暂堵+多氢酸+负压返排酸化在低渗透油藏的应用及效果分析

采油三厂三叠系油藏单井产量低,储层物性差,油藏非均质性强;油水井在修井、开采过程中造成地层污染,油井产量下降,为了提高单井产量,解除近井地带地层堵塞,近几年主要措施类型有酸化、暂堵酸化、压裂解堵;随着油田开发时间的延长,油井含水上升,堵塞类型复杂,并且油井措施次数增加,部分井采取常规酸化、压裂已经达不到解堵增油效果,2011年在虎狼峁油田实施几种酸化工艺相结合,解决了单一酸化存在的不足,取得了很好的效果,这项技术将不断推广应用,已达到低渗透油藏解堵的目的。     

濮城低渗透油藏乳化酸酸化技术研究

针对濮城低渗透油井酸化后效果差,含水上升快这一实际情况,研究了乳化酸酸化工艺技术,乳化酸酸化酸液由前置液,乳化到,后置液,KFT反应液和顶替液组成。该酸具有选择性,防腐性,抗水敏性和缓速特点,适用于油井酸化。文中对乳化酸酸化原理,配方,性能试验和返排工艺进行介绍,通过在濮城油田8口井应用,取得了较好的效果。     

乳化酸酸化技术研究及应用

针对含水油井采用常规水基土酸酸化后造成井底出砂，含水上升等问题，开发研制了乳化酸酸化工艺。该酸液遇水增粘，遇油降粘，具有一定的选择性、而且还具有防腐蚀，抗水敏，缓速等特点，适用于油井深部酸化。     

环保生物酸技术研究与应用

环保生物酸解堵剂是一种高性能的生物活性酸,不仅可以解决油井堵塞的问题,还可以解除钻井、压裂等聚合物的残渣伤害。环保生物酸能有效保证酸进入油水井井眼深处,且酸化形成物对地层伤害很小,具有有效期长、无需返排的特点。在胡尖山油田的现场应用表明,油井产液、产油上升较快,含水稳中有降,措施效果较好。     

油水井负压返排工艺技术研究与应用

油水井在生产过程中近井地带因蜡(胶)质、垢、无机颗粒等沉积造成地层堵塞,严重影响油水井的产液量和注水量。为了解除近井地带的堵塞,提高油水井的产液量和注水量,目前采油三厂所使用的解堵技术有:压裂、酸化、暂堵酸化、缝内转向压裂等工艺措施,取得了不同程度的效果,上述工艺措施有可能增加地层渗流面积,但对于剥落的机杂颗粒和二次沉淀物无法彻底排除,导致措施效果低,有效期短。为了有效地提高低渗油层的措施效果和延长措施有效期,2005年引进负压返排工艺技术主要针对注水井,2009年对油井实施负压返排技术解堵,应用效果较好。     

对低渗砂岩油田在中高含水期油井酸化增产的试验研究

在油田开采过程中,随着采出量的增大,油层的含油饱和度会降低,而含水饱和度将升高。当地层水量增大时,含泥质较多的砂岩储层,其泥质胶结物将被水化,一些粘土矿物还会膨张。这些松散的水化粘土颗粒将产生运移,堵塞孔隙,使渗透率下降,其结果导致产量下降。为了溶解堵塞油层孔隙的粘土,恢复和提高油井产量,本文提出了油基土酸酸化工艺及酸化后防止 Na_2SiF_6和 CaF_2沉淀的工艺方案。经过三年的现场试验研究,证明这种方案作为一种增产措施是很好的。     

渤海油田油井酸化返排液特征及处理工艺研究

针对渤海油田油井酸化返排液处理受平台空间、时间限制,即时处理困难和易对平台处理系统造成冲击等问题,通过对现场酸化返排液特征进行分析,探索了酸化返排液对填砂管模拟堵塞的影响,室内验证了酸化返排液回注不会对回注井造成严重堵塞,提出了利用平台原有设备对返排液进行简单处理后回注注水井的处理工艺。现场应用表明,经该工艺处理后的油井酸化返排液,其水相主要指标明显高于平台注入水,回注井视吸水指数由回注前的24.02 m~3/(d?MPa)降至回注后的16.94 m~3/(d?MPa),但经少量盐酸解堵体系处理后,视吸水指数上升至27.16 m~3/(d?MPa)。配套处理技术能够一定程度地解决油井酸化返排液处理难题,确保海上油田油井酸化的正常开展。     

