南堡油田中低渗透油藏污水回注储层伤害评价

回注污水中的固相悬浮颗粒粒径过大会堵塞储层孔喉通道,造成储层伤害,影响注水开发效果,因此悬浮固相颗粒粒径是油田回注水质评价体系中最重要的指标之一。针对南堡油田中低渗透油藏回注污水中悬浮颗粒对储层伤害规律认识不清的问题,开展了污水回注岩心的流动实验,并运用CT扫描数字岩心分析技术,对A1 （悬浮物颗粒直径≤1μm）、C1（悬浮物颗粒直径≤3μm）两种水质中悬浮颗粒对储层伤害程度及其在储层中的伤害深度进行了定量评价。结果表明：注入水中悬浮颗粒的粒径大小是影响注入性能、储层伤害及驱油效果的重要因素,污水中颗粒直径与储层孔喉直径的匹配关系是悬浮颗粒对储层造成不同伤害的最直接原因,注A1水质污水时,整体体现为贯穿性堵塞伤害,注入井近处为过渡性堵塞;注C1水质污水时,注入井近处为严重堵塞,远处体现为贯穿性堵塞形式;根据实验研究结果,推荐A1水质为南堡油田中低渗透油藏注水水质标准。研究成果可为该类油藏注水开发制定合理的水质指标提供更科学的决策依据及技术支持。     

双河油田注入污水悬浮物储层伤害实验评价

针对双河油田注入污水中含有大量的悬浮固相颗粒和油珠,通过对悬浮物引起储层的伤害剖析,设计出了室内实验方法。实验表明,固相颗粒堵塞多为帚状淤塞,油珠则为桥堵,二者堵塞可使渗透率伤害率达35％～50％。建议依据区块储层渗透率高低按推荐措施分类注水,低渗油藏注水井增加井口精细过滤装置。     

双河油田注入污水悬浮物储层伤害实验评价

针对双河油田注入污水中含有大量的悬浮固相颗粒和油珠，通过对悬浮物引起储层的伤害剖析，设计出了室内实验方法。实验表明，固相颗粒堵塞多为帚状淤塞，油珠则为桥堵，二者堵塞可使渗透率伤害率达35％～50％。建议依据区块储层渗透率高低按推荐措施分类注水，低渗油藏注水井增加井口精细过滤装置。     

M油田注水井堵塞原因分析及解堵增注措施研究

M油田经过较长时间的注水开发后,部分注水井出现了注水压力升高的现象,且经过常规酸化解堵措施后,有效期较短,因此,需要研究更加高效合理的解堵增注措施以满足该油田注水开发的需要。通过对M油田注水井堵塞原因分析,结果表明,该油田注入水和地层水中均含有较多的成垢离子,在储层温度和压力条件下容易结无机垢对储层造成堵塞,另外,注入水中悬浮物含量和含油量较高,容易对注水井造成固相颗粒堵塞和原油乳化堵塞。岩心驱替实验结果表明,注入水和地层水混合结垢对储层天然岩心的渗透率损害率可以达到45%以上,注入水中固相颗粒对岩心的渗透率损害率达到35%以上,而注入水中原油乳化对岩心的渗透率损害率达到30%以上。解堵增注措施研究结果表明,高效复合解堵增注液能够有效解除M油田储层段天然岩心的堵塞损害现象,达到良好的降压增注效果。     

注入水中微生物对特低渗透储层伤害评价及推荐指标

开展注入水中微生物对特低渗透储层伤害规律及推荐指标研究,对特低渗透油田精细注水、效益注水有着重要的指导作用。在注入水中微生物特征分析和特低渗透储层孔喉特征分析的基础上,针对3种级别的特低渗透储层,分别开展了3种微生物硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(IB)和腐生菌(TGB)的低、中、高3种浓度的27组岩心流动实验。结果表明:微生物的注入浓度、注入量及匹配度(自身形态与储层喉道的匹配程度值)是影响特低渗透储层渗透率损失值的3种主导因素;随着微生物注入浓度、注入量及匹配度的增大,最终渗透率损失值将增大;在3种微生物中,对储层伤害程度呈现硫酸盐还原菌(SRB)腐生菌(TGB)铁细菌(IB)的规律,应以SRB作为微生物指标中重点控制指标。针对特低渗透油藏储层,提出了注入水中微生物控制指标。     

商853特低渗透油藏降压增注工艺初探

低渗及特低渗油藏，由于水质处理工艺不到位，机杂超标，注入水自身结垢、原油乳化损害等因素造成注水井严重欠注。从低渗透油藏内在渗流特征和外在储层损害初步分析了低渗透油藏注水开发困难的主要原因，并针对存在的主要问题：①低渗透油藏储层启动压差高及驱替压力梯度大；②固相颗粒造成的渗滤面堵塞或较浅的内滤饼堵塞。③储层深部无机垢堵塞伤害。根据室内试验和现场分析，提出了相应的对策。实施后取得了初步效果，对同类油藏具有一定的参考价值。     

