安塞油田论文

安塞油田论文（精选7篇）

安塞油田论文 篇1

油田化学品是指在石油勘探开发过程中所用到的化学品,涉及勘探、钻井、井下作业、采油、集输等环节,目前在长庆油田采油厂油水井井下作业、原油集输、采出水处理等领域使用着大量的油田化学品,年用量近3 000 t。因此如何高效安全的使用好各类化学助剂是HSE管理面临的一个主要课题。

1 规范油田化学品管理

为进一步规范油田用化学助剂的管理,确保化学助剂的高效安全使用,依据相关行业标准和公司要求,编写修订了《第一采油厂油田化学助剂管理规定》,明确了油田化学品有关管理部门的职责要求——化学助剂的使用、储存等技术规范和质量检验由采油工艺研究所具体负责,库房存储管理由物资采办站负责,使用过程中的安全检查和安全防护由安全环保科负责;同时对各类油田化学助剂的选型、采购、储存及使用等提出了严格要求。

2 严把使用环节各道关口

制度上有了明确的要求,关键在于日常使用环节的控制,保证各环节安全有序运行。

2.1 严格各类化学品的准入关

2.1.1 执行有关准入管理规定,从源头把关

按照质优价低,无毒产品优先的原则,进行油田化学品选型。油田化学品要进入公司必须严格执行《长庆油田分公司外购危险化学品安全管理办法(暂行)》,各相关部门依据文件要求履行各自的职责。

油田化学品必须办理相关手续和证件,供应商在办理《产品质量登记证书》时,应提供该化工产品是否属于危险化学品的判定依据,判定为危险化学品的,在《产品质量登记证书》上加盖“危险化学品”印章。属于“三新”产品的,供应商在取得“三新”技术准入证后,方可办理《产品质量登记证书》。供应商取得《产品质量登记证书》后,依据物资供应市场准入相关规定办理《物资供应市场准入证书》。对于危险化学品采取定点采购的原则,要求生产厂家具有危险化学品生产许可证等资质,经营单位需具备危险化学品经营许可证等资质。

对于要进入我厂使用的各类油田化学品除了具有《物资供应市场准入证书》外,还应通过室内评价及现场试验、公司有关单位检验等环节。

2.1.2 加强化学品危险性分类鉴定

在国家安全生产监督管理总局化学品登记中心对13种化学助剂进行危险性分类鉴定,其余待鉴定。对鉴定出属于危险化学品的清防蜡剂和破乳剂(由于暂无其它同类替代品),加大现场储存及使用安全防护;对属于第8类危险化学品——腐蚀品的AD51-101防垢剂,选择同类无毒的TS-610防垢剂取代,降低储存及使用风险,提高油田化学品使用安全。

2.2 严把储存、使用过程控制关

2.2.1 开展油田化学品存储调查

规范各类油田化学品存储过程中的入库、发放、领取管理,建立健全各类资料台帐。对全厂油田化学品储存情况进行专项检查,针对存在的储存条件不达标现象,积极编写油田化学品库房建设方案,规范储存条件和要求。

2.2.2 加强油田化学品使用过程检查监督

为了加强各类油田化学品的使用安全,严格执行每季度一次的专项检查,对于发现的问题,要求各单位及时整改落实,保证使用环节安全。由于检查认真细致到位,各单位密切配合,积极整改,因此存在的问题逐次减少,目前主要是资料台账等方面的问题。

2.2.3 加强化学品检验

为进一步规范各类化学药品的运作程序,确保化学药品的现场使用效果,开展化学药品抽查。由于设备及人员所限,主要针对各类化学药品的外观、密度及简单指标进行分析检验;同时采取现场取样,委托具有检验资质的单位每半年对在用的所有油田化学助剂进行全面质量性能检验,对检验不合格的要求生产厂家限期进行整改,并在整改期间暂停采购和使用,对整改后仍存在问题的产品停止采购和使用。

2.2.4 实行化学助剂分类上报计划

为了确保各类化学助剂的有效使用,对各基层单位不能按要求积极投加的防垢剂及采出水处理用剂,由采油工艺研究所直接上报;其余化学助剂如清蜡剂、破乳剂和抗硫缓蚀剂仍采取由基层单位上报,采油工艺研究所审核的方式。实现分类上报后投加率明显上升。

2.2.5 加强加药装置的日常维护

要求各单位严格执行化学助剂运行月报表上报制度,以便及时掌握加药装置运行情况和化学助剂投加情况。随着各单位对化学助剂投加的日益重视及采油工艺研究所的督促要求,对于损坏的加药装置各单位积极主动的进行维修更换,保证了加药系统100%正常运行。

2.2.6 严把措施作业用油田化学品的管理关

采油厂酸化、堵水调剖等油水井措施用化工产品都是由技术服务方提供,年用量在400 t左右,且在同一措施中使用药品种类较多。要求技术服务单位必须提供所用化工产品的安全技术说明书和产品合格证;在措施前取现场油水样及垢样,与所用化工产品进行室内效果评价,确保措施的有效性;同时分析反应产物,明确可能产生的有毒有害物质,并提出相应的安全防范和应急处置措施;加强措施现场化工产品的使用监督,确保安全高效使用。

