苏德尔特油田注水井酸化解堵规模的探讨

海拉尔苏德尔特油田注水井CaCO3结垢严重,导致地层堵塞、注水井吸水能力下降,影响油田开发效果.现场测量表明:注入水在地层中结垢严重,其结垢量可达到总垢量的50%左右.室内模拟实验表明:结垢对岩心渗透率伤害很大,当注水量达到800倍孔隙体积时,岩心渗透率下降80%～100%.根据模拟实验和定量分析结果,认为该油田地层结垢主要集中在井筒近井地带5 m半径以内,酸化半径越大,地层解堵效果越好,但取得最大经济效益的酸化半径应当在5 m左右.现场试验10口井,成功率100%,试验后单井平均注水压力下降1.5 MPa,日注水量增加14.3 m3,平均有效期384 d,取得了较好的增注效果.     

姬塬油田注水井清垢解堵设计优化研究

针对姬塬油田注水开发地层结BaSO₄垢导致注水井吸水能力下降问题,本文开展岩心伤害实验、结垢过程模拟及分布规律和现场试验研究。结果表明：当注入水和地层水按最大结垢比例注入体积达到孔隙体积80倍时,结垢使岩心渗透率下降90%以上;地层结垢主要集中在注水井井筒周围5.0 m以内。综合考虑经济成本,表明清垢解堵最佳清垢半径为5.0 m。现场试验20口井,注水压力下降2.0 MPa,日平均增注15m³,有效期超过360天增注效果较好。     

南海西部低渗油田注入水源选择配伍性研究

南海西部RX-1油田因衰竭开发导致压力系数下降,急需注水补充地层能量。此文在RX-1油田地层水分析基础上,通过静态配伍性实验、动态配伍性试验及岩心配伍性实验,对4种拟注入水源配伍性进行研究。实验结果表明:地层水自身具有结垢趋势;地层水与海水、生产污水及水源井水配伍性差,混合比例7∶3结垢量最大;纳滤水与地层水混合后几乎无沉淀,岩心驱替100 PV渗透率下降20%以内,能够有效降低结垢风险。     

低渗透油田注水井解堵规模的探讨

在调查大庆外围榆树林油田注水井井筒结垢情况的基础上,采用新的方法分析了地层的结垢类型和结垢量,并通过岩心模拟实验,分析了垢对地层的伤害程度,确定出垢在地层中的分布规律,进而研究了水井中各堵塞因素及堵塞半径,为确定酸化解堵规模提供了依据。     

特低渗透油田注水地层结垢矿物特征及其影响

通过注入水和地层水的配伍实验、检查井岩心矿物鉴定、孔隙度与渗透率恢复实验,研究了安塞特低渗透油田注水地层结垢对地层孔隙度和渗透率的影响.结果表明,注入水为Na2SO4型,地层水为CaCl2型且含Ba2+,由于注入水和地层水不配伍.储层长期注水后形成了较为丰富的结垢矿物即方解石、重晶石.结垢矿物的生成量与孔隙度、渗透率的下降幅度具有很好的相关性.注水开发20年后,孔隙度平均下降幅度为15%.渗透率平均下降幅度为31.73%.就储层伤害而言,碳酸钙垢大于硫酸钡垢.     

西峰油田长8层注水现状及投注措施效果

为了查明西峰油田长8层注水井注水初期压力高、注水压力上升速度过快的原因,对其储集层物性、水敏性、润湿性、地层水化学特征及注入水水质进行了室内分析与实验.储集层致密、孔隙喉道细微和油层的中性弱亲油特性是导致水井注水初期压力较高的主要因素.岩心注水实验表明,中等程度水敏及注入水与地层水不配伍产生BaSO4、CaCO3结垢是造成地层伤害、注水压力升高过快的主要原因.统计和分析了油田注水井不同完井工艺及投注措施对注水压力的影响,认为对长8层而言,保障注水质量、以射孔 水力压裂复合工艺完井、注水前用复配以防垢剂和黏土稳定剂的活性水洗井并对地层进行挤注活性水段塞处理(防膨及解堵措施处理半径应大干4 m)、同层污水回注等措施均有利于预防和减轻地层结垢和水敏伤害,保持注水压力稳定.图8表6参15     

