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。     

西峰油田注水井堵塞机理研究

西峰油田主力含油层系为三叠长8层,采取超前注水方式开发,经过几年的注水,部分注水井出现了注水压力升高、注水量下降的问题,影响了开发效果。为此,通过基础资料分析、现场取样化验、室内岩心流动试验、正反向试验对储层堵塞机理进行了研究。研究结果表明,储层微粒运移和结垢造成储层堵塞,是影响注水量下降的主要原因。     

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。     

储层岩石结构特征与注水速度的相关性研究

对新沟嘴组储层矿物特征、胶结特征以及孔隙结构特征进行了统计分析，认为这些特征在一定程度上影响到油田的注水效果，有些特征是导致储层伤害的内在因素。结合岩心注水动态试验，从宏观和微观两方面进行了综合研究，提出了注水速度对储层伤害的运移／堵塞机理，并由此对室内试验结果与现场的注水实际状况进行了针对性的讨论。     

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。     

江汉油田难注井降压增注工艺技术的研究与应用

江汉油田潜43油组属于低渗透储层,生产中注水压力高,严重影响了油水井的正常生产。通过研究潜43油组地质特征,分析储层伤害的各种因素,结合储层敏感性评价,认为油层在注水过程中发生伤害的主要原因为:注入水与地层水不配伍,产生沉淀和结垢;水质不合格,所含机械杂质堵塞地层。针对存在的问题,通过室内试验优选组合酸,运用降压增注工艺技术,较好地解决了注水压力高的难题,收到良好的效果,建议在相似油层上推广使用。     

注水过程储层伤害机理研究

注水开发是油田储层开发最重要的方式之一,注入水水质不合格将对储层造成严重的损害。本文开展了注入水中固相颗粒堵塞、注入水与岩石及地层流体不配伍等储层损害机理研究。     

低渗高凝油藏堵塞机理及解堵增产技术研究

针对潍北低渗高凝油藏油井产能低、注水状况差等难题,对储层原油特性及储层的敏感性进行了评价研究,进而对油藏堵塞机理及解堵增产技术进行了分析研究,并开展了现场试验。研究表明:该油藏储层水敏比较严重;油藏堵塞机理主要为有机堵塞、水敏堵塞、冷伤害堵塞以及固体颗粒堵塞;对应于油藏的堵塞类型,推荐采用化学溶解和电磁加热、酸压或高能气体压裂及水力压裂进行解堵,同时还应优化入井流体的温度。现场试验表明,井底电磁炉可对准油层加热,解堵效果较好,且油井很少热洗;油井压裂后,可增产3倍以上,增产效果明显;注热水保持油层温度和压力,达到了储层解堵和提高储层吸水能力的目的。     

苏里格南部区块增产解堵工艺分析

油气井在开采过程受地层岩敏感性等因素影响,造成地层孔隙吼道堵塞、储层渗流能力下降。特别是注水井由于储层堵塞,使得注水压力较高,注水指标难以完成。分析了酸化解堵工艺要点,配制了酸液、解堵液配方,制定了施工工艺参数,为储层酸化解堵提供经验借鉴。     

低渗油田注水过程中储层保护技术研究

低渗油田注水过程中储层保护的关键是保护孔喉.以张天渠低渗油田为例,对储层敏感性和注入水水质进行评价,对储层伤害的内部潜在因素和外部诱发因素进行分析,诊断出储层损害的主要因素有水敏、速敏,注入水中固相颗粒堵塞及结垢堵塞,同时存在细菌堵塞、腐蚀物堵塞的可能.根据储层堵塞伤害原因,选择综合保护技术措施.     

注热水开发潍北高凝油藏

潍北低渗高凝油藏的原油含蜡量高达30%左右,其流动性对温度极其敏感.当温度低于析蜡点时,蜡逐渐结晶析出;当温度低于反常点时,原油黏度急剧增加,且储层具有较为严重的水敏效应.油藏在注水开发过程中,存在有机堵塞、水敏堵塞、冷伤害堵塞以及固体颗粒堵塞问题;注热水保持油层温度和压力,可达到储层解堵和提高储层吸水能力的目的,而且注入水温度优化后,还可以节能降耗,降低注水开发成本.     

海上油田含聚合物污水水质对储层保护技术的影响

研究含聚合物(含聚)污水水质对储层的伤害为确定含聚污水回注储层的可行性提供了依据。以渤海绥中36-1油田含聚污水为例,利用偏光显微镜、扫描电镜、核磁共振仪等,通过岩心动态损害实验分别对污水中的乳化油、悬浮物和产出聚合物浓度及粒径中值进行了评价,分析了含聚污水回注对储层的伤害机理。结果表明,含聚污水中油、悬浮物、聚合物三者的协同作用是主要伤害源,且对储层的伤害程度随着单一水质指标的增大而增加;由于聚合物分子的吸附聚集作用而形成高强度的可变形团状集合体,是造成岩心孔隙喉道堵塞的关键因素;含聚污水进入储层对孔喉的堵塞形式是优先堵塞大-中孔喉,并逐步由内滤饼向外滤饼的堵塞形式转化。优化含聚污水水处理工艺及现行加药方式,是解决含聚污水处理问题的关键。     

