利用缩膨剂提高文东油田储层注水能力实践

文东油田由于储层具有低渗透、地层水矿化度高、粘土矿物含量高的特点,开发过程中水井高压欠注问题严重,普通的酸化难以达到降压增注的效果,因此,研究应用了缩膨降压增注技术。在文东油田4个区块的欠注水井实施缩膨降压增注技术8口,平均单井注水压力下降2.6 MPa,注水量提高23 m~3/d。对应油井累计增油量为510.4 t,平均单井增油63.8 t,取得了较好的效果。     

多组分复合解堵降压增注技术在安塞油田的应用

针对造成安塞低渗透油田储层堵塞的原因,提出了多组分复合解堵降压增注技术,通过室内实验模拟了本技术在安塞低渗透油田的适应性。酸质解堵处理剂对低渗储层岩心改善效果显著,氧化剂起到了降低腐蚀速率和保护钢材的作用。在安塞油田现场的试验表明,油井产液、产油上升较快,含水平稳,增油效果明显;注水井的注水量在能达到配注要求的同时,注水压力下降明显,降压增注效果较好。     

小集油田注水系统的防腐防垢研究

大港油田采油三厂小集油田已进入油田开发的中后期,油井以电泵生产为主,地层含水高达90%,油井来液温度71℃。该油田有注水井59口,实际开井29口,日注水量5070m3,注入污水温度高达68℃。在正常生产和开发过程中存在以下问题:①注水系统腐蚀严重,现场测得腐蚀率为1·34mm/a,造成注水系统管线漏失严重,平均漏失率高达0·41次/月·km;②注水系统结垢速度快,平均结垢速度为6mm/a,造成注水管线压损加大,水井注水压力低;③水井作业困难,近3年水换作业47口,因管柱腐蚀结垢影响转大修18口,增加了生产成本;④停注水井多达30口,且逐年增加。注入水量逐年…     

超低界面张力表活剂体系降低注水压力研究

针对江苏低渗透油田开发面临水井注水难、注水压力高的问题,开展了注表活剂降压增注研究。研制了超低界面张力表活剂体系(0.5%RD-06+1.0%助剂A),能与江苏原油形成10-3mN/m数量级超低界面张力,并具有抗稀释抗盐能力强、稳定性好的特点。岩心降压模拟实验表明,表活剂复配体系可使注入压力平均下降38.3%;岩心含油饱和度越高,驱替压力下降幅度越大,该配方适应注水井近井地带含油饱和度大于40%的注水井降压增注。     

技术动态

大庆油田泡沫驱油技术取得阶段性成果日前,大庆油田重大现场试验项目之一的氮气泡沫驱油现场试验取得阶段性成果,从已完成1口单井和1个水驱后井组的现场试验结果看,到6月底,杏7- 1-33注水井施工后连通油井累计增油1000多吨,综合含水下降4．9个百分点;北2-1-丁-59注水井组周围连通油井已累计增油4200多吨,综合含水下降1．26个百分点。     

油砂山油田周期注水效果评价

油砂山油田Ⅰ、Ⅱ断块全面注水开发时间较早,长期注水开发已使部分区域一线油井水淹严重,油田综合含水快速上升、产量快速下降的矛盾日益突出。为了实现合理的注采平衡、有效控制综合含水快速上升,2009年3月开始对油田部分高含水井区域开展了周期注水试验,取得了积极成果,截至目前试验区内综合含水下降了9.7个百分点。     

双河油田周期注水矿物试验

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田IV4层系地质特征分析了周期注水试验效果及开发特点。5口注水井进行矿物实验：单元日产油最高增加21t,综合含水最低下降2个百分点。周期注水井对应受效油井的年产油量比常规水驱增加6027t,年含水上升率比试验前下降1个百分点。     

