低渗油藏解堵增注技术简介

濮城油田卫42、卫43、濮98等断块均属于低渗透油藏,在长期注水开发过程中,注水井油层近井地带受到堵塞、结垢、污染等伤害,严重影响油田的注水开发效果。针对注水压力高,完不成配注水量的问题,在注水量下降或注水压力上升的水井,相继推广实施了低渗透油藏缩膨降压增注技术、多氢酸深部酸化技术、精细过滤配套技术,整体实施后在降压、...     

水平井酸化工艺实施效果分析

由于油层物性差及钻井作业过程的污染致使部分水平井投产初期存在着供液差和注汽困难的问题。为解决水平井开发中油层堵塞问题,开展了基质酸化解堵增产试验,解除了近井地带的油层污染,改善了油层渗透性,措施后见到了较好的效果。这一技术的成功试验为同类油藏水平井的有效开发提供了指导作用。     

酸化技术在松南火山岩气田水平井的应用

松南火山岩气田主要发育两种火山岩相,前期投产层位主要以流纹岩为主,气田实现高效开发。2015年之后通过气藏调整挖潜,在凝灰岩底部与流纹岩顶部之间部署了X5井,该井受钻井液漏失影响,近井地带存在污染,受井下管柱影响,该井无法实施压裂,转为酸化投产。本文通过研究水平段工艺,制定合理的酸化作业管柱,确保对储层污染段进行重点处理,恢复气井产能;另外从储层粘土矿物,温压系统,岩芯、钻井泥浆的酸化溶蚀试验等方面开展研究,研发了一套适合于松南火山岩的酸液体系,在酸化投产后取得了较好的效果,为松南火山岩其它气井酸化作业提供了较好的技术支撑。     

欠注井区多井同步在线加药保护技术试验

针对欠注井多的问题,各油田广泛应用的治理措施以酸化和压裂等工艺为主,是利用酸液溶蚀或是高压造缝作用解除近井地带污染堵塞,提高储层渗透率,恢复地层吸水能力,但措施后的注水压力上升速度较快,具有一定的时效性,缺乏对后续注水过程中的储层保护。本文介绍了一种多井同步在线加药保护技术,可以有效储层降低界面张力,减轻注水阻力,延长措施有效期,为改善低渗透油田复杂断块注水开发效果提供技术手段。     

静35块高凝油热采工艺的研究与应用

静35块是沈阳油田储量较大的高凝油砂岩区块,注水开发。初期注水井一般吸水能力较强,但压力上升很快,多数井在30~50天时间内压力普遍上升到15 MPa。由于注水后注水压力上升,注水困难,而油井见不到注水效果。分析研究认为:高凝油注水开采过程中地层压力降低,温度下降,析蜡导致了油层近井地带堵塞,从而降低了地层的渗流能力。尤其是沈84-安12块由于调驱过程中油井近井地带受污染较重,表皮系数较大,因此实施蒸汽吞吐,即注入高温高压蒸汽不仅可以提高地层温度,解除近井地带油层的蜡堵,而且可以增加地层压力,从而提高油井的生产能力,认为蒸汽吞吐是对高凝油较为适用、成熟且有效的开采方式。     

低渗透油藏缓速酸化工艺的研究与应用

随着开发低渗透油藏注水时间的延长,注水井油层结垢、污染堵塞日益严重。针对传统酸化工艺酸化半径小,酸化效果差的缺点,研究实施了低渗透油藏缓速酸化工艺新体系。自2003年10月开始在濮城油田实施,截止目前已成功实施89井次,在降压、增注、改善剖面、节电等方面取得良好效果,是濮城油田改善低渗油藏开发的上产主要措施。     

重复射孔技术在腰英台油田开发中的应用

腰英台油田是一个低孔、特低渗油田,早期油井大多通过限流射孔,压裂投产。在开发过程中由于油井井底和近井地带地层结垢,油层内部粘士质点的迁移、堆积、膨胀导致油层渗流条件变差,油井表现出长期低液量,注水井表现出注水注不进。为了改善腰英台油田开发效果,近年来在酸化等工艺在腰英台油田未能取得较好效果的条件下,通过精选油水井进行重复射孔技术试验,对目标产层进行重复射孔,综合评价其措施效果。为油田的下一步精细开发提供技术支持。     

多脉冲压裂综合解堵技术在海外河油田的应用

海外河油田属注水开发的稠油油田,共有注水井119口,随着开发的不断深入,部分注水井因注水井段污染严重或储层物性差、胶结致密等原因存在着注不进或无法达到配注要求的问题,针对以上原因实施了多脉冲压裂综合解堵技术,通过实施有效解决了近井地带污染及堵塞,达到了注水井解堵增注的目的。     

水力喷射分段压裂工艺在埕海2-2岛的应用

本文介绍的是水力喷射分段压裂工艺在大港油田埕海二区张海27-29H井的应用和研究,在施工过程中针对难点所采取的技术措施和现场施工情况。该井初期试油储层产能偏低,酸化和射孔后,效果不明显,只是近井地带渗流条件得到了改善,远井地带储层渗透性仍然不理想,通过水力喷射分段加砂压裂改造,通过造长缝,以人工填砂裂缝改造远井地带渗流条件,有效提高了井口产能。     

伴甲醇酸化在丘东29气井中的应用及评价

凝析气藏在开发过程中,当地层压力下降到露点压力以下会出现反凝析现象,地层中液相的饱和度上升,储层孔道中表皮压降增大,气体有效渗透率降低,导致气井产能下降。通过对丘东气田单井实施伴醇酸化作业,有效缓解了产层水锁,解除了地层近井地带污染。     

