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吉林油田三采技术现状

发布:多吉利        来源:www.duojili.cn  
吉林油田三采技术现状
第一阶段(1988年~1990年):室内评价初始阶段
该阶段主要对吉林油区各油田进行EOR方法筛选及潜力评价,筛选结果认为:乾安适合二氧化碳驱,其它油田适合聚合物驱 ,平均可提高采收率7.06%,其中,扶余油田聚合物驱可提高采收率18.11%。1989年和1990年进行扶余油田东十七站聚合物驱可行性研究,并编制了试验区(东十七站)加密调整方案和现场聚合物注入性试验方案。
第二阶段(1991年~1996年):尝试性现场试验阶段
  1991年9月在扶余油田东7-10井注1 t HPAM,当年增油432 t,之后在扶余油田东区进行了小规模HPAM注入试验,每吨HPAM增油65 t,取得了一定经济效益。1992年在扶余油田东区进行了86口井的微生物(中科院15号和48号菌)吞吐试验,增油1.498×104t。1994年在扶余油田西区、中区进行了8口井热氮气泡沫注入试验,未见明显增油效果。该阶段的试验未系统地开展可行性评价,试验规模小,试验中没有进行系统的监测分析研究,施工设备非常简陋,未采取任何油藏监测,资金使用过于分散。
第三阶段(1997年~2004年):正规室内研究和现场先导试验阶段
    该阶段主要进行了吉林油田三次采油储备技术调研,对吉林油田各区块适用的提高采收率方法进行筛选,并开展了微生物采油技术、复合驱试验研究、二氧化碳驱油技术、热采技术以及可动凝胶驱油等室内研究及现场试验,形成了目前具备应用条件的提高采收率技术为微生物采油、化学复合驱和二氧化碳驱油技术。
三元复合驱技术
红岗油田油层埋深1150~1230m,有效孔隙度21.8%,空气渗透率为0.163μm2,原始含油饱和度为66.7%,原始油层压力为12.25MPa,油层温度55℃,原油地下粘度为12.9 mPa.s,地面原油相对密度为0.885,地层水矿化度为10000~14000 mg/L。含油面积49.4Km2,地质储量3245×104t。
     1995年5月至1996年9月在红岗油田7-3井组进行聚合物与活性剂的二元复合驱油现场试验,试验后取得了较好的增油效果,累计增油5298t。1997年开始进行红岗油田化学复合驱油的室内研究与矿场试验,现场注入3口井,至2003年10月底,累计增油5.0441 ×104t ,降水141208m3,预测可提高采收率13.6%,三个井组可增加可采储量18.36×104t,累计净收入5662万元,投入产出比1:3.72。所以三元复合驱是红岗油田提高采收率主要技术。
7--3井:1991年11月转注,1992年5月分注,1993年6月套变后一直混注,致使井组产量下降,含水上升,开发效果变差。1995年5月在7--3井注入聚合物,1996年6月又在该井组进行二元复合驱,因效果良好,于1997年9月至98年7月25日进行复合驱。 到2003年1月底,累计注入0.049PV,药品257t,增油13355t。投入产出比1:6.6。
8--4井: 1991年5月转注,同年11月分注,96年12月发现套外返水,改混注,97年5月封窜,从96年12月至97年8月,8--4井严重欠注,井组开发效果变差,于97年9月进行复合驱。到2003年1月底,累计注入0.214PV,药品1094t,增油6740t。投入产出比1:3.77。
125井(1252): 1979年8月投注,1980年1月分注。该井组注水开发期间多次调剖和注水调整都无效,开发效果日益变差。试验前井组含水已达93.3%,是油田南部开发效果最差的区块,该井组于97年10月进行二元复合驱试验, 1999年6月由于125井套管错断,停止矿场试验。1999年8月,打了一口更新井1252,于1999年10月下旬开始进行单注聚合物、且单注主力层SII41-52的矿场试验。到2003年1月底,累计注入0.2PV,药品220.7331t,增油12277t。投入产出比1:4.61。
研究方面:
1、配方的优选:已研制出一种新的复合体系配方,该配方碱的使用浓度较低,甚至无碱,界面张力达到了理论要求值,。
2、室内模拟实验效果较好。
3、掌握了相态、吸附等数模参数的室内测定方法及三种化学药剂的检测分析方法。
4、基本掌握了水驱数值模拟和化学驱数值模拟技术。
5、掌握了复合驱油藏工程设计技术。
对红岗油田矿场试验取得的认识和经验:
1、试验区的地质条件是影响化学驱效果的主要因素之一。
(1)化学驱较适合的层位为厚油层及正韵律与复合韵律的油层;
(2)剩余油饱和度的高低决定化学驱油的效果。
2、化学驱注入的层位应为具有一定产能的单层或一套层系,对于厚度大,能分层注采的油层,应当尽可能采用分层注入方式,而对于厚度较小油层,应采用一套层系开采。