油井酸化返排液物性参数分析

酸化是油田重要的增产措施之一,目前酸化技术的应用已相对成熟,但油井酸化后残酸的处理问题一直未得到彻底解决。返排液进入生产流程后,产出液乳化严重、脱水困难,会进而对油、气、水的处理流程产生较大影响,会引起电脱水器断电、甚至导致外输原油含水超标,注入水水质不合格。本文通过测定油井酸化后初、中、后期返排液的物理参数特征,如水相pH值、无机离子含量、电导率、悬浮物含量、浊度等,研究酸化返排液在返排过程中物性参数的变化,发现不同时期返排液特征差异明显进而分析各参数之间的联系,为返排液的处理提供理论依据。     

自产气泡沫酸酸化技术

针对低渗透油田重复酸化油井由于地层的非均质性和能量不足,造成酸液在地层中指进严重、返排速度慢、酸化效果差等现象,提出了自产气泡沫酸酸化技术。通过研制的自产气剂和DXQ-1高温起泡助排剂,实现自产气泡沫酸化。室内评价得出,自产气剂在酸液中或温度高于57℃时即可产生CO2气体,发气量大。DXQ-1高温起泡助排剂初期起泡速度快,稳泡能力强,具有较高的表面活性和耐温性。自产气剂在井下生成泡沫,利用泡沫产生的贾敏效应,封堵地层中的大孔道,使后续酸液转向,提高了酸液与地层的作用效率;产生的气体和起泡剂具有高表面活性,大大提高了返排效果。在新民采油厂油井用该体系酸化,注入压力明显提高,返排速度快,增油效果好,施工工艺简单。     

70毫米双作用泵试验

70毫米双作用泵是一个冲程中完成两次进油、两次排油过程的深井抽油泵。它把原来70毫米深井泵一个冲程中一次排油变为两次排油。从而提高了深井泵的排量,达到提高原油产量的目的。国内外大好的革命形势,对原油产量提出了更高的要求,稀井高产的开发方针和注水开发油井含水逐渐上升的情况,要求对油井采取强采措施以增加原油产量,满足国家需要。70毫米双作用深井泵就是为了适应这种形势而设计试验的。同时70毫米双作用泵     

酸化解堵增能返排技术

针对地层能量低、受有机和无机质混合堵塞的油水井，研制了一种增能液及增能酸化处理工艺，该工艺发热产气量大、解堵能力强，能在地层自发形成稳定的泡沫液，返排效率高。现场试验取得了较好的解堵增产效果。     

华北油田裂缝性油藏的堵水实践

华北油田裂缝性灰岩油藏的油井堵水,无论是应用规模、施工井次,还是增油减水效果,在中国陆上油田都是名列前茅的,油藏不同时期的堵水技术值得其他油田借鉴。本文就华北油田裂缝性灰岩油藏中低含水阶段、中高含水阶段、高含水阶段和高含水后期开发阶段的油井化学堵水基本模式进行了总结论述。多年来的堵水实践表明,油井堵水是调整产液剖面、改善油藏内部裂缝系统和孔隙介质的油水渗流状况,提高油井产量和油藏开发水平必不可少的重要措施之一。尤其是油田开发后期该项技术更具有强大的生命力。     

耐高温可解冻胶堵剂研究

为解决油藏在高温开采过程中遇到的油井出水及注蒸汽井汽窜问题,利用无机可酸蚀材料对有机类堵剂进行了改性,经无机改性的有机类堵剂在120 ℃温度下恒温处理3个月以上为不水解、不破胶、黏稠固体。室内堵剂实验评价表明,其岩心封堵率达99.63%,酸蚀率为22.43%。该研究为封堵高温油井出水及解决注气井气窜问题提供了一种新思路。     

水平井控水完井管柱的研究与应用

冀东油田早期多采用常规复合绕丝筛管完井方式对水平井进行开发,该完井方式单一,没有采取有效的水平井分段措施,笼统采油,最终导致水平井段过早水淹或报废。为此,研究了水平井控水完井管柱。该完井管柱采用调流控水筛管进行油层防砂,先期控水,保证各段出水均匀,能够延缓底水的锥进,延长水平井的采油寿命;利用遇油自膨胀封隔器对水平井段进行有效分隔,完井工艺简单,方便后期的分段作业;套管阀有效解决了防砂管与裸眼井壁间环空的洗井问题,保证了油层的解堵和顺利生产。冀东油田2口井的应用情况表明,用调流控水筛管防砂完井的井产油量明显高于用复合绕丝筛管完井的井,起到了很好的控水作用。     

