姬塬油田注水井在线酸化处理液评价及应用

姬塬油田在注水开发过程中普遍存在着注水井压力高甚至注不进的情况。通过实验研究和分析,明确了注水井堵塞的主要原因。研究开发了一套在线酸化处理液体系,通过室内性能评价实验证明该处理液体系适用于姬塬油田注水井。该工艺现场应用11井次,注水井增注及对应油井井组增产均取得良好效果。应用结果表明,在线酸化酸处理液及施工工艺能够有效解除近井地带堵塞,降低注水井注入压力,提高注水井配注量,对老油田提高采收率具有重要意义。     

多氢酸酸化技术在油藏开发中的研究与应用

华北油田复杂断块砂岩油藏目前注水压力升高、注水量下降,影响了油田整体开发水平。为了提高注水效果,在注水井降压增注酸化措施方面进行了研究,从油藏地质原因、注水井伤害因素、土酸酸化与多氢酸酸化特性、多氢酸酸化设计及工艺优化方面进行了系统分析,提出适应华北油田储层的多氢酸酸化技术。现场应用结果表明:多氢酸深部酸化技术降压效果显著,增注时间持久,具有较大的推广应用价值。     

多氢酸酸化技术在复杂断块砂岩油藏中的研究与应用

华北油田复杂断块砂岩油藏目前注水压力升高、注水量下降,影响了油田整体开发水平。为了提高注水效果,从油藏地质原因、注水井伤害因素、土酸酸化与多氢酸酸化特性、多氢酸酸化设计及工艺优化方面对注水井降压增注酸化措施进行了系统分析,提出适应华北油田储层的多氢酸酸化技术。通过在桐12、泉28等断块现场应用结果表明:多氢酸深部酸化技术降压效果显著,增注时间持久,具有较大的推广应用价值。     

注水井微弱酸在线酸化增注技术研究

随着注水开发的深入,部分注水井注入压力升高,达不到地质配注要求。为提高区块注水效果,注水井降压增注有着十分重要的意义。但常规酸化、压裂等增注措施,停注、放喷泄压造成地层能量损失严重,为减少措施欠注,节约措施成本,提出了一种新型酸化降压增注思路—微弱酸在线酸化增注技术。针对胡尖山油田三叠系长2油藏压力高欠注井,通过室内试验研发了一套微弱酸酸化液体系、研制了一套微弱酸加药设备;完成了对元167-12注水井的现场试验,达到一定的降压增注效果,为后期该区块注水井降压增注提供了技术支持,初步配套形成了微弱酸在线酸化增注技术。     

基于模糊物元的注水井酸化井层选择

注水井酸化是实现增注、满足油田开发生产的重要手段,酸化井层的成功选择能确保最佳的增注效果。首次在模糊物元分析方法的基础上,通过综合考虑渗透率、有效孔隙度、表皮因数、注水层厚度、连通系数、实注系数、吸水指数减小幅度7种评价指标,建立了专门针对注水井酸化的井层选择模型。其中连通性、吸水指数减小幅度是以往类似模型尚未考虑的。同时利用注水井动态资料定量确定了表皮因数、连通性,并通过对鄯善油田10口注水井的实例计算,验证了该模型的正确性。     

低渗油藏降压增注技术

濮城油田小断块低渗透油藏长期回注污水,注水井油层近井地带垢污堵塞,已严重影响油田的注水开发效果。为提高地层渗透率,增补地层能量,对高压低渗注水井,推广实施了缩膨降压增注技术、多氢酸深部酸化技术、精细过滤配套技术,通过应用在降低注水压力、增加注水方面收到良好效果,实现油井增产。     

日益丰富的第三采油厂采油工艺技术体系

<正>一、提高单井产量技术系列探索出了"主攻低产井、瞄准堵塞井、调剖注水井、治理高含水井"的低渗透油田提高单井产量技术思路。在常规酸化、压裂基础上,形成了具有采油三厂特色的注水井深部调剖、油水井综合解堵、注水井降压增注、分层注水、水平井开发、混合水压裂等一系列稳产增产技术,为采油三厂低渗透油田持续稳产提供了有力的技术支撑。     

