海上油田含聚合物污水水质对储层保护技术的影响

研究含聚合物(含聚)污水水质对储层的伤害为确定含聚污水回注储层的可行性提供了依据。以渤海绥中36-1油田含聚污水为例,利用偏光显微镜、扫描电镜、核磁共振仪等,通过岩心动态损害实验分别对污水中的乳化油、悬浮物和产出聚合物浓度及粒径中值进行了评价,分析了含聚污水回注对储层的伤害机理。结果表明,含聚污水中油、悬浮物、聚合物三者的协同作用是主要伤害源,且对储层的伤害程度随着单一水质指标的增大而增加;由于聚合物分子的吸附聚集作用而形成高强度的可变形团状集合体,是造成岩心孔隙喉道堵塞的关键因素;含聚污水进入储层对孔喉的堵塞形式是优先堵塞大-中孔喉,并逐步由内滤饼向外滤饼的堵塞形式转化。优化含聚污水水处理工艺及现行加药方式,是解决含聚污水处理问题的关键。     

三种双子季铵盐缓蚀剂对钢片在气田采出水中缓蚀行为的影响

为获得缓蚀性能优良的双子咪唑啉季铵盐缓蚀剂,以3种不同的胺类化合物与环氧氯丙烷和硫脲为原料,合成了3种双子咪唑啉季铵盐缓蚀剂(甲硝唑双子季铵盐G1、不对称咪唑啉季铵盐G2和双咪唑啉季铵盐G3),采用化学浸泡失重法、电化学极化曲线及电化学阻抗谱(EIS)技术研究了3种缓蚀剂对X52钢在某气井采出水(矿化度34330 mg/L)介质中的缓蚀行为,考察了缓蚀剂浓度对缓蚀效率的影响,分析了双子季铵盐缓蚀剂作用机理。结果表明,缓蚀剂G1和G2为非对称结构,缓蚀剂G3为对称结构。3种缓蚀剂均表现出优异的缓蚀性能。在76℃下,随着3种缓蚀剂浓度的增加,X52钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效率增加。3种缓蚀剂缓蚀能力从强到弱的顺序为G3G2G1。3种缓蚀剂在X52钢表面的吸附缓蚀作用均满足Langmuir等温吸附曲线,吸附作用为物理吸附和化学吸附协同作用的混合型吸附模式。3种双子季铵盐缓蚀剂均为阳极抑制为主的混合型缓蚀剂,其在X52钢表面的成膜作用对双电层的影响较大。由于3种缓蚀剂分子结构及对称性的差异,影响了吸附过程中X52钢表面的覆盖度,导致了三者成膜行为和缓蚀性能的不同。图12表2参23     

海相页岩与陆相页岩微观孔隙结构差异——以川南龙马溪组、鄂尔多斯延长组为例

目前工业化开采的页岩气资源主要来自海相沉积地层,但是陆相页岩气的勘探开发也已取得了重要突破。而海相页岩与陆相页岩的沉积环境不同,其对应的岩石孔隙结构也会存在一定的差异。因此以川南下志留统龙马溪组海相页岩和鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段陆相页岩为研究对象,采用聚焦离子束扫描电镜定性观察页岩微观孔隙结构,结合低压氮气吸附法和高压压汞法定量表征页岩微观孔隙结构,对比海相页岩与陆相页岩微观孔隙结构及其影响因素。结果表明:(1)龙马溪组海相页岩基质中粒间孔隙主要以颗粒边缘孔的形式存在,可见少量粒内溶孔和晶间孔,发育大量气泡状和线状纳米级有机孔;(2)长7段陆相页岩内部含较多的片状黏土和云母片间的狭缝型孔隙,有机孔发育较少,且多为干酪根演化生烃后残留的数百纳米到数微米的宏孔;(3)3~30 nm的孔隙对总孔隙体积贡献最大;(4)龙马溪组页岩微孔、细中孔和微米级宏孔占比远高于长7段页岩。分析认为:龙马溪组海相页岩由于脆性矿物含量、热成熟度和有机质丰度都较长7段陆相页岩高,整体上龙马溪组页岩的孔隙度和氮气吸附孔体积均远远大于长7段页岩。     

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl₂;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO₃。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO₃。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。     