3 加强油田化学品的安全技术培训

对在用的8类19种油田化学助剂要求各生产厂家提供相关助剂的安全技术说明书(MS-DS,Material Safety Data Sheet),并在其中明确化学助剂的主要化学成分,加盖单位公章。将常用油田化学助剂安全技术说明书汇编成册,下发到各相关单位。组织各单位技术人员进行专项培训,同时将油田化学品安全技术说明书纳入岗位员工培训范畴,提高各级人员对油田化学品理化特性、危险性概述、操作处置、储存、应急处理措施等相关知识的认识,提高操作技能。

4 结语

通过加强对油田化学品的各环节控制,确保了各类油田化学品在充分发挥作业的同时,安全环保有序的使用。但由于供应商以保密为借口,化学剂多使用代号,不标明主要成分,无法准确评估识别风险并制定风险消除对策。因此需要立足实际,加强自主研发能力,开发出适合安塞油田的高效低毒油田化学品。

摘要：安塞油田在井下作业、采出水处理、原油集输等领域使用各类油田化学品,年用量近3000t,通过规范管理,严把准入、储存及使用等环节的过程控制,同时加强各级人员对油田化学品的理化特性、操作处置、储存及使用过程中的安全注意事项等的培训,提高储存、使用安全,确保油田化学品使用全过程受控。

关键词：安塞油田,油田化学助剂,HSE管理

参考文献

[1] 王中华.油田化学品简介[J].化工之友,1997(3) :15-16．

[2] GB6944-2005危险货物分类和品名编号[S].

[3] 秦永宏.油田化学剂现状的思考[J].钻井液与完井液,2007(5) ,64-68．

[4] GB 16483-2000危险化学品安全技术说明书编写规定[S].

[5] 张云芝,等.浅析产品外观在油田化学品标准中的重要性[J].石油工业技术监督,2007(3) ,31-32．

安塞油田论文 篇2

1 油田地面工程信息管理的应用需求

安塞油田矿区地形复杂多变、水系错综交叉, 油田管线、站库、井场等油田设施与其周围地形地貌关系极为复杂, 地面建设经年累月, 地面工程实施难度大、任务庞大, 需要面对大量冗杂的信息, 这些信息表现为多系统、多层次, 因此需要统一的平台集中存储与管理地面工程数据, 以满足油田生产各个管理环节的数据支撑需求。

油田地面工程信息管理的核心是为石油企业建立数据和信息资产管理体系, 通过对数据库数据的获取、统计、分析, 为地面工程的施工部署和规划设计、生产调度管理、管网流程改造提供准确、全面数据支持, 实现地面工程工作管理的信息化、可视化、科学化, 为企业的经营管理提供良好的信息支撑环境。

油田地面工程数据库是一个以信息共享为目的的集油田地面工程现状管理、产能建设地面工程管理、新技术管理和地面工程勘察设计、规划决策、工程建设优化运行等功能于一体的大型、综合的数据库。需要收集、管理海量的图形和属性数据资源, 为将这些大量的数据快速无冗余地入库, 并进行有效的管理、维护和更新, 都采用图形和属性的一体化建库, 基础地形数据和油田专业数据按相关标准进行统一命名和编码入库, 基于Oracle构建空间地理信息数据库, 对空间数据和属性数据的集中存储管理, 数据能够支持AutoCAD、Arcinfo、Mapinfo等不同GIS格式数据的转换, 充分解决了地面工程数据图形输出与数据快速查询及数据维护的问题。

2 油田地面工程信息系统框架结构

2.1 系统整体架构

整个地面工程信息系统的建设主要分为五部分:现场勘测油田专题数据、油区基础地形图数据建设、数据处理及入库、系统软件开发、地面工程专题图输出。

2.2 数据库建设

1) 基于Oracle构建油田地面工程数据库, 对空间数据和属性数据的集中存储管理;

2) 基础地理数据和油田专业数据按统一标准进行命名和编码入库;

3) 方便和其他平台的数据库进行数据交互, 实现资源共享;

4) 实现统一、标准的中石油图例符号管理。

2.3 软件架构

系统软件架构采用三层架构方案设计, 逻辑结构分三层:基础数据层、数据服务发布层、系统应用层。

基础数据层:采用Oracle数据库, 包括三维影像地形数据、油田各体系专业数据以及系统的属性数据。

数据服务发布层:用于发布二维、三维空间数据和属性数据, 主要实现油区地图数据的网络发布, 通过口令和密码实现WEB浏览油区的二三维地图数据。

系统应用层:主要根据各业务单位的需求开发业务应用系统, 规划设计、勘探开发辅助系统、设备管理系统、生产调度、应急指挥等。

3 油田地面工程信息系统实际应用

3.1 管道地图网络发布

基于油田内网, 输入系统登录口令密码, 即可查看自己权限内的管网走向, 实现管网叠加影像地图直观展示, 实现基于地图的管线定位、信息检索查询、地图名称定位、坐标定位。

3.2 管线评估

根据管线投建的年限、腐蚀情况、历史穿孔记录、穿跨越敏感区域等综合情况进行管线的评估, 自动分析把管线分级显示, 为管线的重点监控及更换管线提供决策依据。

3.3 管线埋深、特征点数据信息查询

集中存储管理、跟踪管网的运维属性数据情况, 管网腐蚀状况、检测点、关键点数据查询、统计分析。可以基于地图查看管线的埋深数据、穿跨越道路点、管桥、管带、裸露点等特征点的数据查询。