双河油田周期注水矿场试验

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田Ⅳ４层系地质特征分析了周期注水试验效果及开发特点。５口注水井进行矿场实验：单元日产油最高增加２１ｔ,综合含水最低下降２个百分点。周期注水井对应受效油井的年产油量比常规水驱增加 ６０２７ｔ,年含水上升率比试验前下降 １个百分点。     

张店油田精细注水实践与认识

张店油田为典型的复杂断块油田,采用边缘注水方式,注水单向突进严重;受储层物性差影响,水井欠注严重。结合现场实际,对注水见效快的井组实施不稳定注水;对启动压力较高水井,采取单井升压的方式;对储层物性较好,污染严重的储层,采取降压增注的方式,对有采无注的区域,转注低效油井,完善注采井网,通过注水精细调整,油井见效较好,单元开发效果明显好转。     

百色油田开发生产中的反常现象分析

对百色油田开发生产中出现的：断层不密封；油井受效太突然；油水井之间“管线”连通；注水受效不对应；一线油井不受效而二线油受效；液面为负值却有相当生产能力；注水井层间吸水启动压力高吸水能力好，启动压力低吸水能力差；新技术在百色油田无增油效果等８种反和了分析，并提出自己的看法。     

绥中36-1油田堵水稳油技术数值模拟研究及应用

为了保证渤海绥中36-1油田的稳产,针对油田开发过程中暴露出注入水单层单向突进的矛盾,在注水井优化注水的基础上,采用数值模拟方法进行油井堵水效果研究。方案设计时考虑三种堵水方式:封堵防砂段、封堵高含水小层和层内堵水;考虑封堵三个不同含水级别的油层段:含水分别大于90%、80%、70%。油井堵水后减少无效水循环,提高注入水利用率,减少平台污水处理量,实现了节能减排,同时为中低含水井提液生产创造了产液空间。研究认为堵水越精细,限液生产造成的油量损失越少,且在一定程度上提高了油田采收率。现场试验结果表明高含水油井堵水后降水增油效果明显。     

减小地层水流阻力的增注技术

针对国内低渗透油田注采过程中注水压力高、配注不足等问题,研究应用了水基纳米聚硅减阻增注技术,该技术通过将合成的水基纳米减阻增注材料,以合适的方法注入油层来降低渗流阻力,提高配水量,阐述了纳米聚硅材料在油田注水井中的降压增注应用机理、岩心室内试验、选井原则、并对注清水及污水的现场效果进行了分析,通过应用分析可知,该技术显著地提高了注水井的注水量、降低了注水压力,为纳米聚硅材料的工业化转化与规模化推广应用打下了基础。     

薄互层油藏注水井提压增注研究与应用

渤海K油田主力产层为沙河街组薄互层,1～2.7 m厚度的油层占总油层厚度的90%,采用定向井合采分注开发模式,针对开发初期已暴露出注水井层间、层内干扰较大,约70%注水井达不到配注要求的问题,采用油藏工程方法与数值模拟方法,通过机理模型以及复合油藏模型进行注水井最大注入压力优化研究,使注水井最大注水压力值得到有效提升,K油田注水井最大注水压力由15 MPa提高至25 MPa,且提压后注水井附近地层不会出现破裂,能确保安全生产。目前已在K油田23口注水井按最大注入压力25 MPa实施注水,全油田增加注水量为2 580 m~3/d,能满足油田高效开发需求。这表明,该研究结果对相似油田注水开发具有一定的参考价值。     

注水井的选择性沉淀法调剖工艺

美国Ｌａｎｄｒａ公司研制和采用了一种选择性沉淀法注水井调剖新工艺。其工艺过程是向注水井地层内泵入氢氧化钠水溶液后,再注入淡水缓冲液,最后注入地层盐水。这样就可使碳酸钙垢选择性地在注入水的水流通道内形成,使注入水在距注水井一定距离处受阻。进而在水流通道内转向,达到封堵水窜,调整注水井吸水剖面的目的。该公司已采用本方法处理了老油田的一口注水井,取得了良好的效果。处理后注水井注水压力上升,注水量下降。相邻油井的日产油量由5.5桶上升到6.9桶,含水由98%下降到93.5%,其有效期为2年注水井的选择性沉淀法调剖工艺@冯耀忠…     

