江汉油田注采系统结垢过程与分布特征

通过对整个油水系统结垢区块调研，采用常规垢物分析及X-衍射、能谱分析方法化验垢样，摸清了油水系统结垢的分布规律。分析认为：江汉油田油水系统所结垢物主要是碳酸钙、硫酸钙和氢氧化铁垢，大多数是以上各组分混合的复合型垢。在了解区块的地质特征并对各区块地层水进行全分析的基础上，得出影响区块结垢的地质因素及水化学特征。     

吉林油田注采系统腐蚀、结垢防治技术

针对吉林油田注采系统普遍存在的严重的腐蚀、结垢现象，对腐蚀、结垢因素进行了分析。研究、开发了投资少、见效快、工艺简单的水质化学处理工艺及油井腐蚀、结垢防治技术。实践表明，该技术可有效地控制注采系统的腐蚀、结垢问题，并极大地减少作业工作量和腐蚀、结垢造成的损失，具有显著的社会效益和经济效益。     

储层注采系统结垢机理与结垢部位研究

1．注采系统储层碳酸钙结垢机理 在储层中，注入水与地层水中均含有一定量的Ca^2＋、CO3^2-和HCO3^-等多项离子。在地层中钙离子和碳酸根离子结合生成碳酸钙沉淀。在反应中，一般pH值低于7．5时只有少数的HCO3^-离解成CO3^2-，而朝阳沟油田扶余层地层水pH值从5口井资料看约为7．6。地层水中含有CO3^2-较少，约114．038mg／L。因此，实际中要研究CaCO3在油层结垢问题主要应考虑Ca^2＋与HCO2^-的反应，当反应系统中含有CO2且分压减小时，在同样温度、压力下，离子平衡向有利于碳酸钙沉淀生成的方向移动，碳酸钙的沉淀量增加，系统成垢的趋势增加，碳酸钙的溶解度也降低。显然储层碳酸钙结垢问题，不仅与地层水、注入水所含离子及数量有关，而且与注采系统温度、压力有关。     

油田热采注汽系统软化污水结垢原因

中国石化股分有限公司胜利油田分公司现河采油厂乐安油田热采注汽系统于 2 0 0 0年 2月使用软化污水以后 ,在炉管、蒸汽输送管线、井下工具等部位发生了结垢 (结盐 ) ,造成 30 1号湿蒸汽发生器爆管事故。X -射线衍射、能谱元素分析表明 :污水中二氧化硅及钾、钠离子超标 (SiO2 含量 5 0mg/L ,Na+ +K+ 含量2 4 4 4 .7mg/L)导致在高温加热条件下生成硅酸盐沉积是上述部位结垢的根本原因 ,而注汽系统及井下管柱泄漏引起温度、压力改变导致了结垢的发生。建议应对泄漏部位及时维修并研制相应的高温抗垢剂。     

低渗透油田合理注采井网系统探讨

本文简要总结了低渗透油田注水开发的基本特征，阐述了裂缝对低渗透油田开发的影响。在对目前常用的规则井网系统分析的基础上，对扁井网在低渗透油田开发中的可行性进行了探讨。     

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。     

新型注采特征曲线的推导及应用

基于累积注水量、累积产油量属于随时间增长函数的规律，推导出了一种新型双对数注采特征曲线，给出了利用迭代确定配注水量的方法，经实例验证，本文方法有效可靠。     

鄯善油田J2S油藏东区优化注采系统研究

以鄯善油Ｊ２Ｓ油藏东区为研究对象，建立了三维定量地质模型及目标函数，在历史拟合的基础上，结合油藏工程研究成果，编制了不同开发技术措施的４种三十余个计控方案，并进行了技术，经济指标预测。确定了实现目标函数的实施方案，并完成单井，单层的配产配注。该成果提供的调控１９９５年在现场逐步实施，明显改善了油田开发效果。     

江汉油田注水系统节能配套技术

针对江汉油田注水系统存在的高能耗、低效率问题，提出了注水系统参数优化技术、注水泵配套改造技术、注水管网调整技术、柱塞泵变频技术、分压分质注水技术以及注水站调控技术等节能改造配套技术，实施后，取得了较好的节能效果。     