特低渗透储层压裂液微观伤害评价

正确评价压裂液性能,分析其对特低渗透储层的潜在损害原因及程度,对于压裂液的优选和提高压裂增产效果具有重要意义.选用两种压裂液体系(植物胶、聚合物),3类不同渗透率(0.5×10-3 μm2左右、1.0×10-3 μm2左右、5.0×10-3 μm2左右)岩心,借助扫描电镜、X衍射、恒速压汞、核磁共振等先进实验技术手段,结合常规流动样比对实验,从总体伤害、黏土吸水膨胀与分散运移伤害、水锁伤害以及高分子物质吸附与固相颗粒堵塞伤害等几个方面,对特低渗透储层岩心压裂液伤害机理进行了定量分析评价实验,并对不同压裂液体系不同渗透率岩心进行了对比分析;给出了每种压裂液体系、每类渗透率岩心压裂液伤害的主要机理及其伤害差异;对伤害机理、引起伤害差异的主要原因进行了分析.最后对两种压裂液体系进行了总体评价,从而为压裂液配方优选与改进提供了参考和指导.     

砂岩储层清水和污水混注对储层损害的实验评价

注入水中乳化油含量和悬浮颗粒含量及粒径一直是控制砂岩油藏注入水水质的重要指标。利用正交试验原理,通过实验系统评价了乳化油和悬浮颗粒共存时乳化油滴浓度、固相颗粒含量及粒径、渗透率及注入孔隙体积的相互作用及其对中高渗储层吸水能力的影响。结果表明,对于污水回注或清水、污水混注的砂岩地层,乳化油和悬浮颗粒共存比其单一存在时对地层吸水能力的损害要严重。当油滴粒径小于10μm时,岩心损害程度大于70%,油滴粒径大于30μm时,岩心损害程度低于50%。对于给定孔喉的岩心,有一个临界颗粒粒径。临界固相颗粒粒径随渗透率(即孔喉大小)的变化而变化,而临界油滴粒径基本不随渗透率变化,粒径约为15μm。     

注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏开发效果的影响

在特低渗透油田注水开发过程中，注入水中的悬浮颗粒会伤害油层的渗透率，导致注水井的吸水能力降低和油井产能下降，影响开发效果。采用物理实验和油藏工程的方法，研究注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏的注入压力，地层渗透率和产能的影响，得到的结论是：岩心渗透率越低，注入水的注入压力与地层水的注入压力之差越大；在渗透率相同的情况下，滤膜孔径越小，注入水渗流阻力越低；处理注入水的筛网尺寸越大，油层渗透率伤害越大，特低渗透油藏的产量和极限供油半径越小。     

低渗储层注水伤害研究

低渗透的宝浪油田是中偏强水敏储层,在进行了各种防膨措施后,注水压力仍不断上升,从25MPa上升至32MPa,依然欠注,即使频繁进行酸化、洗井等增注作业,效果也不理想。文章通过注入水水质分析和控含铁、含氧量进行的模拟地层水岩心流动驱替实验,认为注水造成储层堵塞的真正原因是注入水含铁含氧量偏高。注入水中含铁含氧,形成了Fe(OH)_2、Fe(OH)_3胶体,这类铁氧化合物,或包裹注入水中的固有颗粒,使颗粒粒径增大,形成"软颗粒",或产生新的颗粒,同注入水中的刚性颗粒相互作用,造成储层严重堵塞。即使少量的铁氧化合物,因低渗储层孔喉细小,其造成的堵塞也非常明显,在避免水敏的情况下,驱替120PV时伤害率达37.0%,而常规刚性颗粒堵塞,驱替180PV仅3.4%。所以,该低渗油藏注水开发,不但要防膨和控制注入水的颗粒粒径和颗粒浓度,尤为重要的是控制注入水的含铁、含氧量。     

水驱砂岩油藏在不同水质下的渗透率时变特征

油田注水开发过程中,注入水中的悬浮固体颗粒物、油以及细菌等污染物会堵塞油层的孔隙,造成储层渗透率缓慢下降。因此,对于长期注水的油田,继续利用原来的地层渗透率选择水质是不合理的。考虑到油田长期的注水历史,利用不同渗透率的砂岩岩心进行大量的室内实验,研究油田水质标准（SY/T 5329-2012）中5种不同水质的注入水对地层渗透率的伤害规律,提出渗透率水质敏感性的概念;并通过理论推导建立渗透率衰减规律的数学表达式,描述了水驱砂岩油藏在不同水质下的渗透率时变特征。在此基础上确定水质与储层相适应的选取标准,研究了水质决策界限,建立高含水期注水水质决策方法,为长期注水开发的油田重新进行水质决策、提高注水开发效果提供了理论依据。     

超低渗储层混合水体积压裂重复改造技术研究与现场试验

以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。     

红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。分析认为,长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小,其次是注入水与地层水不配伍、结垢,加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此,提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明,多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好,具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明,多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染,恢复、提高地层渗透率,达到降压增注的目的。      