3.4 规划设计

可以基于地图测算长度、高程、场站占地面积, 实现井场站库的施工部署和规划设计, 为地面工程建设、产建施工部署、管网流程改造、管线设计提供管理便利。

3.5 管线应急分析评价

系统应急管理实现事故点准确定位及事故影响区域评价, 通过流程分析、应急资源分析及应急预案为领导应急指挥提供准确、全面的数据支持。

3.6 重点导航

实现在油区三维场景下重点对象的导航浏览, 如应急库、重点站库、安全隐患管线等, 信息查询支持视频、相片、文档、图片、音频等多种格式。

3.7 建立综合信息平台, 数据支撑数字化建设

把各业务系统的数据资源关联、互通、共享, 建立综合信息共享平台, 数据支撑数字化建设。

1) 数据分布式管理。

2) 专业数据专业维护。

3) 共建共享、服务分布。

4) 服务门户、权限管理。

3.8 数据维护

1) 实现油田专业数据分类维护管理, 包括数据的查询、添加、修改和删除等功能;

2) 用户按单位授权进行数据维护操作, 防止对其他单位数据进行误操作;

3) 对所有用户维护操作进行记录, 使误操作的数据具有可追溯性。

4 结论

油田地面工程信息系统随着数据库、网络、计算机、3S技术的成熟与发展, 向着地面工程数据精准化、多维化、标准化和信息应用系统集成化、平台网络化、图形可视化、系统智能化方向发展。

参考文献

[1]张国栋, 邱国峰, 郑春燕等.地理信息系统原理, 应用与工程[M].武汉:武汉大学出版社, 2005.

[2]李河, 李舟波, 王祝文.GIS在油气勘探数据管理中的应用研究[J].计算机应用研究, 2005.

[3]王子煌, 陈秀万.油田生产中地理信息系统的应用[J].油田地面工程, 2008.

[4]翰林, 王海文, 邹群等.基于网络的油田地理信息系统的设计与开发[J].计算机应用研究, 2001.

安塞油田长10油藏储层评价 篇3

1 综合评价油藏特征

1.1 油藏评价参数的选取

选取小层砂体平均厚度;小层砂体孔隙度值;小层砂体渗透率值;小层砂体含油饱和度值;排驱压力;中值压力;分选系数这7个参数对储层进行综合评价。将储层分为三类, 其中Ⅰ储层最好, Ⅱ次之, Ⅲ类最差, 利用SPSS软件对长10储层进行了聚类分析, 并最终建立了储层的分类标准, 结果如表1所示。

1.2 评价结果

该标准为储层分类及储量评价奠定了基础, 采用该标准结合构造和沉积微相对长10储层各小层进行了分类综合评价, 评价结果如表2所示。

根据评价结果, 安塞油田长10储层各小层中长1011小层Ⅰ类、Ⅱ类所占比例最高, 均为25.00%;长1012小层中Ⅰ类、Ⅱ类所占比例分别为14.29%、21.43%;长1013小层中Ⅰ类储层分布明显减少, 所占比例仅为3.57%、Ⅱ类所占比例为17.86%;长1021小层中Ⅰ类、Ⅱ类储层所占比例分别为7.14%、21.43%;长1022小层中Ⅰ类储层所占比例为10.71%, Ⅱ类储层分布比例为21.43%;长1023小层中Ⅰ类储层分布比例为10.71%, Ⅱ类储层分布比例为17.86%;长103小层中Ⅰ类储层分布比例为3.57%, Ⅱ类储层分布比例为10.71%。

2 结论与认识

(1) 综合考虑宏观与微观参数选取砂体平均厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、排驱压力、中值压力和分选系数7个参数对储层进行了综合评价, 建立了分类评价标准。

(2) 分析结果表明, Ⅰ类储层的物性最好, 多数处于构造高点, 且分布在砂地比值比较大的分流河道沉积微相中部, 有部分井分布于构造侧翼和分流河道边部;Ⅱ类储层研究区发育程度整体较差, 多数处于构造侧翼, 多分布于分流河道微相边部, 少部分分布于河道侧翼微相;而Ⅲ类在研究区普遍发育, 主要处于构造低点, 主要分布于河道间洼地和河漫沼泽微相中。

参考文献

[1]李克永, 李文厚, 陈全红, 等.鄂尔多斯盆地安塞油田长10油层组富油因素分析[J].陕西师范大学学报 (自然科学版) , 2011, 39 (2) :89-93

[2]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律[M].北京:油工业出版社2000

安塞油田同位素吸水剖面污染校正 篇4

关键词：吸水剖面,同位素,沉淀污染,吸附污染,安塞油田

一、吸水剖面测井原理

同位素法吸水剖面测井是目前广泛应用的测试方法。其原理是将同位素注入正注注水井内, 随着注入水的流入, 同位素通过滤积在注水层段进入地层, 采用放射线核素 (常用131Ba-GTP微球) 释放器携带放射性核素载体在预定井深位置释放, 同位素载体与井筒内的注水形成悬浮液。油层吸收悬浮液, 运用伽马仪测量同位素示踪曲线, 所测的伽马曲线与释放前的伽马曲线对比, 对比吸水层中二者幅度差, 即反映该地层的吸水状况。