日益丰富的第三采油厂采油工艺技术体系

<正>一、提高单井产量技术系列探索出了"主攻低产井、瞄准堵塞井、调剖注水井、治理高含水井"的低渗透油田提高单井产量技术思路。在常规酸化、压裂基础上,形成了具有采油三厂特色的注水井深部调剖、油水井综合解堵、注水井降压增注、分层注水、水平井开发、混合水压裂等一系列稳产增产技术,为采油三厂低渗透油田持续稳产提供了有力的技术支撑。     

日益丰富的第三采油厂采油工艺技术体系

<正>一、提高单井产量技术系列探索出了"主攻低产井、瞄准堵塞井、调剖注水井、治理高含水井"的低渗透油田提高单井产量技术思路。在常规酸化、压裂基础上,形成了具有采油三厂特色的注水井深部调剖、油水井综合解堵、注水井降压增注、分层注水、水平井开发、混合水压裂等一系列稳产增产技术,为采油三厂低渗透油田持续稳产提供了有力的技术支撑。     

日益丰富的第三采油厂采油工艺技术体系

<正>一、提高单井产量技术系列探索出了"主攻低产井、瞄准堵塞井、调剖注水井、治理高含水井"的低渗透油田提高单井产量技术思路。在常规酸化、压裂基础上,形成了具有采油三厂特色的注水井深部调剖、油水井综合解堵、注水井降压增注、分层注水、水平井开发、混合水压裂等一系列稳产增产技术,为采油三厂低渗透油田持续稳产提供了有力的技术支撑。     

低渗透油藏超短周期间歇注水方式研究

大港油田南区低渗透油藏两相共渗区窄，注水开发短期内含水上升迅速，根据间歇注水理论，并借鉴国内外油田的实验经验，1998年在舍女寺油田女20、女34区块开展超短周期（周期0．5－5d)间歇注水试验。总结不同注水周期和频率及油并不同含水级别对其效果的影响。认为超短周期间歇注水可改善油层动用状况，对中、低含水受益油井之注水井有较好的适用性，为低渗透油藏注水开发提出了一种经济有效的方法。图1参（王学立摘）。     

改善低孔低渗油藏注水技术研究及应用

本布图油田投入开发的焉2区块,含油层位为侏罗系三工河组,属低孔低渗储层。这类油藏普遍存在注不进,采不出的矛盾。针对该区块注水井的欠注问题,在开展了储层特征及其对注水井吸水能力影响的研究基础上,通过该区吸水能力研究,确定了合理注水压力;通过研究井网、井距对注水开发的适应性,不断完善注采井网,西北部注水井已基本达到配注要求,满足注采平衡;通过开展室内实验研究,优化出适应储层的酸化配方、施工参数设计,矿场应用起到了显著的降压增注效果;制定了适合该区注入水水质标准并配套实施了水质处理技术,针对注水系统未建洗井回水管汇,引进应用了ZXJC30-Ⅳ型注水井活动洗井车洗井技术,有效地解决了注水井洗井问题和其它相关工艺配套技术应用问题。通过对研究成果的现场应用,使本布图油田焉2区块实现了良性注水开发,同时对于开发类似区块提供了可借鉴的经验。     

靖安油田特低渗透油藏矿场注气试验研究

通过室内实验，油藏数值模拟及油藏工程研究，确定了靖安油田长6油藏注干气开发合理的井网形式、井距、射孔位置、注气方式、注气速率等，根据1998年3月开始实施的现场注气试验结果，分析特低渗透油藏注气开发的适应性和可行性，以及影响注气开发效果的因素，提出油田早期注气开发的合理技术政策界限及实施方案的调整意见。     

特低渗小断块油藏流场调整实践与认识——以东北分公司油田为例

针对东北油气分公司特低渗小断块低品位油藏储量动用率低、开发成本高,难以形成效益开发的问题,开展了剩余油分布特征及其主控因素研究,提出了流场立体调整的对策。研究结果表明,特低渗小断块油藏具有平面、层间、层内三种剩余油富集特征及七种剩余油分布模式,水井分注、边外注水、注采调整、水井调驱等流场调整对策可实现不同剩余油分布模式中的流场立体调整。研究成果应用于现场取得了良好效果,提高了低品位油藏的开发效益。     

