二类油层三元复合驱层系调整开发效果评价

萨北开发区北二西东块二类油层井层系组合方式为萨Ⅱ组。与相邻区块开采层系不统一，导致衔接区域注采关系不完善，并且二类油层萨Ⅲ组未组合进行三次采油开发，区块整体缺少一套上返层系，接替潜力小。为便于油田开发整体调整，最大限度挖掘剩余潜力，依据油层发育特点，根据层系组合原则开展二类油层层系优化，按照先下后上的次序，分萨Ⅱ10-16+萨Ⅲ和萨Ⅱ1-9两段进行调整。调整后萨Ⅱ10-16+萨Ⅲ层系组合与萨北开发区二类油层井整体组合方式一致，且能有效动用萨Ⅲ组储量，组合层系厚度适中，隔层分布稳定。借鉴三元复合驱矿场试验认识，结合数值模拟成果，优化三元复合驱注入参数，预计调整后，增加可采储量159.15×104 t。     

三元复合驱开发跟踪调整方法

三元复合驱是大幅度提高采收率的三次采油技术，三元复合驱开发具有历史短、阶段性强、注采能力降幅大等特点。影响三元复合驱开发效果的有地质和开发2大类因素。以A油田B区块一类油层强碱三元复合驱示范区为例，在开发过程中，以储层精细解剖和潜力评价为基础，不断摸索开发规律，实施井组分类调整，形成了“以静定调”（纵向上深化认识单元间接触连通关系；平面上深化认识废弃河道连通关系；油层内深化认识夹层展布特征）、“以动定调”（保证调整措施的及时性、目的性、有效性和准确性）的跟踪调整方法。该方法可以在一二类油层三元复合驱工业化推广中广泛应用。     

大庆油田三元复合驱前后密闭取心井水洗状况分析

研究大庆油田5个区块三元复合驱前后密闭取心井的水洗资料。水洗结论表明5个区块中E区块的三元复合驱效果最好,驱油效率提高幅度为17.3%,同时三元复合驱的驱油效率是油层水洗比例和水洗程度的综合反映,因此提高水洗比例和水洗程度可以提高三元复合驱的驱油效率。分析三元复合驱前后密闭取心井在主流线的相对位置,表明在主流线中间位置的密闭取心井驱油效率提高幅度高于靠近生产井的;储层的韵律、夹层和渗透率等非均质性参数数据表明在不均匀型和均匀型的同类型储层里,内部相对非均质性越强,三元复合驱效果越好。     

三元复合驱I块单采葡I1～2油层调整技术研究

在三元复合驱I块单采葡T1～2油层开发调整过程中,根据该区块注三元后的受效特征,研究在三元复合驱过程中的方案调整方法,有针对性地加强跟踪调整。措施调整结果表明,利用三元复合驱分类治理图进行产液结构调整,改善了试验区采出井供液状况;提液措施的方式和时机不同,措施效果不同,应抓住受效有利时机,抢上增产措施;利用微幅构造特点,优化方案调整,提高复合驱开发效果。该研究成果对于提高该区块油层动用程度,高效挖掘剩余油潜力,确保三元复合驱开发取得最佳效益具有重暖意义。     

适应大庆油田三类油层的驱油体系筛选及评价

大庆油田三类油层目前仍采用水驱方式开采,水驱采出程度较低,剩余潜力大,是大庆油田今后重要的接替潜力。为尽快形成三类油层提高采收率技术,通过室内试验筛选了中低分子量抗盐聚合物、二元复合体系及三元复合体系,评价了体系性能。结果表明,相同条件下,三元复合体系驱油效果明显优于聚合物及二元复合体系;800×104抗盐聚合物可比普通900×104聚合物多提高采收率5个百分点,且可节省聚合物用量60%;对于强碱三元复合体系,适合选用800×104抗盐聚合物配制,可节省聚合物用量50%以上;现有中低分子量聚合物在性能上还存在不足,需要攻关研制更适用于三类油层的新型聚合物,以提高增黏性能,改善稳定性能,同时获得更优的驱油效果。     

不同渗透率级差组合与水驱采收率关系研究

储层层间物性差异是影响非均质油藏水驱采收率的重要因素。层系内合理层间渗透率级差是提高储量水驱动用程度的关键参数。针对胡状集油田进行多层不同渗透率级差的长岩心水驱油试验,研究渗透率级差组合对采收率的影响,发现胡状集油田层系内渗透率级差小于6倍能显著提高水驱采率。据此在胡状集油田6个开发单元按渗透率级差重组细分开发层系,取得了较好的效果。     