二、同位素“粘污”类型与影响因素

在同位素示踪注入剖面测井中同位素“粘污”是非常普遍的。由于注入水水质以及各类油层改造、管柱腐蚀与地层污染, 使得主次吸水层段出现颠倒, 造成资料的“失真”。分析其原因, 主要有四点因素:1注水管柱的清洁程度、腐蚀程度;2地层污染的严重程度;3同位素颗粒粒径选择;4固井时水泥胶结的完好程度。放射性同位素测井所形成的污染分沉淀污染和吸附污染两大类。

1. 沉淀污染

沉淀污染主要是同位素颗粒密度、粒径与注入水不匹配, 使同位素微球产生滑脱沉降造成。同位素颗粒在水中运动时, 由于注入水的携带, 除受到一个和注入水流动方向相同的冲击力之外, 还受到重力的影响, 产生自由沉降, 其沉降速度可用如下公式表示。

即

式中:Up———颗粒自由沉降速度;D———同位素微球颗粒直径;ρs———同位素微球颗粒密度;ρw———注入水井下流体密度;μ———注入水粘度。

由 (1) 式可知, 同位素微球的悬浮情况受以下三种因素的影响:

1微球颗粒直径大小影响。微球颗粒直径越大, 其自由沉降速度越大, 注入水对微球的携带越差, 使微球和注入水不能同步运行。

2微球颗粒密度与注入水密度差值大小的影响。由 (1) 式可看出, 当微球颗粒的密度与注入水的密度基本相当时, 自由沉降速度为零, 微球能与注入水同步运行, 可以使同位素充分分配。

3注入水的流速和测量井段长短的影响。注入水流量越大, 携带同位素微球的能力越强。

2. 吸附污染

(1) 管壁油污及涂料不均匀造成的吸附作用

注入水中, 油污及细菌的含量超标, 井筒中冲洗不彻底、测井时放溢流造成地层的油污返出, 均易在井下管柱表面形成污垢而粘附同位素;油管沾污的原因是油管涂层不均匀或未涂层造成的。

(2) 注水管柱和套管内壁腐蚀

根据安塞油田套管腐蚀测井结果, 由于受注入水水质影响, 管壁腐蚀, 产生许多坑斑和沟槽, 凹凸不平, 很容易吸附同位素, 受注入水长期冲刷的毛糙的管壁也极易吸附同位素。油管接箍、封隔器、水嘴等井下工具处易沾污。

(3) 固井质量差, 同位素进入串槽处

在安塞油田吸水剖面资料中, 常常吸水厚度向上下扩展, 大于射孔层段厚度的注水井, 使吸水层和射孔层往往不对应。主要是由于固井质量差, 大量同位素从射孔井眼进来时, 在地层表面滤积的同时, 串入了与其相连的无水泥悬空空间, 造成无射孔段但“吸水”的假象。

三、同位素污染校正

1. 根据井温曲线排除同位素污染

由于放射性同位素测井方法的局限性, 对井况要求比较严格, 要求井内注清水, 而目前大多数水井采用污水回注, 微生物及菌类含量超标, 粘度高, 同位素微球在井内不能均匀分散在流体中与注入水混合, 造成沾污或井底同位素堆积。这种沾污表现为全井的曲线异常。无法分析吸水层位的相对吸水量;井温曲线则可以不受此影响, 根据井内水温的变化情况可定性的解释各个吸水层的吸水情况。地层内为热水, 井温曲线若为负异常, 则可定量判断吸水层段。

2. 运用井温曲线分析射孔层段同位素曲线幅度异常原因

在喇叭口在目的层段以下的笼统注水井中, 用关井恢复井温可定性分析吸水层段, 对注水管柱下至注水层段顶界以上的合注井, 注水井温和静态井温曲线除了能对各注水层提供定性的注水评价以外, 还能够指示出存在漏失、大孔道的层位, 为封窜堵漏提供依据。

井下分注井, 采用电磁流量计测量各个偏心配水器的注水量, 若不存在漏失与粘污, 则同位素和流量测井均可提供各层注水量;若存在漏失时, 井温曲线可定性地评价各层的注水情况, 点测流量可定量计算各层吸水量大小。此方法可解决因同位素粘污、漏失所造成的吸水量计算误差。

3. 利用流量分析吸水层段吸水状况

同位素吸水剖面测井解释过程中, 同位素曲线无法显示仪器停测点以下层位的吸水情况, 加测流量后, 如果测点流量不为零, 则表明仪器停测点以下层以下吸水, 如果流量为零, 则表明仪器停测点层以下不吸水。

(1) 判断封隔器密封性。在分层配注的井中, 采用流量计测量各个偏心配水器的注水量, 如果封隔器封堵层的流量指数不为零, 则表明封隔器漏水, 密封失效;若流量为零, 表明封隔器完好, 密封良好。

(2) 分析注水井井筒漏失情况。由于同位素密度与注入水密度之间的差异, 造成同位素沉淀污染, 因而无法计算相对吸水量, 加测流量时, 若发现底堵处流量为零, 证明为同位素异常;若流量不为零, 则说明底堵漏水。

四、实例分析

杏河油藏*A58-22进行了同位素和氧活化两种吸水方法的测试, 测试结果发现, 下部长62层吸水能力较弱, 依据同位素解释, 判断为吸水, 但之后再运用点测氧活化法进行校验测试, 发现长62层射孔段不吸水, 验证了同位素污染而造成在长62射孔段存在的”吸水”假象。

结论

1. 应改进注水管柱的结构。

笼统注水井的管柱应把喇叭口放在注水井油层段顶部以上。分层注水的配水管柱, 偏心配水器应尽量避开射孔层, 最好放在配水层段的顶部。

2.