北大港油田注采压力体系研究

本文通过埋藏深度从６０２ｍ至４０３０．８ｍ的北大港油田８个开发区原始地层压力，地层温度，饱和压力，注水泵压，地层破裂压力，以及出砂界限等纵向变化特征，研究地层压力保持界限，合理生产压差和注水压差的纵向分布规律。     

水驱油田合理注采压力系统

合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷：①“吸水、产液指数法”未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②“吸水、产液指数及注采比法”未考虑油水密度差异及体积系数;③“吸水、产液指数比及注采压差法”不具有理论和实际意义;④“考虑单井及地层压力变化法”未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1-3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m³/d,比调整前增加12 452.41 m³/d,合理注水量为15 906.88 m³/d,比调整前增注13 566.88 m³/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。     

纯化油田回注污水结垢性与配伍性研究

胜利纯化油田注水水源为纯梁（油气水集输处理），首站污水，碳酸钙结垢引起注水压力上升，影响油田生产，在室内通过加入助凝剂和混凝土剂进行化学混凝，静置沉降，过滤后加入稳定剂，将该污水转变成为符合注入水行业标准的净化水，该净化水pH=8.-8.3，成垢离子Ca^2 ,Mg^2 ,HCO3^-1等含量较高，但根据饱和指数SI和稳定指数SAI预测无CaCO3结垢倾向，配伍性实验结果表明；在油层温度（90℃），下密闭加热7天，首站污水，纯梁油田及其边缘井产出水均产生沉淀，不同比例的首站污水与纯梁，边缘井产出水混合水也产生沉淀，相互不配伍，处理后的首站污水仍保持清澈透明，按不同比例与纯化油田及其边缘井产出水混后后，水色清亮，浊度略上升，但无沉淀生成。     

孤岛油田聚合物驱过程中油藏注采调整研究及应用

孤岛油田注聚合物开发11年来，在完善注聚区注采系统、处理特殊油压井、治理层系间窜漏等方面进行了深入分析研究和矿场实践，形成了一些比较科学合理的方法和配套技术；同时运用数模技术在优化注聚参数、合理提液时机和提液幅度，对外围水井降水降压加快边角井见效的时机和幅度等方面进行了深入的研究，并且把研究成果及时的运用于矿场注聚油藏的注采调整和现场管理工作中，明显的改善了注聚开发状况，取得了显著的降水增油效果。     

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。     

油田注水地层结垢机理及分布特征

本文从油田水化学特征与结垢的关系等方面论证了油田注水地层存在着硫酸盐结垢的问题，从理论分析和油井取心实例讨论了地层结垢机理与分布规律。     

北大港油田注采压力体系研究

北大港油田原始压力系数随油藏埋藏深度增加而增大，８个开发区埋深为６０２－４０３０．８ｍ压力系数由１．０增至１．４５。埋深大于２３００ｍ时，压力系数为１．０，属常规压力系统；大于２３００ｍ时为异常高压区。地饱压差、破裂压力亦存在同样变化趋势。对具体开发区而言，保持较高地层压力，不但有较高的有效渗透率，而且泵效也高。鉴于此，中浅层油藏地层压力保持在饱和压力以上，主力油层则保持在原始压力附近；马西等深层     

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾,以油藏工程和采油工程基本原理为基础,从采油和注水系统（从地下到井筒到地面）入手,研究建立了中含水期合理的注采压力系统,对油田目前的注采压力系统进行了评价,结果表明,注采井数比保持在1：1—1：1．15范围内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。在此阐述的研究方法,对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有普遍推广的应用价值。     

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

针对鄯善油田进入中含水期开发后,低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾,以油藏工程和采油工程基本原理为基础,从采油和注水系统（从地下到井筒到地面）入手,研究建立了中含水期合理的注采压力系统,对油田目前的注采压力系统进行了评价,结果表明注采井数比保持在1：1～1：1．15内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。研究方法对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有一定的应用价值。