渤海西部海域某区块油田注水过程储层伤害机理

基于海上油田高效开发的理念,如何在注水开发过程中降低储层伤害成为高效开发海上油田的关键。针对渤海油田某区块注水过程中注入压力偏高、地层欠注等问题,进行了储层敏感性分析,以及悬浮物、垢样的扫描电镜分析等。实验发现:储层具有中等偏强的水敏伤害,黏土矿物蒙皂石以及伊/蒙间层不同程度地发生膨胀、分散,造成储层堵塞。注入水中的悬浮物含量高达16.7mg/L,严重超出平台标准要求;注入水中的颗粒粒径大约集中在30μm,容易造成储层堵塞。储层经过注水冲刷,孔喉中零星分布着大量的碳酸盐颗粒,使得储层渗透率降低。在明确了注水开发过程中储层伤害机理的基础上,提出了优化加药方式、酸化等保护措施。施工后注水井井口注入压力下降了7MPa,日注水量增加了6倍,酸化解堵效果明显。     

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。     

氧化-酸化复合解堵工艺在油田注水中的应用

注水是目前油田开发中提高储层压力、提高单井产能和采收率的主要方法之一．由于注人水质、储层流体、储层物性、细菌代谢产物等原因，在储层中形成堵塞。影响注水工作，甚至无法正常的注入．氧化-酸化复合解堵工艺，具有适应性强，解堵范围广，反应残余物少，对储层伤害低，施工简单的特点，该技术的应用能够有效地改善注水井储层的物性．提高注水量，达到开发方案中的配注要求．通过在青海油田4井次的现场试验，取得了较好的效果．具有良好的推广性。     

试析油田注水系统腐蚀原因及对策

油田注水系统在油田的开发过程中占据着很重要的位置,也是提高原油采收率的关键。但是,原油注水系统在作业过程中容易出现不配伍而引起的孔道堵塞、黏土矿物膨胀等状况,会对油田储层的渗透率带来影响,进一步引起注水系统腐蚀等现象,从而降低原油的采收率以及油田储层的寿命。对此,需要对油田注水系统的腐蚀原因进行研究,在注水前严格勘察油田储层的特性,使得注入水能与储层中的岩石以及地层流体相配伍,减少腐蚀情况的发生,并采取适当的防治措施。本文主要对油田注水系统腐蚀的特征进行分析,找出注水系统腐蚀的原因并提出了相应的防治措施。     

应用精细油藏描述技术探析靖安油田大路沟一区高压低产因素

靖安油田大路沟一区经过7年多的注水开发，在大面积见到注水效果的同时，出现了东北部油井高压低产，注不进水，致使全区地层压力保持水平低（63.8%），平面上压力分布不均。本文在沉积微相、储层非均质性、三维地质建模及数值模拟等精细油藏描述研究的基础上，结合地层堵塞机理室内试验研究，探析了大路沟一区长2油藏高压低产因素，并针对性的提出调整措施意见。     

渤中某区块太古界潜山裂缝性变质岩储层钻井液损害分析

中国渤海湾盆地广泛分布裂缝性致密变质岩油气藏。与常规储层相比，致密变质岩储层具有黏土矿物丰富、溶蚀孔隙及微裂缝发育、非均质性强等特点，钻井液漏失容易诱发储层损害，堵塞孔喉，降低储层渗流能力，阻碍油气井稳产。文中以渤中某区块太古界变质岩岩样为例，开展了钻井液动态损害实验和滤饼承压实验，明确了钻井液的动态损害程度和滤饼承压能力；基于扫描电镜，分析了敏感性矿物的类型和钻井液固相颗粒的赋存特征。实验结果表明：岩样气测渗透率越大，钻井液滤失量越大，返排突破压力越小，最大返排恢复率越大，最大返排恢复率对应的压差越小；钻井液对于200μm及以下宽度的裂缝能够完全封堵，对于200μm以上宽度的裂缝则不能够进行有效封堵，随着裂缝宽度的增加，滤饼的承压能力降低，并且钻井液侵入裂缝内的固相含量增大。研究区黏土矿物以丝片状和丝缕状伊利石、伊/蒙混层及钠长石为主，钻井液滤液的长期浸泡导致黏土矿物水化膨胀，堵塞粒内溶蚀孔隙，封堵储层孔喉。     

沙市构造新沟咀组储层注水损害研究

以沙市构造新沟咀组砂岩储层为主要对象，研究了中低渗、细喉砂岩储层注水损害的潜在因素，并结合储层特征，储层结构类型，提出了不同类型储层对注入水水质的要求。通过大量的室内注水评价试验研究，系统全面地分析了中低渗砂岩储层注入水损害地层的机理及储层损害类型的程度。试验结果表明：沙27、陵76井区注水损害以水敏损害和机械杂质为主，速敏、酸敏次之。为了防止注水损害，进行了矿化度梯度注水试验，该方法能有效抑制注水损害程度。同时建立了注入水水质保证体系，为沙市构造新沟咀组储层注水提供科学依据。     

绥中36-1油田注入井欠注原因及治理建议

绥中36-1油田欠注井占总注入井井数的23%,主要是注入压力高导致欠注。对该油田储层特征、注水水质、注聚井堵塞物等因素进行分析,剖析注入压力高的原因。研究表明:储层胶结疏松、泥质含量高、微粒易运移、水敏性强是储层欠注内在因素。外因主要是注水水质超标、管壁腐蚀结垢严重、聚合物吸附堵塞。通过加强腐蚀研究工作、水质分级控制、除铁杀菌以及优化加药系统等措施可有效控制注水水质。注水井酸化体系中强化对Fe、O、S等元素化合物的溶蚀,注聚系统通过加多重滤网过滤并运用复合型化学解堵剂进行解堵可有效解除注入井堵塞,达到增注的目的。