井温曲线分析结果是定性判断吸水剖面资料污染的重要手段, 运用流量点测结果也可判断封隔器密封情况以及遇阻层以下部分油层段吸水情况。

参考文献

[1]姜文达.放射性同位素示踪注入剖面测井[M].北京.石油工业出版社.2007.

[2]赵建民.吸水剖面综合解释方法及运用[J]吉林大学学报.2006.06.

[3]李正魁.井温曲线在吸水剖面解释中的应用[J]油气井测试2008.03.

安塞油田水平井冲砂技术探讨 篇5

由于水平井裂缝填充的支撑砂为垂直方向, 水平井较直井在同一深度的体积要大的多, 且套管在地层中的截面为椭圆形, 存在弹性作用力的影响, 所以水平井的上腹岩石的压实作用及周边的应力作用对支撑砂砾的作用效果要小于直径。随着后期的出水及酸化措施作业, 对地层的影响更大, 不止会产出压裂砂, 还会产出地层表皮剥落沙粒, 对后期的套管产生更大的损坏。

2 水平井冲砂现状

水平井冲砂洗井往往出现用水量大、占井周期长、地层能量亏空, 漏失严重, 出砂不彻底、措施后排液时间长等问题。2010年至今开展冲砂洗井13井次, 平均用水量达到180m3, 返排率40%。其中高平A井2010年10月份冲砂, 用水360m3仅返出40m3, 返排率近11%, 1、2喷射点未冲出, 措施后排液15天。

3 水平井冲砂工艺技术研究

3.1 冲砂洗井参数

采用偏心环空模拟水平井段, 模型采用φ60.3 mm油管, 光滑壁面, 轴向长度为10 m;设定套管内径为124 mm, 光滑壁面。液固两相流体从轴向截面一侧进入, 另一侧流出。边界条件为:入口截面设为速度入口 (Velocity) 边界条件;出口截面设为正常出流 (Outflow) 边界条件;井壁和钻柱为固定壁面边界条件。利用此模型研究排量、冲砂速度等因素对水平环空两相流体压力分布和速度分布的影响规律。对于所有流动, Fluent软件都是在解质量守恒方程和动量守恒方程。

3.1 排量

根据模拟结果分析得出, 排量是影响水平井段砂床形态的重要因素之一。当排量较大即环空返速较高时, 固体颗粒完全悬浮;当流速降低时, 环空流体紊流强度减弱, 导致颗粒的沉降, 因而浓度分布变形, 特别是在环空下半部具有更多的颗粒, 并且逐步形成砂床。砂粒在环空中以悬浮、跃移和固定床等3种形态存在。随着排量的增大, 悬浮层内砂粒体积分数逐渐增大, 固定床内砂粒体积分数逐渐减小, 直至全部转化为移动床。

3.2 冲砂速度

关于排量与液体冲砂速度的计算公式

式中:Q—泵车排量m2/min;1v—液体冲砂速度m2/min;d0—套管的内径mm;d1—冲砂油管 (或连续油管) 外径mm

式中:K—液体的冲砂速度与固相颗粒的沉降之比;v1—液体冲砂速度m2/min (当K>2时才能携带) ;v2—固相颗粒沉降速度

根据公式可以得到, 在套管内径和冲砂油管外径不变的情况下, 液体冲砂速度越大, 排量越大, 流体速度与固相颗粒沉降之比越大, 也就是液体的携带能力越强。根据资料, 在垂直井中最小的流动携砂速度应至少为被冲洗颗粒沉降速度的两倍, 而在水平井中环空流速至少应为被冲洗颗粒沉降速度的10倍, 只有这样才冲砂液携带颗粒才是最为有效的, 才能通过水平段、斜井段进入直井段被带至地面。

3.2 冲砂液

因水平井地层能量亏空, 在冲砂过程中, 冲砂液的性质起到了非常关键的作用, 冲砂液粘度是确定井底砂能否被冲干净的重要因素。从砂里在不同黏度冲砂液中的沉降试验 (张成江:《一种简单的冲砂洗井工艺》) 可以看出, 黏度越大, 砂粒沉降速度越小, 洗井效果越好。从安塞油田目前所用携砂液看, 采用胍胶比较实用。

3.3 现场应用实例

3.3.1 丹平B井基本概况

以丹平B井为例, 油层套管φ139.7mm, 井深2021m, 60°以上井深1220m, 水平段600m, 砂粒0.425~0.825mm。

3.3.2 冲砂方案设计依据

(1) 冲砂液选择

设计冲砂液粘度为40 m Pa·s左右, 配方 (体积比) :清水+0.25%胍胶+0.3%助排剂PZ-200+0.3%粘土稳定剂WN-200;活性水:清水+0.3%助排剂PZ-200+0.3%粘土稳定剂WN-200。因井深, 采用25m3活性水替油, 低浓度胍胶50m3, 冲砂之后用活性水清洗井筒。