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。     

桩74注水站污水软化处理技术研究

桩74块特低渗油藏由于注入污水硬度高,导致地层结垢堵塞严重,注水井吸水能力下降,欠注矛盾突出。在污水结垢机理和软化处理研究的基础上,确定了氢氧化钠沉淀法进行水质软化处理的工艺。污水处理后,水质指标达到了桩74低渗油藏的注水要求,防止了地层结垢,改善了油层吸水能力,提高了区块注水开发效果。     

纯2块注入水结垢理论预测与试验研究

油田注入水无机垢结垢趋势预测是油田开发过程中遇到的技术难题之一。针对胜利纯化油田纯2块注水开发过程中注水压力升高的问题,对纯2块注入水结垢问题进行了理论预测和试验研究,结果表明,纯2块注入水与地层水配伍性较差,注入水中钙、镁离子被地层岩心吸附或在地层中结垢现象严重,是造成注水压力升高的主要原因之一。     

利津油田注水结垢分析及防治

针对利津油田欠注井和欠注层多的问题，对注入水水质和油层伤害程度进行了分析，并应用饱和系数法对注入水的结垢趋势进行了分析。结果表明，利津油田目前注水地层伤害严重。通过注水站内化学处理和对注水工艺流程的改造，使注入水水质得到明显的提高，沿程至井口水质稳定，大大改善了该油田的开发效果。     

注水开发油田油层结垢机理及油层伤害

通过砂岩微观孔隙模型模拟实验,分别对BaSO₄和CaCO₃结垢机理及结垢油层伤害规律进行了研究。研究结果表明:①油层结垢是在多次的异相成核—晶体生长过程形成的,晶体生长在孔隙中和喉道处均可发生;②不同类型结垢,其结垢特点不同。BaSO₄结垢呈现出水混合—结垢交替间断进行及垢晶体晶形发育差、晶粒细小之特点,而BaSO₃结垢呈现出连续进行及垢晶体晶形发育好、晶粒粗大之特点;③结垢油层伤害是一复杂问题,即使不考虑温度及多相渗流的影响,其仍受到结垢量和油层渗透性的双重影响。一般结垢量越大,油层渗透性越差,结垢对油层的伤害越严重。随油层渗透性变差,结垢量不同引起的结垢油层伤害程度的差异减小;随结垢量增大,渗透性不同,油层结垢伤害程度的差异减小。     

商三区注入水储层伤害判断及解堵实验

商河油田商三区沙二下及沙三上储层在注水开发过程中存在地层堵塞的情况。通过对注入水等水样进行水质检测及地层配伍性方面的实验分析,寻找造成堵塞伤害的原因并进行解堵实验。先对注入水所含颗粒粒径、离子质量浓度和结垢趋势等进行分析,发现其存在颗粒堵塞和结垢现象;再使用过滤后的注入水与区块岩心进行驱替实验,发现其存在水敏损害。针对损害类型进行储层岩心酸化及缩膨实验,其中,商三区沙二下岩心在注入12%盐酸+多氢酸+土酸酸体系后,渗透率大幅度提高。     

结垢对储层渗流能力的影响

针对油田水结垢问题,利用室内水质静态分析及岩心流动实验,对水质结垢趋势、垢物成份及结垢对岩心渗透率的影响进行了研究,结果表明:垢物以氢氧化铁、碳酸钡、碳酸钙为主,并含有少量碳酸镁;静态结垢对岩心渗透率的伤害率达9.6%;动态结垢对岩心的伤害率可达34.3%,铁离子沉淀对岩心渗透率的伤害率达56.7%。因此,水源水进入地层前,必须进行水源水与储层的配伍性实验研究,以建立相应的油层保护措施,尽量减少储层伤害,提高油藏开发效果。     

绥中36—1油田CaCO_3和CaSO_4结垢趋势预测

结垢是注水井堵塞的主要原因之一。本文以 Lauglier的结垢指数法和Skilman 等人的热力学溶解度法,分别预测了绥中 36-1油田的CaCO_3 和CaSO-4 结垢趋势,并通过室内岩芯动态结垢试验,研究了绥中36-1油田模拟注入水与地层水相混时对岩芯渗透率的伤害情况。     

