低渗透油藏有效注入水水质界限

注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式,而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标,且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验,分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度,剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间;通过室内岩心水驱物理模拟实验,定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度,结合喉道分布特征,初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明,岩心渗透率越低,注入水矿化度越接近地层水矿化度;岩心渗透率越低,注入水颗粒粒径越大,对储层渗流能力伤害越大;岩心渗透率越低,注入水颗粒质量浓度越高,对储层渗流能力伤害越大。     

注入水中微生物对安塞低渗透储层的伤害评价

为了改善安塞油田低渗透储层的注水开发效果、确定注入水中微生物限制指标,系统研究了腐生菌(TGB)、硫酸盐还原菌(SRB)和铁细菌(IB)对储层的伤害情况。研究表明:这3类菌在安塞油田注入水中普遍存在,其中TGB和SRB的菌浓均为1.1×10~4个/mL,而IB的菌浓为7.0×10~3个/mL,它们可以在安塞油藏水环境中稳定存在,有危害扩大化的潜在性;三类菌的等效球体半径处于0.377~0.766μm之间,与低渗透岩心的0.46倍孔喉半径相当,容易形成稳定的架桥堵塞;流动实验表明,SRB对储层的伤害性最大,菌浓应严格控制在10~1个/mL范围内,而TGB和IB的菌浓也应当限制在10~2个/mL范围内。     

低渗透油藏压力敏感性实验研究

低渗透砂岩储层在开采过程中,随着有效应力的升高将会发生渗透率应力敏感,导致渗透率的下降。在考虑储层原地应力的情况下,对塔里木油层岩心进行了实验研究。结果表明:该区块的应力敏感性很强,变化规律符合指数关系式,在同一区块,渗透率相对较高的岩心随着覆压的变化渗透率恢复程度反而越低。通过对4个不同区块具有代表性的4块岩心进行饱和水后测定渗透率的变化实验表明:饱和水后渗透率急剧降低,渗透率相对较高的岩心渗透率下降得越明显。     

二连低渗透油藏采油过程中储层伤害研究

探讨了二连地区低渗透的阿南、哈南两油田储层在注水开发过程中采到的伤害。由两油藏地质和油藏特征及7年（1990－1996）高注采比、高注水压力条件下采液指数和采油指数的变化，得出两油藏的伤害主要是应力敏感和有机结垢并作了详细分析论证。室内岩心围压－孔隙度、围压－渗透率关系数据证实了两油藏储层的强应力敏感性。从原油中石蜡、胶质沥青质存在状态及对原油组成变化和外界条件变化的感受性得出了两油田储层有机结垢的必然性。10年（1988－1998）来两油田采原油初馏点、石蜡和胶质沥青质含量上升（生产数据），岩心孔隙压力下降时油相渗透率下降幅度大、孔隙压力不变时油相渗透率下降幅度小（岩心实验数据），采用原油含水量低时（0％－30％）蜡沉演加快，1995－1998年针对有机结垢采取的92井次、9种解堵方法中复合解堵法效率最高，井底管柱附着物中石蜡含量高而无机盐少，均说明有机结垢是两油藏伤害的另一主要因素。两油藏储层均属弱速敏性。     

低渗透高凝油油藏储层伤害综合研究

沈95块属低渗透高凝油油藏,储层非均质严重,开发过程中表现出注不进、采不出的生产特点.从储层特征研究入手,通过岩心驱油效果、敏感性研究实验,评价温度及流体对岩心的伤害程度.     

欢北杜家台低渗透油藏注入水水质优化研究

欢喜岭油田欢26块和新欢27块是注水开发的低渗透油藏.对于低渗透区块,注入水的水质是影响注水井吸水能力、保持地层压力和油井产量的关键因素.本文根据对储集层敏感性的评价,尤其是对现场注入水水源的分析和室内岩心流动实验的一系列测试,为以欢26块和新欢27块为代表的欢北低渗透油藏的注水开发提供重要的理论依据.     