(2) 冲砂管柱、冲砂方式

考虑井深和斜度冲砂管柱设计为N80外加厚27/8”45°导扣工具油管2100m, 斜角大于45°以下井段采用接箍倒角油管。为防止冲砂过程中出现砂卡管柱现象, 冲砂方式选择反循环冲砂。

(3) 设计排量

要求两台7 0 0型水泥车, 排量均在800~1000L/min。

3.3.3 施工过程

施工准备好后, 主要过程分为4步完成。

第一步:循环洗井, 首先用活性水25m3反替井筒液体, 总排量控制在800 L/min左右, 进行反循环替油, 同时防止形成砂桥, 用液25方, 返出15方。倒好地面管线, 出口连接在沉降罐, 用以循环冲砂。用低浓度胍胶进行冲砂洗井, 先期总排量控制在800-900L/min, 洗井4分钟, 后提高排量, 总排量在1600~1800L/min, 泵压7-8Mpa, 8分钟后返出大量压裂砂, 2分钟后返出液变清, 用量杯盛液测量, 含砂量为0.6%左右, 停泵, 用液22方, 返出18方。

第二步:分3次洗井, 每次加深4根 (第三次方入6.32m遇阻, 斜尖接触砂桥) , 进行洗井, 用同样方法, 时间基本相符, 地层漏失量在9方。

第三步:加深2根单根, 用同样的方法冲砂, 时间基本相符, 地层漏失量在6方。

第四步:直接将斜尖下至人工井底以上2米, 用同样的方法冲砂, 用液30方, 返出22方, 倒地面管线, 用30方活性水洗井, 返出低浓度胍胶, 返出18方。计算冲砂总用时4小时, 返出压裂砂约为1.3方。

(4) 施工效果评价

冲砂入井液总量为217方, 地层漏失总量为49方, 漏失量为22.5%, 相比活性水冲砂的平均流失量44%要小的多;备液也少了一半, 节约了成本;时间也缩小了一半。从排液周期减少10天。

4 认识及结论

(1) 在水平偏心环空条件下, 环空流体的速度呈非均匀性分布。环空上部存在高流速区, 环空下部则为低速区, 且在其他条件相同时, 随着排量的增加, 高速区范围逐渐增加, 低速区范围逐渐减小。

(2) 排量是影响水平井冲砂效率的重要因素之一。环空压降随着排量的增大而随之增大, 砂床高度反之。在现场冲砂洗井作业中, 应尽量提高排量, 以达到提高洗井效率的目的。

(3) 低浓度胍胶作为洗井液相比清水粘度高, 携砂性能好。

(4) 采用反循环、大排量 (800 L/min) 和低浓度胍胶洗井液适合在安塞油田水平井推广应用。

摘要：由于水平井井身结构的特殊性, 普通的冲砂洗井方式很难达到彻底洗井要求, 同时延长作业时间和作业费用。本文分析了水平井出砂原因, 冲砂技术现状, 介绍了冲砂洗井参数设计, 通过现场应用取得较好效果。

关键词：水平井,冲砂洗井,工艺改进

参考文献

安塞油田梅塔区长2储层特征研究 篇6

关键词：梅塔区块,长2储层,储层评价

安塞油田坪桥区位于陕西省延安地区安塞、子长县境内, 属黄土塬地貌, 位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中部, 该区油层主要有长2、长4+52及长6三套油层。该区无断层发育, 处于向西缓倾且倾角0.5°左右的陕北单斜上, 属于典型的岩性油气藏[1]。延长组是在鄂尔多斯盆地持续坳陷和稳定沉降过程中堆积的河流湖泊相陆源碎屑岩系[2,3,4]。该区是以长2油层为主体的“三低” (低压、低渗、低产) 砂岩油田, 渗透率约为0.5~0.8×10-3μm2, 属于特低渗透油田。

1 储层岩石学特征

本次研究依据实际资料情况, 全面应用X-衍射、扫描电镜, X-衍射等分析资料和手段, 对梅塔区长2储层的岩石学特征及其成岩作用特征进行详细分析研究。

1.1 岩石类型及特征

研究区长2储层碎屑成分以长石 (54.8%) 为主, 其次为石英 (22.9%) , 此外还有少量的岩屑 (6.4%) 、云母 (2.8%) 。利用岩石薄片资料中碎屑岩骨架组分绘制长2成分三角图, 可知该区块长2储层的岩性为长石砂岩。研究区长2储层以中砂岩为主, 其次为细砂岩类。其中石英包括石英、燧石和硅质岩颗粒, 长石包括钾长石和斜长石, 岩屑包括喷出岩、隐晶岩、片岩、千枚岩、石英岩和少量的沉积岩, 本区长2段碎屑岩岩石成份比较稳定, 在图中点子比较集中, 石英含量集中在30%~40%、长石在40%~60%、岩屑含量在10%左右。以长石砂岩为主, 少数岩屑长石砂岩。碎屑颗粒成份成熟度Q/ (F+R) 为0.38~0.51, 为中等成熟度。

1.2 填隙物和胶结物特征

对研究区砂岩储层的各种结构组分进行了统计:填隙物中杂基含量为0~8%, 平均为3.5%;胶结物含量为2~17%, 平均为6.2%;杂基主要有绿泥石、伊利石和泥铁质;胶结物主要有方解石、菱铁矿、长石质、石英质和沥青;碎屑颗粒为次棱角状-次圆状, 以线状接触为主。分选较好, 大部分属于分选好, 部分为中等。胶结类型以孔隙型和薄膜型为主 (各占38.5%) , 其次为薄膜—孔隙型 (占15.4%) , 加大型占7.7%。长2储层砂岩结构成熟度较好。

