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海拉尔苏德尔特油田注水井CaCO3结垢严重,导致地层堵塞、注水井吸水能力下降,影响油田开发效果.现场测量表明:注入水在地层中结垢严重,其结垢量可达到总垢量的50%左右.室内模拟实验表明:结垢对岩心渗透率伤害很大,当注水量达到800倍孔隙体积时,岩心渗透率下降80%~100%.根据模拟实验和定量分析结果,认为该油田地层结垢主要集中在井筒近井地带5 m半径以内,酸化半径越大,地层解堵效果越好,但取得最大经济效益的酸化半径应当在5 m左右.现场试验10口井,成功率100%,试验后单井平均注水压力下降1.5 MPa,日注水量增加14.3 m3,平均有效期384 d,取得了较好的增注效果. 相似文献
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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。 相似文献
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针对渤海油田注水井酸化问题,分析了其产生原因,并提出了综合对策:海上油田日注水量较大,在注入水水质相同的情况下,储层伤害更为严重,因此,建立了更加严格的注入水水质标准;加入有机处理剂前置段塞,加强有机解堵,并防止原油与酸液反应形成酸渣;在原有酸液体系中加入表面活性剂,增强酸化洗油处理;采用多元复合酸体系解决渤海油田无机垢、注水污油、微粒运移、泥质堵塞等综合伤害问题;在不改变现有注水流程情况下,使用注水井在线酸化工艺,克服平台作业空间小的问题,同时提高酸化处理规模。综合对策经过现场应用,日注水量和视吸水指数较以往酸化提高了1.1~2.0倍,酸化有效期延长了50%以上,该技术对国内外类似油田的开发具有借鉴意义。 相似文献
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随着国内油田注水开发的深入,注水井污染堵塞和欠注现象越来越严重,注水井酸化增注越来越被重视。如何解除注水井伤害,以及延长注水井酸化周期是目前国内油田开发生产亟待解决的问题。分析了注水井伤害的主要原因,通过室内实验结果提出了适用于注水井酸化增注的酸液体系。 相似文献
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冀东油田高尚堡深层区块酸化增注存在储层埋藏深、温度高、层间层内非均质性严重、酸化反应矿物含量高等问题。在室内试验研究的基础上,现场采用了酸前儿井,注入有机解堵剂解除有机堵塞、前置液溶解碳酸盐胶结物,主体酸采用耐高温低伤害缓速酸液体系,不返排残酸并及时注水等工艺措施对2口井进行了酸化处理,使用砂岩酸化实时监测系统实时监测施工质量。形成了酸前地层评估、耐高温低伤害缓速酸液体系、酸化工艺参数优化设计、酸化现场实时监测与评估、酸化施工及效果评估等酸化配套技术。不仅达到了注水井增注的目的,而且加深了对注水井目的层的 相似文献
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《天然气与石油》2016,(6)
镇北油田存在常规酸化注水井注入压力高,二次沉淀严重问题。针对长庆镇北油田复杂岩性地层的特征和以往注水井酸化效果,进行解堵方案分析,拓展复合酸化技术在注水井中的应用,研究适应长3、长8储层的酸化液配方,并通过模拟程序"顶替液→油田回注水→前置酸→主体酸→后置酸→顶替液"进行评价。结果表明,注入水和前置液都会对岩心渗透性造成伤害,主体酸可以对岩心中的部分可溶矿物进行溶蚀,与注入水中的微粒等发生反应,使得岩心的渗透性得到较好的恢复和提高,后置酸液通过维持体系p H值防止二次沉淀发生。矿场应用表明,酸化解除了储层伤害,3口试验井酸化过程中施工压力明显降低,降压幅度明显高于以往酸化井,取得较好的酸化效果。 相似文献
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西峰油田长8层注水现状及投注措施效果 总被引:4,自引:0,他引:4