高含水油藏水驱开发效果评价方法研究

油藏进入高含水开发阶段后,油水渗流规律极其复杂,开发效果逐渐变差,如何合理而准确地对油藏水驱开发效果进行评价,关系到油藏下步挖潜方向及调整措施的有效性。首先筛选影响高含水油藏开发效果的24个关键开发指标,利用相关性分析方法,确定关联度较小的14个开发指标作为水驱开发效果评价体系,应用统计学方法确定了不同开发指标的评价标准;然后,利用主客观组合赋权法构建高含水油藏开发效果综合评价模型,计算不同开发指标权重,综合分类评价油藏开发效果。实例表明,应用评价分类结果,针对不同类油藏制定了针对性开发调整措施,均取得了较好开发效果。该水驱开发效果评价技术可为高含水油藏下步开发调整提供技术支持。     

小井距高浓度聚驱后现场试验效果评价研究

聚驱后剩余油分布零散,挖潜难度大,开采成本高,是目前三次采油技术在油田开发上面临的一个重要课题。从技术上对聚驱后小井距高浓度聚驱的适用性进行研究,认为井网加密是聚驱后取得较好开发效果的前提,合理的流度控制与注采平衡是聚驱后取得好效果的重要条件。利用内部收益率和投资回收期这两项经济评价指标对聚驱后小井距高浓度聚驱在经济上的可行性进行评价研究。研究表明：聚驱后小井距高浓度聚驱无论在技术上还是在经济效益上均具有较强的适用性,可作为聚驱后油田开发上的一种有效的手段。     

油田化学驱开发潜力评价方法与软件研制

基于Gompertz模型,建立了油田化学驱开发潜力评价方法,包括潜力评价定量表征模型、油藏分类技术、适用度和风险度模型,研制了相应的潜力评价软件。实例应用表明,研制的软件能够综合考虑实施化学驱的技术、经济潜力及风险性,有效完成聚合物驱、二元复合驱的潜力评价,较好地指导油田开发决策。     

不同类型油田采出水作为阳极底物对MFC电压的影响

考察水驱采出水、聚驱采出水和三元复合驱采出水3种主要油田废水分别作为阳极底物时对3组微生物燃料电池(MFC)输出电压的影响及影响因素,考察采出水中主要难降解有机物的去除效果。结果表明,使用成分更为复杂、COD值高的聚驱采出水和三元复合驱采出水作为阳极底物的MFC产生的电压较大,可达到647和570 mV,水驱采出水最小,为270 mV;一个运行周期内,随着反应进行3个微生物燃料电池的阴极电势相对稳定,阳极电势有明显升高趋势,输出电压的变化主要来自阳极的贡献。阳极底物的COD去除效果和库伦效率均对阳极电势产生影响。其中,微生物燃料电池对废水中表面活性剂的去除效果最好,在进水浓度为67.8 mg/L时,出水浓度为2.1 mg/L,去除率达到96.90%;不同采出水的石油和聚合物的去除效果符合MFC的输出电压和阳极底物COD值变化规律。     

采油微生物复合菌剂驱油性能评价研究

从大庆油田采出液中分离筛选出4种可用于微生物驱油技术的菌株,经梅里埃菌种鉴定仪鉴定,分别为脱蜡棒杆菌、野油采黄单胞菌、志贺氏菌属兼性厌氧杆菌、枯草芽孢杆菌。将4株菌混合发酵培养制成复合菌剂,对其性质及驱油效果进行室内初步评价。研究表明,油层温度和采出液矿化度对菌株的生长影响不大,复合菌剂可耐70℃高温,最适生长温度范围为40～55℃,当温度超过60℃,存活率开始降低;复合菌剂可耐104mg/L的矿化度。在45℃时模拟油层条件进行复合菌剂乳化原油实验中,原油含蜡率降低16.47%,含胶率降低7.26%,原油凝固点下降,证明该菌剂具有降蜡、降胶等乳化原油功效。此外,该菌剂的代谢作用对水质成分也产生一定影响。     

宝力格油田巴19断块微生物凝胶组合驱技术研究

宝力格油田巴19断块属于中高温(58℃)油藏，原油物性差，以高蜡、高胶质为主体，油水黏度比高，注水指进导致水驱效率低，储层非均质性强，层内层间矛盾突出。根据油田的特点，以整体改善油田的水驱开发效果为目的，研究形成了以微生物驱为主体、凝胶调驱为辅的微生物凝胶组合驱技术，微生物改善原油物性，并适当开展调驱扩大微生物工作液的波及体积，提高微生物凝胶组合驱效果。通过该项技术在宝力格油田持续应用，目前油藏菌体浓度保持在106个/ml 左右，形成了整体的微生物场，原油黏度平均降低率48.1%，微生物凝胶组合驱可使采收率提高9.5%。自2010年开展微生物凝胶组合驱以来，巴19断块增加可采储量63.96×104 t。     

