摘 要：根據(jù)試驗區(qū)塊及相鄰區(qū)塊3口井的高壓物性測試結(jié)果，平均原始飽和壓力4.77MPa，平均原始汽油比21.9m3/m3，平均體積系數(shù)1.076，地層原油粘度平均為7.04MPa·s。針對基層化驗系統(tǒng)重點開展了完善分析項目及提高化驗分析精度、提高化學(xué)藥劑檢測水平、切實為油田開發(fā)提供可靠資料等工作，使化驗工作從技術(shù)到管理得到進一步提升。

關(guān)鍵詞：化驗;監(jiān)測;原有物性

1 油田化驗基本情況

化驗監(jiān)測工作主要由地質(zhì)大隊中心化驗室及各油礦化驗室負責(zé)。中心化驗室主要負責(zé)原油流體性質(zhì)7項指標(biāo)分析、采出水6項離子分析、注入水11項指標(biāo)監(jiān)測分析，以及7項油田化學(xué)助劑質(zhì)檢分析;各礦化驗室主要負責(zé)原油含水及注水2項指標(biāo)分析。

原油流體性質(zhì)7項指標(biāo)分析主要包括原油含水、脫水、密度、粘度、凝固點、含蠟含膠分析。原油密度、粘度、凝固點全部使用自動分析儀器，含蠟含膠分析采用短柱層析法提高了分析效率和準(zhǔn)確率。開展了原油全烴分析技術(shù)，為科研實驗提供了技術(shù)支撐。

油田采出水六項離子分析主要分析油田水中碳酸根、重碳酸根、硫酸根、氯離子、鉀鈉離子。目前按標(biāo)準(zhǔn)使用中和滴定法及沉淀滴定法進行分析。實驗開展了電位滴定法，實驗了水分析的自動化[1]。

注入水質(zhì)11項分析主要分析注入水的懸浮物、粒徑中值、污水含油、鐵細菌、腐生菌、硫酸鹽還原菌、腐蝕率、含鐵、溶解氧、硫化物等。目前現(xiàn)場懸浮物分析用激光濁度法、粒徑中值分析用電阻法激光衍射法、污水含油分析用分光光度計法，分析精度大幅提高。

2 常規(guī)化驗檢測工作

2.1 原油物性分析

脫水、密度、粘度、凝固點、含蠟含膠、蠟熔點120樣次，完成計劃的101%;原油外輸密度監(jiān)測470樣次，低溫凝點280樣次，含水分析179010樣次，完成計劃的103%。這些原油物性分析為及時合理確定新井的原油性質(zhì)及老井原油性質(zhì)變化提供了有效的參數(shù)，地質(zhì)開發(fā)部門根據(jù)這些原油物性及含水資料，對62口注水井進行水量調(diào)整，調(diào)整油井加藥量35井次。

2.2 采出水分析

碳酸根、重碳酸根、氯根、硫酸根、鈣鎂離子、鉀鈉離子380樣次。采出水分析資料為地質(zhì)部門定見水井提供了主要依據(jù)，采取可行的增產(chǎn)措施提供了必要的參數(shù)。低滲透油田主要屬利用水驅(qū)開發(fā)的特低滲透油田，水質(zhì)的好壞直接影響開發(fā)效果。

2.3 監(jiān)測數(shù)據(jù)分析

從3月份開始監(jiān)測注水站的粒徑中值，截止11月底站上共測定207井次，其中地面清水96井次、地下清水52井次、油田污水59井次;6月份正式監(jiān)測注水井的粒徑中值，截止11月底共測定186井次，其中地面清水104井次、地下清水64井次、油田污水18井次。由分析結(jié)果可知，地面清水的粒徑中值合格率最高，油田污水的粒徑中值合格率最低，粒徑中值項目的開展對低滲透油田注水提供了技術(shù)支撐[2]。

3 化學(xué)藥劑質(zhì)檢工作

全年共檢測化學(xué)藥劑共計428樣次，代表827.92t;其中油化學(xué)藥劑（防蠟劑、破乳劑）共計232樣次次，代表326.47t。水化學(xué)藥劑（緩蝕防垢劑、聚硅氯化鋁、殺菌劑、絮凝劑）共計196樣次。代表501.45t，產(chǎn)品合格率達到了100%，杜絕了不合格產(chǎn)品在油田的應(yīng)用，減少了不合格產(chǎn)品給油田帶來的危害和經(jīng)濟損失。

4 主要開展的工作

4.1危險化學(xué)品實現(xiàn)相對規(guī)范管理

根據(jù)油田公司和廠里多次對化學(xué)危險品管理檢查，針對規(guī)范管理要求，我們做了如下工作：①重新制作管理制度、安全警示標(biāo)識牌3塊、告知牌2塊;②對危險品庫實行了嚴格的雙人雙鎖負責(zé)制管理，更換了門鎖;③制作化學(xué)試劑危險性質(zhì)標(biāo)識（MSDS）10個;④對庫內(nèi)存放的10種藥劑重新按（?；饭芾硪?guī)定）進行擺放、分類、盤點做到帳物清晰。

4.2 實現(xiàn)化驗數(shù)據(jù)全部進機

各級化驗室按照公司開發(fā)部化驗數(shù)據(jù)全面進機的要求，化驗中心各班組及各礦化驗室均配備了計算機，并編制了電子表格數(shù)據(jù)表，全部實現(xiàn)了檢測數(shù)據(jù)進機的要求，并建立了化驗數(shù)據(jù)共享平臺進行數(shù)據(jù)傳輸、查看。

4.3化驗系統(tǒng)工作場所持續(xù)改善

個別采油礦化驗室進行了改造搬回廠內(nèi)，目前全廠各化驗室基本上做到了清潔明亮，設(shè)備整齊，滿足了各礦化驗工作的需要。

5 下一步工作思路

①繼續(xù)把我礦大量使用清防蠟劑的優(yōu)化工作從室內(nèi)到現(xiàn)場進一步做細做精，看到經(jīng)濟效益。主要做法是從1口井到200口井的優(yōu)化，從1個區(qū)塊到5個區(qū)塊的優(yōu)化;進一步開展固體絮凝劑加藥優(yōu)化工作，加強污水處理藥劑的室內(nèi)評價，為我礦污水處理提供技術(shù)支撐;②繼續(xù)開展化驗人員的技術(shù)培訓(xùn)、技術(shù)比武和原油含水、密度、水中氯離子含量的盲樣化驗數(shù)據(jù)比對工作。

參考文獻：

[1]林罡，張小龍，郭剛等.長10原油析蠟分析及化學(xué)防蠟劑篩選[J].油田化學(xué)，2010（1）：35-37.

[2]單大龍.淺析輕防蠟劑在大慶油田的應(yīng)用[J].大慶油田和化工標(biāo)準(zhǔn)與管理，2013（5）：180-180.

作者簡介：

楊雪嬌（1985- ），女，技術(shù)員，2012年畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專業(yè)，目前從事采油隊取樣化驗分析工作。單位：大慶油田第一采油廠試驗大隊采油化驗隊第一化驗室。