2 储层的成岩作用及成岩阶段划分

根据铸体薄片、扫描电镜、X衍射等分析资料, 本区长2的主要成岩阶段标志:根据邻区资料, 延长组长2油层组R O值0.66%~1.18%, 说明该区有机质处于成熟期;液态烃半透明且呈棕褐色, 均一温度大约为70℃;储层中绿泥石的含量较高, 蒙皂石层在伊蒙混层的泥岩中占35%以下, 粘土矿物属于有序混层带。长2砂岩以线状接触为主, 兼有点-线和凸凹接触, 石英次生加大边多为Ⅰ~Ⅱ, 胶结物主要有菱铁矿、方解石、长石质、石英质和沥青, 孔隙类型以粒间孔为主。从资料综合分析, 根据国家石油天然气行业标准《碎屑岩储层成岩阶段划分规范》, 梅塔区长2储层所处的成岩阶段为中成岩A期-B期。

3 储层的物性特征

根据梅塔地区物性分析资料统计, 本区长2储层孔隙度一般多在8.1%~20.8% (一个样品孔隙度为3.7%) , 平均孔隙度为12.8%, 平均渗透率2.93m D。长2储层总体表现为低孔隙度低渗透率的特点。

从孔隙度与渗透率分布频率看, 孔隙度值相对比较集中, 5%~20%的样品占绝对优势, 渗透率分布比较分散, 而且存在双峰值, 大于5m D的样品含量较高, 同时在 (0.1~1) m D区间出现另一个峰值, 可能与低渗透背景下次生孔隙及裂缝发育有关。根据物性分析数据画出孔隙度和渗透率相关性图, 可看出孔隙度与渗透率呈显著的正相关性, 这就说明孔隙发育程度影响着渗透率。

4 储层孔隙结构特征

4.1 孔隙类型及组合

对研究区储层铸体薄片观察与鉴定、图像分析等的分析研究, 本区长2砂岩储层孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、铸模孔、长石溶孔。以粒间孔为主占总孔隙的73.6%, 其次为长石溶孔, 占总孔隙的9.4%, 还有铸模孔和粒内孔, 各占总孔隙类型的8.7%。

4.2 孔喉大小与分布特征

根据研究区压汞曲线资料, 压汞特征表现为中等排驱压力、细歪度 (孔喉直径偏细) 、孔吼分选好、但连通性差、物性较差的特点。因为分选好, 细歪度的储层, 虽然具有较均匀的孔隙结构系统, 但因孔隙吼道太小, 其渗透性还是很差的。坪128长2砂岩储层的3个样品分析, 参照前人对鄂尔多斯盆地中生界储层孔隙及喉道分级及命名原则, 长2平均孔隙直径在9.81~11.28μm, 平均10.44μm, 平均喉道直径主要分布在0.7~2μm之间, 主要中细喉道为主。因此, 研究区目的储层属小孔-中喉型和小孔-细喉型。

5 储层综合评价

长2层储层孔隙度为8.1%~20.8%, 平均值为12.8%;渗透率分布在0.28~100×10-3μm2之间, 平均值为22.45×10-3μm2, 排驱压力在0.07~1.122MPa区间, 平均0.60MPa, 中值压力在2.01~4.43MPa区间, 平均3.22MPa。最大孔隙半径2.49μm, 孔隙中值半径0.29μm, 喉道半径均值0.54μm。最大进汞饱和度56.64~83.03%, 退汞效率23.58~24.26%。孔喉组合为小孔-中细喉型。综合上述参数, 并探讨该区和邻区长2油层的划分标准, 本次研究采纳《鄂尔多斯盆地中生界砂岩储集层分类评级标准》 (赵靖舟, 2004) , 认为长2储层为Ⅲb或Ⅳa类储层, 为特低或超低渗透层。

参考文献

[1]郭川, 朱玉双, 等.安塞油田坪桥地区长6储层裂缝特征研究[J].西北大学学报, 2009, 39 (1) :97-101

[2]史基安, 王金鹏, 毛明陆, 等.鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组长6-8段储层砂岩成岩作用研究[J].沉积学报, 2003, 21 (3) :373-380

[3]卢进才, 李玉宏, 魏仙样, 等.鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组油页岩沉积环境与资源潜力研究[J].吉林大学学报 (地球科学版) , 2006, 36 (6) :928-932

套损检测技术在安塞油田的应用 篇7

安塞油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中东部, 主力油层为三叠系延长组地层, 1990年全面开发。经过长期的开发, 油水井井筒状况越来越复杂, 套管腐蚀、变形、穿孔等现象越来越多, 导致采油井含水上升, 产量下降, 采油速度降低, 注水井套损后造成无效注水, 甚至引起环境污染, 严重影响油田的开发效果和最终采收率。因此, 及时准确的检测套损位置, 采取有效治理措施具有重要意义。

2 套损检测技术在安塞油田的应用

目前安塞油田套损检测技术主要以氧活化测井和MIT-MTT组合套管检查技术为主。氧活化测试通过打点测量水流方向和流量去向, 来准确找出套损位置;MIT-MTT组合套管检查技术测试通过多臂成像解释, 对全井段管柱腐蚀、变形、穿孔、结垢进行三维立体成像, 明确给出套损位置。