海上稠油地热水驱提高采收率矿场实践--以珠江口盆地EP油田HJ油藏为例

南海EP油田为低品位稠油油田,开采过程中面临地层天然能量不足、原油流动性差、平台有限空间布置地面人工注水设施困难等问题。为有效开发EP油田,提出了一种利用深部高温含水砂层在井下人工注水的闭式地热水驱技术。从深部巨厚水层加热效应、自源闭式注水方式适应性、井筒流动性改善的“拐点”效应、井筒再造技术释放油井产能等4个方面,分析了EP油田地热驱油的可行性。运用油藏工程方法、物理模拟实验和数值模拟法,评价和预测了该油田地热水驱采收率。物模结果表明,地热驱油可以使地层温度提高40℃,最终驱油效率提高14.72个百分点;数模方法预测地热水驱可提高采收率13.09个百分点。选取EP油田A14井组进行了现场试验,实施地热水驱后,井区压力得到恢复,水井对应的3口油井产量上升,首口见效井日产油由30 m 3提高到102 m 3,地热水驱效果显著;目前已实施2口地热注水井。     

低渗油田改善注水效果实验研究

方法根据低渗透油田普遍存在注水困难，地层压力下降快，油井产量递减快等问题，对辽河油区曙光油田进行了一系列注水评价实验。目的寻找注不进水的原因，考察地层对盖度、酸碱度、机械杂质、防膨剂的敏感性，确定地层堵塞的原因。结果改善了注水井的污染，控制了注水水质，提高了地层的渗透性。结论注入水中的机械杂质可能是地层污染的主要原因，定期进行反排可大大改善污染情况，在注入水中加入少量盐酸，对改善地层渗透性可起到良好的效果。     

GTZ活性水增注技术在张店油田的应用

张店油田进入注水开发以来，由于储层存在着严重的水敏、乳化液堵等伤害，致使油井转注较为困难。针对张店油田注水中存在的问题，研究开发了GTZ活性水，并在南38井及南48井进行了现场增注试验，结果表明，该技术实施后，日注水量由措施前的9m^3／d上升到措施后的68m^3／d，解堵增注效果十分显。     

柔性复合油管注水管柱的设计与试验

油田采出水中含有大量的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等,其腐蚀性强,引起采出水回注井井筒注水管柱严重腐蚀,在满足现有注水管柱工作参数条件下,通过改变注水管柱材质、结构的方法,设计出一种抗腐蚀性能强的柔性复合油管。进行了油管强度校核、室内性能评价实验、注水管柱组合设计和现场试验研究。试验表明:柔性复合油管在现有注水工作参数条件下,使用寿命可达15 a以上,达到了钢质油管寿命的3倍以上,为油田注水井井筒防腐提供了一种新方法。     

海上油田同井注采一体化技术研究与应用

针对海上油田采油平台油井投资高、井间距大、井槽数量少的特点,在充分进行国内外调研的基础上,通过研制适宜的工艺管柱及配套的井下工具,研发了同井注采一体化技术,包括同井注气采油、同井采油注水、同井采水注水和水聚分注技术,可以把原来的1口井变成2口井,在不增加新井的前提下成功缓解了海上油井数量对油田增产的制约,节省了油田钻井和平台建设的开发成本,降低了油田生产投资风险,为油田产量快速增长和节能减排(减排污水、CO2减排)等方面做出了贡献,并在现场应用中获得显著的经济效益。     

吐哈油区稀油油藏开发实践及技术攻关方向

吐哈油区稀油油藏经历30 a的开发与实践,形成了一系列稀油油藏高效开发的方法。由于主力油田稀油油藏多为特低渗—低渗油藏,储集层非均质性强,低含水开发阶段采用强采强注面积井网,采油速度较高,开发效果较好;中—高含水阶段及时采取了井网加密等对策,短期为减缓递减、稳定产量发挥了重要作用。但油田开发初期的强注强采也影响了主力层的驱油效率和采收率,尤其是进入特高含水期,无效注水循环严重,套损井和停产井增多,造成地层压力保持水平低,常规措施治理难度大,稀油油藏开发进入低速低效开采阶段。为了从根本上提高开发效果,积极开展注气提高采收率、纳米微球复合调驱及转变渗流场等室内研究和矿场先导试验,取得了初步效果,形成一系列多元类型油藏分类提高采收率和提高开发效果的技术。随着这些技术的进一步发展和应用,吐哈油区稀油油藏自然递减率有望由19.8%逐步降至11.0%,采收率将提高2.00%~3.00%。