部湾A油田A1/A5断块为例,首先对复合砂体内单砂体的识别来建立流动单元研究的精细地质格架,然后结合断层封闭性、隔夹层分布、砂体接触关系所形成的渗流屏障进行流动单元划分。利用主成分分析和相关性分析的方法进行参数优选,确定孔隙度、泥质含量、渗流系数作为研究区流动单元分类的主要参数,并通过神经网络聚类分析将流动单元分为3类。在单井、剖面、平面流动单元展布研究的基础上,运用截断高斯模拟方法建立流动单元三维地质模型。结果表明:Ⅰ类流动单元具有最好的储渗能力,所钻油井累计产量比较高,但分布范围局限,成土豆状分布于水下分流河道中心部分;Ⅱ类分布范围最广,储渗能力较好,分布在水下分流河道微相中,剩余油分布较多,通过调整挖潜可以开发其生产潜力;Ⅲ类大多成条带状分布,主要位于水下溢岸砂沉积部位,储渗能力最差,产量很低,其开发潜力也比较差。     

渤海海域新近系河流相砂岩储层描述技术

针对海上河流相砂岩油田单砂体厚度薄,井间储层横向变化快,纵向上油气水间互,平面上连通性差等特点,渤海通过十多年的不断探索和实践,发展完善了定量描述砂体展布的储层描述技术.该技术很大程度上解决了在海上探井井距大,井控程度低,取心资料较少等情况下的储层横向展布问题,并基于已钻井资料,总结出如何在探井之间寻找潜力砂体的经验.随着渤海越来越多的河流相油田投入开发,储层描述技术的可靠性也得到证实.大量实例证明,该技术是渤海油田新近系河流相砂岩储层预测与描述的有效技术手段,其思路和方法也可借鉴到类似地质背景下的河流相岩性油气藏评价.     

Integrating hydrodynamic analysis of flow systems and induced-pressure decline at the Otway CO2 storage site to improve reservoir history matching

The CO2CRC Otway Project is the first demonstration scale project for geosequestration of CO₂ in Australia. The storage site is located in the depleted Waarre reservoir of the Naylor gas field contained within a single fault block, in the onshore Otway Basin of Victoria. During 2009, approximately 65,000 tonnes of a mixture of CO₂ and CH₄ (∼80%/20%) was injected into the reservoir, accumulating at the top of the structure.To fully understand the pressure response of a depleted reservoir to CO₂ injection all of the mechanisms that may impact the reservoir pressure, prior to injection, must be identified. In the case of the Otway Project there were five possible mechanisms with potential for impacting the Naylor Field pressure. These are (1) the rate of recovery due to gas production from the Naylor Field; (2) depletion from the nearby Boggy Creek CO₂ production field; (3) depletion from the nearby Buttress CO₂ Field, the source of the CO₂ for injection into the Naylor Field; (4) depletion from the regional Waarre Formation reservoir which has been producing gas (and water) since 1986; and (5) hydraulic potentiometric disequilibrium via connection to other active aquifers.These mechanisms were examined through a regional conceptual hydrodynamic model as part of the pre-injection site characterisation. The reservoir pressure measured at the Naylor-1 well, prior to production, was lower than predicted by the hydrodynamic model. Examination of regional drawdown demonstrated that the reservoir is experiencing pressure decline which could have extended to the Naylor Field at this time.Ongoing monitoring of the Naylor-1 well, prior to injection, showed the depleted reservoir recovering faster than predicted by the reservoir simulation model matched to the production history. Connecting the target fault block to the regional aquifer using a dual aquifer model supported by the hydrodynamic model significantly improved the predicted recovery of the depleted reservoir.     

海上气田排水采气工艺筛选

气井出水是气田开发生产中后期面临的主要问题,对气井生产有着极大的影响,而排水采气工艺是解决气井出水和井筒积液的有效手段。国内外排水采气工艺技术较多,不同工艺技术有其自身的适应范围。从海上气田生产特点出发,通过对国内外多种成熟的排水采气工艺技术的选井原则、适用条件和经济适用性进行对比分析,筛选了适合海上气田的排水采气工艺技术,并重点对优选管柱一气举复合工艺的实施方案进行了分析,对海上气田出水后的高效开发具有重要的指导意义。     