宝浪油田宝中区块注水开发过程中储层敏感性及其预防措施研究

宝浪油田属于低孔低渗和低孔特低渗碎屑岩油藏，储层整体物性差。在注水开发过程中部分井出现注水越注越困难的现象。针对这一问题，室内试验评价了储层岩石的水敏性，系统分析了该区块注水井吸水能力差的原因。并针对性地研究出提高强水敏储层注水井吸水能力的预处理技术。该技术可降低注入水对储层的伤害，提高注水井吸水能力，保证油田正常注水。     

水平井七点法井网水淹窜流通道识别技术

长庆油田超低渗透油藏是典型的“三低油藏”,储层致密、物性差、孔喉细微,常规直井开发单井产量低,采用水平井开发是提高单井产量的有效途径。目前华庆油田试验区部署七点法水平井井网,采用超前注水技术和水力喷射分簇多段压裂改造工艺,正常井产量是常规直井的3～4倍,但部分水平井投产后高含水,甚至水淹,分析认为注采井之间的裂缝型窜流通道是主要原因。研究建立了超低渗透油藏窜流通道判别指标体系,运用模糊聚类分析方法对井组注水井进行分类,筛选优势注水井,为下步治理奠定了基础。运用该方法分析计算了水淹井平A井、平B井,得到了各自对应的优势注水井,经现场动态验证,与计算结果一致,表明该方法能够应用于超低渗透油藏水淹水平井窜流通道的识别,具有一定的实用性。     

多级架桥暂堵储层保护技术及其应用效果评价——以四川盆地磨溪-高石梯构造龙王庙组储层为例

四川盆地磨溪-高石梯构造下寒武统龙王庙组储层具有巨大的开发潜力,属于裂隙-孔隙型储层,已有的研究成果表明,该类型储层容易受到碱敏、水锁及固相粒子的损害。为此,在对磨溪-高石梯构造龙王庙组储层特征分析基础上,评价了龙王庙组储层潜在损害因素：水敏、碱敏、速敏、应力敏感,并依据孔喉渗透率贡献率的多峰分布理论,提出了多级架桥屏蔽暂堵储层保护技术。通过室内实验优选出了多级架桥暂堵钻井完井液配方,评价了加入多级架桥暂堵剂前后对钻井液性能及对岩心渗透率恢复值的影响,并在该区20口井次进行了现场试验。结果表明：多级架桥暂堵材料对井浆性能影响小,所用的多级架桥暂堵钻井完井液室内岩心渗透率恢复值达80%以上,平均储层岩心渗透率恢复率由实施前的65%提高至84.5%,具有较好的储层保护效果。     

安棚深层系固井技术研究

河南安棚油田深层系深井存在着地温梯度大、封固段长、含碱层造成“糖葫芦”井段,顶替效率低等固井施工难点,针对这一难题,通过室内大量实验,对原有的水泥浆体系进行改进、研究,优选出了合适的水泥浆外加剂,提出了紊流、塞流复合顶替固井技术,经过现场应用,较好地解决了深井固井质量问题。     

超声波提高特低渗储层水驱波及体积实验研究

提高水驱波及体积是改善特低渗油藏开发效果的重要手段。利用低场核磁共振仪器、岩心驱替实验仪器和自主研制的超声发生仪,选取天然岩心开展岩心驱替实验,评价了渗流过程中超声作用对特低渗储层水驱波及体积的影响,探索了超声波提高特低渗储层水驱波及体积的作用机理。研究表明:超声作用可以在水驱基础上进一步提高特低渗储层的波及体积10.5%~15.1%;超声作用可改变水分子的簇状结构,产生的小分子水可进入特低渗储层的小孔区域。另外,超声作用可降低水的黏度,提高水温,从而提高特低渗储层的水驱波及体积。研究结果有助于了解超声波提高特低渗储层水驱波及体积的作用机理,为该技术在油田现场的推广提供理论指导。     

陕北低渗透裂缝性油藏调剖试验研究

安塞油田三叠系长6储层渗透率（1~3）×10?3μm2,在92口见水油井中,裂缝型和裂缝-孔隙型见水油井29口。靖安油田三叠系长4+5储层平均渗透率1.447×10?3μm2,在68口见水油井中,见注入水油井41口,由于裂缝沟通,不少油井投产初期即见注入水;姬塬油田侏罗系延9油藏平均渗透率66.9×10?3μm2,吸水厚度仅占油层厚度的35%,部分油井水淹,而大部分油井注水不见效。通过对低渗透裂缝油藏调剖实验研究,确定采用体膨颗粒和聚合物弱冻胶复合调剖工艺,在实施调剖的20个井组中,有19个井组吸水指数明显降低;有11个井组取得了增油、降水效果;有5个井组含水率下降;有3个井组,由于裂缝封堵强度过大,导致调剖无效。