2.1 脉冲中子氧活化测井技术应用

2.1.1 脉冲中子氧活化测井技术原理

该技术是利用测试仪器自身中子源发射14Me V快中子激活含氧流体中氧原子并引发一系列原子核反应, 氧原子被激化后, 产生放射性氮同位素16N, 氮衰变时释放出能量为6.13 Mev的特征伽马射线, 氧活化仪器通过伽马射线来确定仪器周围含氧流体的流动情况。由于激发出的伽马射线能量高, 在油 (套) 管中能穿透流体、油管、套管和水泥环。因此, 脉冲中子氧活化可以通过伽马射线时间谱的测量来反映油管内、油套管环型空间以及套管外含氧流体的流动状况。通过解析时间谱可以计算出水流速度, 进而计算出各吸水井段的吸水量。

2.1.2 脉冲中子氧活化测井应用

脉冲中子氧活化测井通过测量测试井油管中水流、套管中水流以及地层中水流, 可以精确的测出全井筒内各个吸水部位的注入量, 可以确定油水井窜出位置、漏失层位以及油套管漏失位置。近年来安塞油田应用脉冲中子氧活化水流测试来找漏找窜全面普及, 措施效果好。

以W24-04注水井为例, 2013年6月邻井W21-04采油井出现表套返水;W24-04注入水量越大, 则采油井返水量越大, 分析认为W24-04井套漏。随后对W24-04进行氧活化测试, 确定该井在792.6m-795.4m存在漏失段。根据测试结果对W24-04井进行封隔器座封后, 注水正常, 注水压力上升, 邻井W21-04井不再表套返水。

2.1.3 脉冲中子氧活化测井技术应用效果评价

脉冲中子氧活化测试不受管柱结构、注水方式的限制可测量油管、油套环空及套管内、外水流速度和方向, 可精确测量各吸水层段的注入量, 能准确定位漏失位置;然而这种测试方法由于被活化后的氧衰减较快, 所以测量启动注入量相对较高 (不低于10方) , 同时测试只能点测, 虽然能精确找到漏失位置, 但对整个井筒的腐蚀程度无法进行描述。

2.2 MIT-MTT组合套管检技术

2.2.1 MIT-MTT组合套管检查技术测试原理

MIT多臂成像测井仪和MTT磁壁厚测井仪组合仪器原理:电缆将仪器下入套管中当套管内径发生变化时引起测量臂张开或收拢, 各测量臂尖端相对于仪器径向移动, 经过转换装置使测量臂顶端纵向移动, 并传递给位移传感器的磁芯, 引起传感器线圈中磁芯位置的相对于电感线圈发生变化, 从而将测量井径臂的径向变化转变为传感器输出电压的变化, 对电信号进行处理从而得情况到井径变化[1]。

2.2.2 MIT-MTT组合套管检查技术应用

MIT-MTT组合套管检查技术利用测试数据, 通过计算机绘图技术, 对油套管的厚度、腐蚀、变形、穿孔等进行三维成像, 可直观的反映油套管腐蚀、穿孔的位置。近年来安塞油田应用MIT-MTT组合套管检查技术来找漏找窜工作量越来越大, 措施效果好。

以P45-15井为例, 该井位于坪桥区中部, 1995年6月投产, 动态表现为:液量稳定、含水持续缓慢上升, 液面上升, 历年来因结垢原因频繁修井。2011年6月对P45-15进行MIT-MTT组合套管检查测试, 检测套管损伤情况。测试结果显示:该井射孔段以下 (1268.50m) 外腐蚀较严重, 腐蚀严重点有可能引起砂眼孔。2011年7月, 根据测试结果进行座封治理, 措施效果明显。

2.2.3 MIT-MTT组合套管检查技术应用效果评价

MIT-MTT组合套管检查技术能够对测试井全井段油套管的厚度、腐蚀、变形、穿孔等进行三维成像, 可对油套管的厚度及腐蚀程度等进行定量描述, 能为井下作业提供准确的座封位置。但MIT-MTT组合套管检查技术仅适用于单层管柱的井, 或者油套间隙较大的井, 对于油套间隙较小的井, 噪声干扰较大, 无法正常反映出管柱损伤情况, 测井资料无法解释。

3 结论

(1) 脉冲中子氧活化测井不受管柱结构及注水方式的限制可测量油管、油套环空及套管内、外水流速度和方向, 通过点测可精确定位窜漏位置, 但不能了解整个井筒的腐蚀程度;MIT-MTT组合套管检查技术通过三维成像, 能对全井段油套管的厚度及腐蚀程度等进行定量描述, 但MIT-MTT组合套管检查技术仅适用于单层管柱的井, 或者油套间隙较大的井。

(2) 脉冲中子氧活化测井测试对于注入井, 可直接测试, 对于采油井测试需要动力配合向井筒注水后, 方可测试;MIT-MTT组合套管检查技术对于油水井均需动力配合才能测试。

(3) 脉冲中子氧活化测井不需要对测试井泄压、提管柱, 可在正常生产的情况下测试, 测试成本较低;MIT-MTT组合套管检查技术测试需要对测试井泄压、提管柱、通洗井, 作业成本较大。

参考文献