低渗透油田油层结垢机理：砂岩微观孔隙模型实验研究

目前油层结垢机理研究中普遍采用岩心单相流动实验方法，但实验中不仅无法直接观察岩心结垢过程，而且同时注入两种不配伍盐不也与油田注水过程相差较大。以低渗透安塞油田为例，采用与油田注水过程更为接近的砂岩微观孔隙模型单相驱替实验技术，通过直接观察模型结垢过程并结合渗透度测定，对低渗透油田油层结垢机理进行了研究。     

南梁长4+5低渗透油藏注水伤害机理

针对南梁长₄₊₅低渗透油藏注水开发过程中地层伤害机理认识不清的问题,利用电镜扫描、铸体薄片、共聚焦成像、XRD等实验方法,分析了水驱前后储层岩心的孔隙结构及岩石组成,明确注水开发对储层孔隙特征的影响,通过注入水与地层水矿化度与物质含量对比,分析注水过程的潜在伤害、岩心渗透率的实时变化规律,总结地层结垢堵塞机理。结果认为:南梁长₄₊₅油藏注水地层伤害机理主要为注入水、地层水、储层的不配伍引发的盐敏、结垢,以及注入水水质较差引起的储层机械杂质堵塞。该研究成果为低渗透油藏注水伤害机理认识提供了方法及理论支撑。     

A Bohai Sea SZ36-1 Oil Field Formation Scaling Experimental Study and Scale Inhibitor Optimization

The authors studied Bohai sea SZ36-1 oil field scaling conditions and analyzed its formation characteristics as well as injected water characteristics. According to the Oddo-Tomson saturation index, this oil field scale can be calcium carbonate scale and calcium sulfate scale. Research indicates that calcium carbonate (CaCO₃) scale will form during the process of water injection, but calcium carbonate scale is not the main scaling type. With our own experiment measuring device and scale static and dynamic experimental evaluation data, the amount of actual scaling buildup can be calculated and the extent of the formation permeability damage caused by the amount of scaling buildup can also be studied. On this basis, the scale inhibitor can also be well selected. Conclusion of the study will help guide oil field water injection practice and reduce formation damage, and thereby enhance oil recovery.     

低渗透油田注入井井底滤饼对注入能力的影响

通过岩心流动实验和理论计算,并结合实际生产情况,研究了注入井井底滤饼对注入压力和注水量的影响。结果表明,"等效渗透率"理论适用于计算井底滤饼对不同储层的伤害程度。实验测得120 m L 5%、150 m L30%硅藻土形成滤饼的厚度分别为0.35、2.51 cm,滤饼渗透率分别为4.2×10-3、0.3×10-3μm2。滤饼渗透率为0.3×10-3μm2时,滤饼对低渗透储层的渗透性影响较小,对中高渗和高渗储层的伤害非常严重,储层渗透率越大伤害率越高;当储层渗透率为50×10-3、100×10-3μm2时,储层渗透率伤害率分别为29.0%、45.3%。滤饼渗透率为4.2×10-3μm2时,滤饼对不同储层的渗透性几乎没有影响。低渗透储层井底滤饼的形成会引起注水压力的升高;但注水井的注水量随滤饼厚度的增加变化较小。     

油田水驱开发后的地层结垢实验和防垢剂优选

针对无机碳酸钙垢对油田地层伤害程度的问题,进行了动态模拟实验研究,采用计算渗透率保留率K/Ki来判断结垢对地层的伤害程度,结果表明：当累计注入100倍孔隙体积溶液时,岩石渗透率下降幅度高达16%-21%,说明无机垢对储层渗透率影响不能忽略。随后运用化学防垢剂防垢技术,进行了防垢剂筛选实验,其中JPS-04、JPS-05和JPS-06等有机膦酸型的防垢剂防垢效果明显,能有效地缓解结垢对地层的伤害程度,尤其是JPS-06防垢剂防垢效果最好。