喇嘛甸油田“二三结合”试验开发评价

针对特高含水开发阶段，水驱开发高含水、高采出程度，增产增储措施效果差的现状，喇嘛甸油田利用二类油层三次采油加密井网，采用150m五点法面积井网按三次采油层系，对 SⅢ4-10层段先期选择性射孔水驱挖潜，适当时机再转入三次采油，达到了预期目的。“二三结合”试验区自2006年投产，取得了明显的开发效果。在分析试验区开发效果及做法的基础上，从完善试验区新老井注采关系、减缓水驱产量递减、控制无效注采循环、增加可采储量等多方面对“二三结合”试验的开发效果进行了评价。     

喇萨哈油田层系井网重组方式研究

喇萨杏油田在层系井网重组过程中，应用多学科油藏研究和层系井网优化技术，确定了分类油层层系井网调整的技术经济界限，形成“层系细分、井网独立、井距优化、匹配调整”的层系井网重组方式。2008年以来在多个区块开展不同形式的层系井网重组试验，实施后改善了区块开发效果、水驱采收率得到提高，为特高含水期砂岩油田的层系井网重组提供了借鉴。     

油藏数值模拟技术在大庆高含水油田的应用

经过多年的稳产高产，大庆油田进入高含水阶段，由于油层多，层系之间的差异大，井网划分跨层系现象较为普遍，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大，剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。为定量分析大庆油田进入高含水期的剩余油分布特征，以精细油藏描述为基础，结合油藏开发动态，利用油藏数值模拟技术再现油藏生产过程和不同时期油水分布。基于大庆油田北三区西部开发数据和监测资料，利用地质模型对区块生产过程进行了模拟，再现了油藏开发历程。由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重，油层部分部位控制程度相对较差，在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。以该剩余油的分布特征提供相应的措施调整，从而解决油藏注水开发中的3大矛盾，对油田开发生产起到了很好的指导作用。     

聚驱抽油机井优化模型设计及效果

为了提高聚驱抽油机井系统效率,修改并完善了其产量预测方法,建立了系统效率优化模型,确定出可选方案。现场应用结果表明,大庆油田第一采油厂聚驱井优化设计施工234口,其中地面参数调整189口,作业施工45口,优化后平均日耗电减少20.56kW·h,平均系统效率提高6.24%,取得了明显的经济效益。     

阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果影响研究

储层岩石多孔介质的微观孔隙结构特征密切影响着油气渗流和微观剩余的形成和分布,在某种程度上也决定着开采方式的选择和后续调整措施的有效性。研究了阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果的影响,明确了影响水驱油开发效果的关键因素：孔喉半径比大小对微观驱油效率有显著影响,平面非均质性和层间非均质性是影响最终采收率的主要因素,细分层系,分层注水,提高波及效率是提高阿尔凹陷最终开采效果的主要技术措施方向。     

混相和非混相富气-N2复合驱试验研究

为了提高低渗、特低渗油层富气-N2复合驱采收率,选用30cm长的低渗、特低渗2类天然岩心,分别在混相、非混相条件下进行了物模驱油试验研究.研究结果表明,采用富气-N2复合驱方式,可获得接近于全富气驱的驱油效果,混相驱复合驱时低渗、特低渗透岩心富气合理段塞均为0.6 P V;非混相复合驱时低渗透岩心富气合理段塞为0.6PV,特低渗透岩心富气合理段塞为0.4PV;相对低渗透岩心在该试验条件下,低渗、特低渗透岩心中,混相富气-N2复合驱采收率平均比非混相复合驱采收率高10.87％,技术指标具有优势;但非混相复合驱注入压力低、注同样P V数时所需气量少,其投入产出比平均为混相复合驱的1.314倍,经济上具有优势;特低渗透岩心富气-N2复合驱可以获得更好的驱替效果,在混相条件下,采用0.6PV富气+N2复合驱的驱替方式时,特低渗岩心的采收率为73.21％,比低渗岩心的采收率(65.91％)高7.30个百分点;在非混相条件下,特低渗岩心0.4PV富气+N2复合驱的采收率为62.05％,比低渗岩心0.6PV富气+N2复合驱的采收率(54.98％)高7.07个百分点;该研究为富气-N2复合驱在油气开采中的实施和应用提供了可靠的试验依据.     

棉花高产优质高效优化栽培模型研究

采用５因素２次回归正交旋转组合设计,对影响棉花产量和品质的密度、施肥量、化控和去早蕾等主要栽培措施进行了优化组合研究,建立了棉花产量形成的栽培措施反应模型,确定了高产优质高效的综合栽培措施决策方案。经反馈试验证明,增产效果和经济效益显著。     

两种管道修复技术的特性与应用

胜利油田先后应用了PCL复合砂浆衬里、内穿插高密度聚乙烯(HDPE)管修复废旧管道技术,取得了良好的效果.介绍了PCL复合砂浆衬里和HDPE管穿插两种管道修复方法的原理、特点及其实施效果.指出这两种管道修复方法可使待报废的管道恢复其使用价值,可有效节约地面工程投资,提高经济效益和社会效益.