海上聚合物驱油田产出污水回注地层的结垢机理

为有效预防含聚合物(含聚)污水回注地层产生结垢,以海上聚合物驱示范油田绥中36-1油田含聚污水回注为例,通过室内配伍性实验及岩心动态损害评价,结合核磁共振、环境扫描电镜等仪器对比研究了含聚污水与常规水驱生产污水结垢机理的差异。结果表明,绥中36-1油田回注水均结碳酸钙垢,普通污水中碳酸钙垢自型程度高,呈立方体状,粒径20μm;含聚污水中的产出聚合物加剧了不配伍程度,并通过分子链上的—COO-与Ca2+匹配,调控碳酸钙多边晶型向球形纳米微晶方解石(5μm)形态转化,结垢晶体间相互黏连,并与悬浮物、地层微粒、残余聚合物等相互交联成团,形成复合堵塞物,对储层的伤害程度大于常规水驱生产污水,堵塞形式为复合堵塞物附着于骨架矿物表面、充填粒间孔或膜状物直接封堵孔隙喉道,且主要是对大、中型孔喉造成堵塞,加深了储层伤害深度及复杂程度。研究结果对聚合物驱油田水质指标体系的优化有重要参考价值,同时可为现场调控含聚污水水质提供理论依据。     

渤中34-1油田欠注原因分析

针对目前渤中34-1油田注水开发过程中出现的欠注明显和酸化效果差等问题,综合利用储层岩矿分析、敏感性实验评价、清污配伍性实验评价和水质指标现场监测等分析了渤中34-1油田注水过程中的储层损害机理。研究表明:水源水与地层水配伍性较差,产生钙质垢是目前注水困难的关键因素之一。现场注入速度过大引起速敏性损害,目前的水处理系统悬浮物含量、粒径中值等超标是影响注水效果的重要原因。有针对性地提出了预防储层损害的措施和手段,以改善注水效果,提高注水效率。     

渤海稠油油田油井乳化伤害含水率区间预测方法研究及应用

原油乳化伤害在稠油开发生产中较为普遍,但影响原油乳化的因素较多,乳化伤害的预测和预防难度较大。通过室内实验测定渤海J油田原油乳化反相点,并利用回归分析得出了原油乳化反相点与脱水原油黏度之间的函数关系式。在此基础上对J油田发生乳化伤害的典型油井生产动态进行统计,得到了脱水原油粘度与反相区之间的关系式,进而建立了将实验数据与现场生产动态相结合的原油乳化伤害含水率区间预测方法。本文建立的原油乳化伤害区间预测方法计算结果与现场实际吻合较好,目前已在J油田A2H、A25H井进行成功应用,修井作业后产能恢复效果较好,具有较好的推广应用价值。     

珠江口盆地白云凹陷沉积充填演化研究

白云凹陷在裂前属海相沉积间夹岩浆岩构成其基底。随后。经历了新生代的断陷、断坳、坳陷热沉降及断块升降等几个构造演化阶段,相应发育了陆相断陷湖盆沉积、大型断坳湖盆沉积、海陆过渡相的浅海三角洲沉积以及陆架斜坡海相深水沉积等四套沉积组合,形成了白云凹陷独特的三层结构。     

SZ36-1油田注聚井和聚驱受益油井堵塞物的组成及成因对比分析

随着注聚开发的进行,SZ36-1油田的部分受益油井中出现了含聚堵塞物,导致了产能下降。采用多种表征手段对比分析了注聚井和受益油井堵塞物的组成,发现在所采集到的样品中,受益油井堵塞物以无机垢为主,无机垢/有机垢质量比为4.0～5.5,远大于注聚井的0.25～0.75,受益油井和注聚井中无机垢分别主要为Fe_2O_3和CaCO_3,有机垢则均为部分水解聚丙烯酰胺。对比分析了注聚井和受益井中无机垢和有机垢的成因,重点分析了受益油井堵塞物的成因:在受益油井的近井地带,酸化作业后的残酸含有大量Fe~(3+),与聚合物驱替液相遇后,液体pH值上升,形成Fe(OH)_3沉淀,氧化后即形成Fe_2O_3无机垢;驱替液中降解后的聚合物在酸性条件下会选择性地与Fe~(3+)通过配位作用,形成水不溶的聚合物交联物,即形成有机垢。分析结果可为注聚井和注聚受益油井的针对性解堵以及预防注聚受益油井堵塞提供依据。