油水井结垢原因分析及解堵剂评价研究

随着注水开发时间的延长和油水井多次作业过程中压井液、注入液等对油井附近油层的侵害，在低渗透、非均质、裂缝性砂岩油藏中各种污染堵塞相继发生。为解除此类油田油层的污染堵塞，提高油井产能，降低水井注入压力，寻求该类油田特点的增产增注技术，本文通过对油田现场原油、地层水、注入水及垢样的分析，探讨了地层堵塞的原因，并进行了解堵剂的评价研究。     

特高含水期井间非均质模式对注水效果的影响

在特高含水期,井间的非均质模式对注水效果有较大的影响。应用渗流力学理论,建立了一维两相流井间非均质数学模型,研究了特高含水期井间非均质模式对注水效果的影响。模型中,渗透率从油井向水井分为降低和升高2种情况;油井端含水饱和度低于水井端的含水饱和度。岩石和流体参数都划分为油井端、中间端和水井端3段。研究结果表明:特高含水期由于注水井端含水饱和度较高,而水相黏度较小,因此水井端渗透率变化引起的渗流阻力变化较小;水井端渗透率降低使油水井两端渗流阻力分布更均衡;特高含水期低注高采能获得更高的产液速度,油水流度的差异是引起这一现象的关键原因;高注低采可在油井端获得更高的压力梯度,从而能取得更好的开发效果。     

渤海SZ36-1油田注聚调剖井层的优选

渤海SZ36-1油田处于注水开采初期,油井产量较高,由于流度比大、原油粘度高等导致油井注入水突破而迅速见水,现已进入三采阶段。考虑到不影响井的生产和尽量避免对油井作业。决定对注水井进行注聚来增产原油,降低产水效果。SZ36-1油田原油粘度高,层间纵向渗透率差异大,地层非均质性极强,注水井的吸水剖面不均,水窜严重,必须首先优选注聚调剖井层。结合注聚井层优选标准和SZ36-1注水井的实际生产情况,进行了注聚调剖的选井选层依据分析。并优选了井层。     

米吸水指数随累积注水量变化规律研究

油井转注后,随着注入水将井底附近的油驱走,注水井吸水指数不断增加,然而这一变化规律并无准确的计算公式。文中以平面径向流等饱和度面移动方程和经典的达西径向流公式为基础,结合含水率随含水饱和度变化曲线,推导出注水井米吸水指数随米累积注水量的变化规律。最后利用油田实例进行分析计算来验证公式的正确性,为未来注水井米吸水指数的计算和水井的配注提供理论依据。     

国内海上注水开发油田注采系统调整潜力

海上部分注水开发油田的吸水指数随着含水率的增加呈递减趋势,注入能力的下降、注水井点及注水量的不足将直接影响油田未来的产液量。通过注采系统调整,优化油水井数比可以有效改善水驱效果。在考虑生产压差、安全注水压差及压力保持水平基础上建立了注采系统调整评价方法,定量评价了海上三大类注水开发油田未来注采系统调整潜力。结果表明,注采系统调整的重点在陆相稠油及陆相整装中低黏油田,年增油量可达到(50~260)×10~4m~3。     

萨北开发区北三区东部水驱开采方向

进入特高含水期,随着含水上升及产液指数上升幅度的增大,要求油水井数比逐渐降低并趋近于1,全区油水井数比为1.5∶1(扣除聚驱),比较高,是剩余油存在的物质基础。在现有的开采条件下,抓好水井的测试管理,利用好水井的方案调整,使剩余油得到动用。利用硼中子等多相测井资料寻找低含水油层,挖掘剩余油,可提高油井措施效果。掌握日常油水井的生产动态情况,积累井组与单井的信息,可为油水井的增产增注措施提供保障。