页岩气井压后返排规律

岩气藏通常都需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值,但是页岩气井压后返排率普遍较低。针对这一问题,采用数值模拟和实验相结合的方法,研究了天然裂缝间距、裂缝导流能力、压裂规模、压力系数和关井时间等因素对返排的影响,并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因。结果表明:返排率随天然裂缝间距、裂缝导流能力和压力系数的增加而增加,随压裂规模和关井时间的增加而减少;从微观机理进行分析,水通过毛细管自吸作用进入微裂纹,页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用,造成新的微裂纹的产生和主裂缝的扩展,形成复杂的裂缝网络,使得大部分水难以返排,返排率低;对于页岩气井压裂,一般裂缝间距和裂缝导流能力较小、压裂规模很大,很大一部分注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中,以致无法返排。结论认为:页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响,不应该刻意追求返排率;低返排率的页岩气井的产量一般较高。     

喇嘛甸油田开发经济界限的确定

利用盈亏平衡原理，依据喇麻甸油田实际开发资料，推导出了关井含水界限、单井产量界限、措施井实施界限等经济界模型及相应图版，参考含水、产量、措施界限，对喇嘛甸油田南中块的地层条件差、低产液堵水井、注采不完善和高含水等4种类型无效井提出了在生产过程中提高经济效益的几点建议以及相应的治理措施，为油田生产及成本控制起到了指导作用。     

油田过多产水问题分类与处理措施

产水过多已经是许多产油国目前面临的一个普遍问题,需要采取切实可行的措施来稳油控水.处理产水过多的措施多种多样,如加密钻井、弃井、利用水平井、实施聚驱、下封隔器、桥堵、注水泥处理与微生物处理等.在众多的方法中,封堵水流是减少开发成本和提高采油量最快速最便宜的途径之一,一般可以将其分为机械堵水和化学堵水.该文主要是从化学堵水的角度出发,按照处理难度,将过多产水问题分为四类13种,并分别介绍了这些过多产水问题的处理措施.     

边底水油藏水平井复合堵水技术研究与应用

桩西地区边底水油藏水平井含水上升快、产液量高,传统堵水效果差,为此开展了复合堵水技术研 究。设计合成了一种微观油水调控剂,研发了耐温高强度堵剂,评价了解堵剂的解堵性能。实验结果表明,微观油 水调控剂具有良好的驱油性能;耐温高强度堵剂本体强度可达 2722.4 Ｎ,耐温120℃,耐盐 100 000 mg/L。以桩1 -平 71井为例,优化了堵水工艺参数。目前,在水平井实施复合堵水5井次,堵水有效率100 ％,平均单井日增油 2.8ｔ,日产液降低125ｔ。现场应用结果表明,复合堵水工艺可实现对水平井的封堵,达到降液增油的目的,具有较 高的推广应用价值。     

页岩气井返排规律及控制参数优化

压后排液作为压裂和后期生产“衔上接下”的关键一环,页岩气井压裂后返排控制参数的选择及返排制度的制定还一直处于探索阶段,返排控制参数对页岩气井返排率及气井产量的影响尚不明确,返排关井时间、返排油嘴使用和更换基本都凭经验和固定模式。通过某区大量页岩气井返排数据分析,研究了返排速度、压裂+关井期间压裂液与页岩作用对返排率和气井产量的影响,明确了页岩气井压后返排作法,研究结果表明,提高返排率有利于提高页岩气井产能,但返排率不是决定气井产能高低的关键因素;页岩气井压裂施工结束后关井有利于人工裂缝的继续扩展,提高单井产量,但关井时间过长会引起大量的压裂液滞留于地层对储层造成伤害,反而降低气井产能;提出开井初期采用慢返排模式更有利于提高返排率和单井产能,采用对“油嘴进行控制、逐级放大、连续、平稳”的排液制度。页岩气井返排规律及控制参数优化结果为该区块页岩气井压后返排控制参数的优化提供了依据。     

大庆油田油井堵水效果预测方法

本文提出了油井堵水效果预测的计算公式,利用公式的计算结果,可以帮助选择日产油量增加,日产水量下降的堵水油井和堵水层位。公式是根据油井堵水封堵高含水层后,含水率下降,井底流动压力降低,生产压差增大,会提高其他层产油能力的原理推导出来的。计算公式是半经验半理论的,适用于大庆油田。其他油田结合自己的具体特点,将公式的系数进行适当修正即具有一定的使用价值。要使自喷井堵水后增产,堵层含水率必须较多地高于未堵层含水率,但抽油井堵水,只要堵层含水率略高于未堵层含水率,就会收到油井增产的效果。所以,在含水率等同条件情况下,抽油井的堵水效果会比自喷井好。