泡沫酸酸化技术简析及其在气井酸化中的应用

当前,随着油田的不断开发,产生了近井区的污染及注水压力的增大等问题,严重地制约这油田的开发和发展,这就要求我们运用先进的技术不断地改造、激活油层。但是,常规的酸化技术对油田开发和改造的效果并不是很明显,而泡沫酸酸化技术的效果明显优于常规的酸化技术,值得我们研究和分析。本文主要介绍了泡沫酸酸化技术必要性、基本原理、泡沫产生的机理、泡沫酸酸化技术的概述以及泡沫酸酸化技术在气井酸化中的应用这几方面的内容。     

靖边油田注水井酸化效果分析

靖边油田注水井较多,且注入水的水质不稳定,随着注水时间的增长,部分注水井井底造成严重污染,需要采取解堵技术解除井底堵塞。从确定技术措施、施工工艺要求、酸化反应期间井口压力变化和施工后注水压力、注水量变化对2012年解堵的注水井进行效果评价,分析影响酸化效果的因素,确定最佳酸化效果。     

油井自生气解堵技术研究与应用

本文针对A油田油层污染越来越严重,常规酸化效果逐渐变差的实际,通过室内实验,形成了具有暂堵、增能、降粘特性的低温自生气增能解堵技术配方体系,对高渗透层形成暂堵,可有效的处理多个层位,解除油井近井地带无机堵塞、有机污染、降低界面张力,提高近井地带渗流能力,提高油井产量。为低渗透油层解除近井地带污染问题提供了一条新的途径。     

雅克拉气田白垩系储层酸化解堵配方研究及现场应用

砂岩酸化目的是消除近井地带地层污染,从而恢复产能,酸液配方很大程度上决定了酸化措施清除地层污染的有效性。本文通过岩心溶蚀实验、添加剂评价实验优选雅克拉气田白垩系储层解堵酸液体系及添加剂,并通过岩心酸化流动实验测试岩心渗透率对注酸的响应,评价酸液体系消除污染的效果。该配方在Y3井酸化应用取得了明显效果。     

水平井酸化工艺技术研究

由于水平井钻井时间长,水平段与地层接触面积大,在钻井、完井及开采过程中所受到的伤害远大于直井,再加之低渗透油层本身自然产能较低,需要采取增产措施提高产能,酸化技术是解除近井地带污染堵塞,提高产能的有效技术之一,而水平井的酸化长度较大、酸用量较大、费用较高,实现有效酸化的难点在于实现整个水平段均匀处理,常规笼统酸化工艺技术不能满足水平井酸化技术要求。本文根据该井钻井、完井、生产过程的实际情况,综合分析该井储层可能产生的污染,优选了HRS+无机酸的酸化配方,确定了机械分段酸化施工工艺,现场试验效果较好。     

酸化解堵提高低渗透油层吸水能力

随着油田注水时间的延长,部分注水井由于储层污染造成水井注水压力高、不能完成配注,使地层能量不能及时补充,影响了注水开发效果。为了解除储层污染,保证欠注井完成配注,近几年我矿采取了周期洗井、酸化等措施,取得了一定的降压增注效果。     

低效稠油区块开发中强负压解堵技术的应用

由于我区稠油区块开发多年,地层压力的大幅度下降,在油田开发的过程中,由于钻井、完井、作业修井等原因引起的机械杂质对油层的污染堵塞、使油层渗透率降低,油井周期产量不断下降。为解决油层污染严重导致的稠油区块低效开发的的实际,通过优化措施论证,加大实施＂无害化＂机械解堵办法,即利用强负压解堵技术,有效解除近井地带油层堵塞污染,进而提高油层渗透率,最终达到增产增油的目的。     

油水井不压井作业技术在胜利油田的应用

胜利油田高压注水井和压裂后自喷油井约有2 700口,常规作业存在溢流长期放不尽,污染油层等问题,为此,油田开展了油水井不压井作业技术的攻关,开发了不压井作业设备,与系列化管柱堵塞工具,成功解决了作业过程中油层污染和放溢流的问题。截止2014年5月,该项技术共在胜利油田应用3 000余井次,增油60多万吨,增加注水600多万方,提高生产时率3.4%,提高注水时率4.2%,本文着重对不压井作业技术的必要性、不压井作业技术的研发情况进行论述,并提出下一步技术研发方向。     

新型酸化解堵技术在高升油田的应用

随着开发过程中多轮次蒸汽吞吐的进行,由于储层伤害等多方面原因导致蒸汽吞吐时注汽压力持续升高,注汽困难,致使区块低速开采。针对这一客观问题,我们在常规砂岩酸化的基础之上,研究出多氢酸、降压注汽新型酸化解堵技术,在稠油吞吐区块得到大面积推广及应用,有效解除近井地带污染堵塞,取得良好的措施效果。     

连续油管负压解堵技术在渤海油田的应用探索

针对渤海部分油田注水井重复酸化效果差的问题,提出了一种针对注水井的连续油管负压解堵方法,利用连续油管连续/段塞气举造负压返吐地层堵塞物,并辅以少量非酸化学药剂溶解的作用,可有效解除近井地带污染,实现水井降压增注.经渤海某油田现场应用取得显著效果,作业井B1注水量由措施前的108 m3·d-1增加到130 m3·d-1,日增注22 m3,有效期持续7个月;作业井B2措施前因堵塞无法注入,措施后成功恢复注水,日注水量达到105 m3.该技术的成功应用为渤海油田注水井降压增注提供了一条新思路.