3、化学驱引起的注入压力上升可通过洗井或反排措施来解决,并可以随着试验结束,随注入介质转为清水而有所下降,这就是说在今后的推广应用中,可不必担心注入压力上升过快这一问题。
4、化学驱进行到适当的时机,即当油井产液量有所下降时,采取压裂、补孔等措施可最大限度地扩大化学驱油效果。
5、现场的简单熟化技术及采用大分子量聚合物的做法。
红岗油田复合驱先导试验取得的认识:
1.根据红岗油田实际地质条件筛选出的室内配方界面张力较低,粘度高于红岗油田地下原油粘度,基本满足红岗油田化学驱油的矿场试验;
2.红岗油田的化学驱具有增油效果显著、控制递减能力强,经济效益显著的特征,在红岗油田进行化学驱无论在技术上还是经济上均是可行的,该技术将成为红岗油田高含水期控水稳油、增储上产的主要措施。
微生物驱油技术
(1) 微生物采油技术
    微生物提高原油采收率技术,简称MEOR(Microbail Enhanced Oil Recovery) ,是继热驱、化学驱、气驱之后又一种新兴的提高采收率的方法,它是指利用微生物繁殖代谢产物或者说利用微生物本身提高原油采收率的方法。同其它的提高原油采收率方法相比,微生物采油具有多种综合性增产机理、适应性强、成本低、操作简单、低油层伤害、效果显著等优势,研究预测微生物采油可提高原油采收率5%~15%,应用该项技术可望获得较高的经济效益。
       经过多年的研究工作和 12口井13井次的连续注入试验,我们已经筛选到了一株优秀的产聚合物菌种,建立了比较系统的微生物研究配套设施,健全了微生物室内菌种筛选实验方法及标准,建立了PCR菌种鉴别方法,并建立CJF-002菌放大培养技术和连续注入工艺。并且,在扶余油田的MEOR先导试验取得显著增油效果,充分说明CJF-002菌在扶余油田具有良好的推广应用前景。
1)CJF-002菌在油藏内能够运移、繁殖,并代谢了聚合物,堵塞了大孔道从平面和纵向上均起到了扩大波及效率的作用;
2)由于试验区构造北高南低,由北向南储层渗透性变好,因此南部油井效果更好,见效也早。从动态效果看北面的22排油井在24-252井注微生物25天开始含水下降,幅度在10个百分点,只有原来含水低的井22-274井下降近20个百分点;在试验开始的第27天检测到目的菌。而南面的26排井,在26-252井注微生物的第10天含水开始下降,最多下降40个百分点以上,而且目前含水仍然低于试验前含水近20个百分点。
3)从目的菌的检测分析看出,在断层以外的井检测到了目的菌,并且在动态上也发生了变化,含水下降,日产油上升。说明试验区西两侧的断层是不封闭,注入水有沿断层外串现象。因此,今后实施注入聚合物等措施的时候要引起足够的重视。
已形成微生物驱系列配套技术
1 微生物菌种分离、筛选、纯化技术;
2 微生物优秀菌种的保存技术;
3 微生物菌种性能分析评价技术;
4 目的菌种鉴别技术(PCR技术)
5 菌种改良及改造技术;
6  菌种放大发酵技术;
7 杂菌控制技术;
8  微生物驱油藏工程设计技术;
 9 微生物驱油机理研究技术;
10 微生物驱油注入工艺技术;
11 现场试验跟踪监测方案设计;
12 现场试验效果评价技术;
13 微生物驱综合评价技术;
14 微生物培养基生产工艺技术。
二氧化碳驱油
二氧化碳驱油是提高采收率比较成熟的技术方法,是低渗透油田开发及提高采收率的有效措施之一,驱油效果在一定的地质条件下优于水驱。
       吉林油区于1999~2001年度开展了《吉林油田二氧化碳驱先导性试验研究》项目的研究工作,先导试验目标区选为新立油田新228区块的54-4井组进行。2000年9月8日开始按照方案设计采用水气交替注入方式实施,至2001年11月22日施工结束,共进行了6个周期的水气交替段塞驱(WAG),历时16个月。全过程分采用罐车输气、车载泵快速间歇脉冲式注入方式。累计注气1500t。按试验区递减规律曲线推算,截止到2003年6月末,该试验井组累计净增油1653t,投入产出比1.2,吨二氧化碳换油1.03t。如果考虑递减累计增油5121 t,投入产出比为1:4.3,吨二氧化碳换油3.2t,取得了较好的增油效果。
初步形成八项二氧化碳驱油技术,即:
a.二氧化碳驱油油藏地质油藏工程研究技术;
b.二氧化碳驱油长岩心室内物理模拟试验技术;
c.二氧化碳-----油藏流体体系相态评价技术;
d.注二氧化碳油藏地质条件的优选技术;
e.二氧化碳驱数值模拟、经济评价和方案优选系列配套技术;
f.二氧化碳驱有机垢沉淀规律评价技术;
g.二氧化碳驱油过程中无机垢沉淀预测防垢剂筛选评价技术;
h.二氧化碳驱油现场试验动态脉冲、间歇式非连续注入工艺技术。
 
 
 

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