低渗透油藏储层伤害机理分析及油层保护配套技术研究

低渗透油层的油层保护尤为重要,这对于低渗透油田长期稳产开发具有至关重要的意义.而对低渗透油层特别强调油层保护并不是因为这类油层比高渗透油层更易受污染,而是因为低渗透油层自然渗透能力差,任何轻微的污染伤害都会导致产能的大幅度降低.基于此,本文在针对低渗透油藏的潜在损害性因素及容易造成油层损害的主要环节进行分析基础上,探讨...     

含悬浮颗粒注入水对低渗透油藏岩心伤害预测

为了快速、准确描述含悬浮颗粒注入水对低渗透油藏储层伤害的影响,提高注入水的注入能力,有效补充低渗透地层能量,结合恒速压汞数据与室内注水实验结果,并在已有理论的基础上,得到了适用于低渗透油藏的注入水悬浮颗粒堵塞的数学模型.同时,利用榆树林油田注入水悬浮颗粒浓度与粒径的物理模拟实验数据对该模型进行了验证.结果表明,注入能力的倒数与注入时间具有良好的线性关系,可以利用该模型预测含悬浮颗粒注入水对低渗透油藏岩心的伤害程度.     

低渗透砂岩油藏水锁伤害研究

针对低渗透砂岩油藏受低孔、低渗的制约,在开发过程中储层极易受到水锁伤害的特点,对低渗透砂岩岩心进行了水锁伤害研究。分析了产生油井水锁伤害的机理,建立了水锁试验评价方法,研究了水锁伤害的规律和程度。试验结果表明,低渗透岩心经外来水侵入后,油相渗透率将产生比较严重的伤害,渗透率下降范围在7%~60%之间,流动压力升高1~3倍。针对这一情况,研制开发了解除水锁伤害的化学剂。室内岩心物模试验证明,研制的化学剂水锁伤害解除率达85%,经现场应用取得了显著效果。     

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。     

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。     

裂缝性低渗油藏二氧碳驱注入方式实验

低渗透油藏一般都伴有裂缝发育,由于裂缝具有较高的导流能力,致使注入的CO2沿裂缝发生气窜,严重影响CO2驱效果.针对这一问题,提出了将裂缝作为注气通道,在裂缝两侧布井采油的方法.运用岩心驱替物理模拟实验,研究了沿裂缝注CO2的速度对波及效率和采收率的影响,以及缝注侧采后关闭气窜井和焖井措施对采收率的影响.结果表明:沿裂缝注CO2能够有效地消除裂缝气窜的不利影响,提高采收率17.72百分点;驱替速度越小,岩心的波及效率和采出程度越高;关停气窜井是有效抑制气窜的措施,焖井后驱替能够进一步挖掘剩余油,提高采收率7.52百分点.     

低渗透油藏应力敏感实验数据处理方法对比

低渗透油藏存在应力敏感现象,对17块低渗透岩心参照行业标准进行了应力敏感性实验,并对实验结果分别采用达西渗流规律公式和幂律渗流规律公式进行处理。由8块岩心实验数据获得流量与压力梯度的关系,回归得出幂律渗流规律公式中的参数。2种处理方法的实验结果表明:净围压越大,渗透率降低幅度越小;利用2种渗流规律处理方法得到的渗透率降低幅度相差不大;幂律渗流规律方法处理得到的渗透率为达西渗流规律方法处理的3.9倍;对于低渗透岩心实验数据,应该采用幂律渗流规律来处理。     

低渗透油藏的热水驱研究

热水驱仅包括两个被加热相的流体,热水驱的主要机理是热膨胀,降低黏度,润湿相改变和油水界面张力的降低。热水驱实验使用的岩心样本取自某稠油低渗透油藏,主要是未被饱和的砂岩。实验在相同的油藏压力,不同的温度（范围在110oC以内）和不同种类的原油下进行的。对比了每个试验的最终原油采收率、残余油饱和度、束缚水饱和度、和压力降落。应用JBN方法分析了动态恒温驱替的结果,从而得到岩心的相对渗透率及低渗透砂岩中温度对油水相对渗透率的影响。结果显示在低渗透率的砂岩中使用高温热水在较高压力下驱替稠油,也有可能获得较高的采收率。在稠油体系中,原油生产的热水注入率比在中质油和超稠油要高,但是在传统稠油油藏它的价值很少被报道。另外,研究发现当岩石被加热时,油水的相对渗透率取决于温度,而残余油饱和度会降低,束缚水饱和度会增加。     