为了查明西峰油田长8层注水井注水初期压力高、注水压力上升速度过快的原因,对其储集层物性、水敏性、润湿性、地层水化学特征及注入水水质进行了室内分析与实验.储集层致密、孔隙喉道细微和油层的中性弱亲油特性是导致水井注水初期压力较高的主要因素.岩心注水实验表明,中等程度水敏及注入水与地层水不配伍产生BaSO4、CaCO3结垢是造成地层伤害、注水压力升高过快的主要原因.统计和分析了油田注水井不同完井工艺及投注措施对注水压力的影响,认为对长8层而言,保障注水质量、以射孔 水力压裂复合工艺完井、注水前用复配以防垢剂和黏土稳定剂的活性水洗井并对地层进行挤注活性水段塞处理(防膨及解堵措施处理半径应大干4 m)、同层污水回注等措施均有利于预防和减轻地层结垢和水敏伤害,保持注水压力稳定.图8表6参15 相似文献
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随着渤海油田的开发,注入水与储层水质不配伍,引起井下管柱腐蚀、结垢,造成储层污染、堵塞和注水压力升高等问题。常规酸化手段存在二次沉淀、有效期短等问题,通常需多轮次解堵,导致解堵费用较高。为达到注水井降压增注的目的,借鉴油井压裂增产的原理,提出通过清水微压裂解堵且不加砂的方法在储层附近形成微裂缝,再复合螯合酸化技术,提高酸液波及系数和指进,阻止成垢离子二次沉淀。该技术在渤海某油田注水井现场应用结果显示,该井作业后注水压力显著下降,日注水量及视吸水指数均大幅度提高,生产7个月后日注水量依旧保持平稳,无明显波动,表明微压裂酸化复合解堵技术具有改善储层渗透率、降低注入压力、增加注水量,且作用周期长的特点,具有较好的推广应用前景。 相似文献
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渤南低渗油田注水井欠注层伤害机理研究 总被引:1,自引:1,他引:1
渤南油田五区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层;油藏为轻质油-稀油油藏。原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点,组分含硫量低;地层水总矿化度较高,水型为NaHCO3型。研究了渤南油田注水井伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素;注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高,易形成盐酸不溶垢和有机垢;细菌和油质的共同作用增加管路的腐蚀,形成铁垢,逐渐降低地层的渗透率,严重时堵塞地层。 相似文献
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为了解决砂岩热储地热水回灌难题,确保地热资源的持续开发利用,开展了胜利油田东营地区地热回灌井钻井完井技术研究。在分析热储层地质特点及回灌井钻井完井技术难点的基础上,将油田油气井的钻井和射孔完井工艺应用到地热回灌井中,进行了钻具组合、钻井液和完井技术研究,形成了地热回灌井钻井完井技术,并在探灌1井进行了现场试验。结果表明,探灌1井热储层位于沾化凹陷馆陶组,试水温度68 ℃,试水水量90~105 m3/h,回灌量90~105 m3/h,实现了完全回灌。东营地区地热回灌井钻井完井技术解决了砂岩地热水回灌技术难题,保障了该地区地热能产业的健康发展,具有较好的推广应用价值。 相似文献
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碳酸盐岩水平井酸化改造的关键问题是水平段如何均匀布酸,常用方法是采用多级暂堵工艺。但元坝海相长兴组气藏由于埋藏超深、温度高,常规的暂堵剂无法满足施工要求。为此,研制了新型有机纤维暂堵剂,输送介质采用高黏压裂液,室内实验测试可降低岩心渗透率1 000倍以上,具有较好的物理暂堵效果,同时纤维在高温酸液中溶解率高,实现了暂堵后零残留。酸化前利用液氮诱喷钻井液净化水平井井筒,酸化工艺采用多级暂堵交替注入,依据水平段储层分布及衬管段确定暂堵级数,暂堵液与胶凝酸以“初期低排量、暂堵定排量、后期大排量”的方式交替注入,实现水平段的均匀布酸。该工艺在现场实施4口井,暂堵有效率近80%,增产有效率100%,表明对深层碳酸盐岩水平井改造有较好的针对性。 相似文献