聚合物驱在渤海旅大10—1油田的应用

海上油田开发具有勘探投入大、采油平台使用寿命短、生产操作费用高和水驱采收率低等特点,如何提高采收率是油田开发面临的重大技术难题。从海上油田LD10—1开发实际需求出发,结合油藏地质特征和流体性质特点,利用理论分析和室内评价实验,开展了早期聚合物凝胶和聚合物驱增油效果及其影响因素实验研究。结果表明,早期实施聚合物驱不仅大大缩短油田开发时间、节省操作费用,而且最终采收率也比中后期实施时高。在化学药剂费用相同条件下,“聚合物凝胶＋聚合物”段塞组合驱的增油效果要好于单纯聚合物驱。A23井单井组聚合物驱矿场试验于2006年3月23日开始,矿场监测结果表明,注入压力大幅度提高,吸液剖面明显改善,部分油井已陆续见到“增油降水”效果。     

单元升降式网箱强度校核

随着近海渔业的枯竭,海洋养殖业逐渐向深远海发展,但深远海养殖易受极端天气影响,本文基于海洋采油平台设计了一种八边形单元升降式网箱,为降低极端天气对养殖效益的影响提供了可能。针对单元升降式网箱结构安全性问题,本文基于ANSYS/Mechanical建立了单个单元网箱和四单元网箱在水面和水下两种状态的分析模型,通过相位角搜索程序确定不同状态下的工况,最终计算出两组网箱在两种状态下的应力和变形情况,完成对网箱强度的校核。仿真计算结果表明：单元升降式网箱可以通过下降到水面以下的方式有效应对极端天气;支撑桩腿与套筒之间的连接处是单元升降式网箱的结构薄弱处。单元升降式网箱为模块化、高效益化、灵活化深海养殖提供了一种解决方案。     

利用密闭取心现场实验快速判断油层水淹状况

针对海上油田由于合注合采导致中、高含水期油层的油水分布复杂、影响因素多、识别难度大等问题,而且考虑到海上油田“寸时寸金”的现实情况,根据密闭取心井资料,提出了利用密闭取心现场实验的多层次模糊综合评判法识别油层水淹状况的有效方法。选择了6个油层水淹状况评价参数,构建了模糊评价矩阵,确定了各参数权重系数,利用加权平均的算法,计算了油层水淹状况综合评价指数。从现场实验评价和岩心观察评价两个方面对油层水淹状况进行了二级综合评价。利用该方法对绥中36-1-B19井进行了综合评价,并给出其纵向水淹强度的排序,及时有效地指导了该井的射孔工作。     

Production potential and stability of hydrate-bearing sediments at the site GMGS3-W19 in the South China Sea: A preliminary feasibility study

According to the preliminary geological data of gas hydrate bearing-sediments (GHBS) at site GMGS3-W19 in the third Chinese expedition to drill gas hydrates in 2015, a production model using three different recovery pressures was established to assess the production feasibility from both production potential and geomechanical response. The simulation results show that for this special Class 1 deposit, it is a little hard for gas production rate to reach the commercial extraction rate because the degree of hydrate dissociation is limited due to the low reservoir permeability and the permeable burdens. However, the free gas accumulating in the lower part of the GHBS can significantly increase gas-to-water ratio. It also generates many secondary hydrates in the GHBS at the same time. Decreasing the well pressure can be beneficial to gas recovery, but the recovery increase is not obvious. In term of geomechanical response of the reservoir during the gas recovery, the permeable burdens are conducive to reduction of the sediment deformation, though they don't facilitate the gas recovery rate. In addition, significant stress concentration is observed in the upper and lower edges of GHBS around the borehole during depressurization because of high pressure gradient, and the greater the well pressure drop, the more obvious the phenomenon. Yield failures and sand production easily take place in the edges. Therefore, in order to achieve the purpose of safe, efficient and long-term gas production, a balance between the production pressure and reservoir stability should be reached at the hydrate site. The production pressure difference and sand production must be carefully controlled and the high stress concentration zones need strengthening or sand control treatment during gas production. Besides, the sensitivity analyses show that the hydrate saturation heterogeneity can affect the production potential and geomechanical response to some extent, especially the water extraction rate and the effective stress distribution and evolution. Increasing GHBS and its underlying free gas formation permeabilities can enhance the gas production potential, but it probably introduces geomechanical risks to gas recovery operations.