低渗透砂岩气藏水锁伤害方式对比实验研究

通过室内实验研究, 对低渗透砂岩气藏3 种不同的水锁伤害方式进行了对比研究。研究表明, 低渗透砂岩气藏的水锁伤害具有普遍性和严重性, 其中欠压作用下的水锁伤害最小, 超压作用下的水锁伤害最大, 常压作用下的水锁伤害居中。因此, 在低渗透砂岩气藏的开采过程中应尽量避免使用水基工作液, 如果要用水基工作液, 应使压差处于欠压状态。     

低渗透致密气藏水基欠平衡钻井损害评价技术

低渗致密砂岩气藏具有孔喉细小、强亲水、裂缝发育等特点,在作业过程中易于受到损害,即使在欠平衡条件下,仍然具有一定的损害可能.在水基欠平衡钻井条件下,低渗致密砂岩气藏主要的损害方式为水锁和应力敏感.利用裂缝可视化测试系统、毛管流动孔隙结构仪等分析测试手段评价了低渗致密气藏的水锁和应力敏感损害.研究表明,低渗致密气藏在欠平衡条件下仍有很强的水锁损害可能,初始渗透率越低,水锁损害程度越大;有效应力一定时,欠压值越小,水锁损害程度越大,过小的欠压值不能起到保护储集层的作用;欠压值一定时,有效应力越大,水锁损害程度越大.目前对欠平衡条件下的水锁损害评价还处于摸索阶段,下一步工作的重点是储集层原地作业条件的真实模拟以及将室内实验结果应用于现场工程设计.图7表6参13     

注水水质对裂缝性油藏储层的影响

以裂缝性油藏储层为研究对象,通过室内岩心模拟实验研究了注入水悬浮物和含油量对储层的伤害。研究结果表明,悬浮物颗粒直径中值、含油量是引起储层伤害的主要因素;当渗透率伤害率上限为20%,缝宽≤50 μm时,注水水质要求为:悬浮物颗粒直径中值(粒径中值)不应超过10 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过10 mg/L;当缝宽介于50~100 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过20 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过20 mg/L;当缝宽介于100~200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过50 μm,悬浮固体含量不应超过50 mg/L,含油量不应超过40 mg/L;当缝宽大于200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过60 μm,悬浮固体含量不应超过80 mg/L,含油量不应超过50 mg/L。研究结果可为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。     

低渗透带隔板底水油藏油井见水时间预测

基于底水锥进和低渗透非达西渗流原理,考虑隔板下部底水锥进的半球形径向渗流方式和隔板上部的平面径向渗流方式,运用物质平衡原理,推导低渗透带隔板底水油藏油井见水时间的预报公式。经鄂尔多斯盆地砂岩底水油藏某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间接近,相对误差仅7.85%。另对鄂尔多斯盆地huc油田hu152区c3油藏6口带有天然隔板的油井进行了见水时间计算,有5口井预测见水时间与实际见水时间相对误差小于10%。对于低渗透带隔板底水油藏,由于考虑了启动压力梯度项,计算出的油井见水时间要比不考虑启动压力梯度项时的值更小,也更接近实际。     

油田注入水腐蚀速率快速测定实验研究

对于注入水腐蚀速率的监测,目前采用现场挂片方法进行测定.其缺点一是实验周期长,需要1个月时间;二是现场需要特定装置,有的地方不能实施,这样的监测方法已经不能满足现场的需要.为了能够满足对油田水腐蚀速率快速测定的要求,进行了油田水腐蚀速率快速测定方法,即电化学法研究.经过实验研究证明,电化学测试方法完全可以应用于油田水腐蚀速率快速测定.