姬塬油田注水井在线酸化处理液评价及应用

姬塬油田在注水开发过程中普遍存在着注水井压力高甚至注不进的情况。通过实验研究和分析,明确了注水井堵塞的主要原因。研究开发了一套在线酸化处理液体系,通过室内性能评价实验证明该处理液体系适用于姬塬油田注水井。该工艺现场应用11井次,注水井增注及对应油井井组增产均取得良好效果。应用结果表明,在线酸化酸处理液及施工工艺能够有效解除近井地带堵塞,降低注水井注入压力,提高注水井配注量,对老油田提高采收率具有重要意义。     

姬塬油田注水井缓速硫酸盐解堵液体系开发与应用

姬塬油田长8油藏属于典型的"低压、低渗、低产"三低油藏。注水开发过程中存在注入水与地层水不配伍,易生成碳酸盐及硫酸盐垢,造成近井地带堵塞,导致注水井压力高甚至注不进的问题,严重影响油藏开发效果。室内研究形成了一种用于解除注水井硫酸盐垢的缓速硫酸盐解堵液体系,配方为3%HCl+5%JDJ+1%缓蚀剂+清水。通过室内静态性能评价实验,该解堵液体系具有良好的耐温性,缓速解堵性能及螯合、溶垢性能。室内岩心驱替实验表明,该解堵液体系可以将结垢伤害的岩心渗透率由61. 6%恢复至92. 3%。现场应用表明该解堵液体系能够有效解除近井地带堵塞,降低注水井注入压力,提高注水井配注量,对老油田提高采收率具有重要意义。     

低渗油藏降压增注技术

濮城油田小断块低渗透油藏长期回注污水,注水井油层近井地带垢污堵塞,已严重影响油田的注水开发效果。为提高地层渗透率,增补地层能量,对高压低渗注水井,推广实施了缩膨降压增注技术、多氢酸深部酸化技术、精细过滤配套技术,通过应用在降低注水压力、增加注水方面收到良好效果,实现油井增产。     

阿南油田低渗油藏储层伤害分析

目前国内外许多油田都在开展储层伤害研究工作,这项研究对于低渗透油田尤为重要。在分析生产动态和岩心分析基础上,对阿南低渗透砂岩油藏开发过程中的储层伤害做了较为深入的研究。认为目前主要的储层伤害因素有：原油中石蜡析出造成油井井底附近地层渗透性下降;注入水水质差引起注水井近井地带的储层伤害;颗粒运移主要造成地层深部伤害及细菌堵塞、地层敏感性伤害等。     

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。     

中低渗油田提高注水水驱效果配套技术应用

随着油田开采程度的提高以及开采强度的加大,注水开发过程中暴露出许多复杂的问题和矛盾。一是部分老油田已经逐步进入高含水期,主力吸水层水淹程度高,油井产量递减、含水上升,无效注水严重。二是注水井注入压力逐年上升导致注水井欠注和注不进现象,已严重影响了油田注水开发效果。本文针对水井堵塞机理,以解除近井地带有机堵塞及地层深部无机堵塞为原则,形成了具有特色的“三酸两液”的多氢酸酸化体系,同时首次应用低渗微球调剖技术,有效封堵了地层窜流通道,提高了水驱波及面积。     

深层低渗油藏储层介质微观层次变形机理研究

深层低渗油藏生产过程中,近井区域储层孔隙性和渗透性急剧降低,造成油井低压低产和注水井低注入或注不进等问题,严重制约了低渗油藏开发效果。基于低渗油藏开发过程中的变形力学行为,利用微观动力学原理,综合位错运动行为、位错密度及位错增值机理,建立低渗油藏储层介质变形微观动力学模型。实例分析表明,井筒周围储层孔隙性在开发过程中大幅度下降,破坏了井筒周围原油流入井底和注入水流入地层的通道。开展低渗油藏储层介质微观变形规律的研究,对编制低渗油藏开发方案及提高低渗油藏采收率具有重要指导意义。     

延长组特低渗油藏CO2驱储层溶蚀与结垢规律

针对延长组油藏地层水钙镁离子含量高、储层岩石酸敏性矿物多等特点,开展了CO_2驱油藏不同部位CO_2-地层水-储层岩石溶蚀与结垢模拟实验。研究结果表明,在CO_2驱油过程中,在注气井近井地带和油藏深部因压力上升,CO_2在地层水中的溶解量不断升高,溶液的pH值下降,CaCl_2水型地层水没有沉淀产生,且CO_2与储层岩石矿物会发生溶蚀反应,导致岩石渗透率增大;但在采油井近井地带,随着压力的剧烈下降,溶解于地层水中的CO_2会大量逸出,原本溶解于地层水中的部分岩石矿物也会大量析出,产生碳酸钙无机垢。延长组油藏CO_2驱油过程中在注气井近井地带和油藏深部不易结垢,且储层物性会被改善;而在采油井近井地带极易产生无机垢,引起特低渗储层堵塞。     

西峰油田低产井措施适应性探讨

西峰油田处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部,具有"三低一高"特征,油藏开发过程中油层近井地带极易产生损害或堵塞,造成地层渗透率下降,影响油田开发效果,降低油田采收率,通过对西峰油田部分低产井的措施效果跟踪、评价,总结适合于该区块的有效措施,探索不同地质条件下油井增产措施,为后期同类油藏治理提供可靠的措施依据。     

海上高倾角异常高压油藏注水开发提高采收率研究

涠洲11-1油田2井区L3Ⅲ油组是一个地层饱和压差小、弱边水、中高渗的异常高压油藏,储层倾角约27°,油藏整体开发方案(ODP)制定了边部早期注水保压开发、自喷开采的策略。针对开发方案实施后地质油藏特征发生变化,边部储层厚度增加,物性变差,高部储层变薄,物性略变好的问题,通过油藏工程分析和数值模拟方案比选,提出了将边部注水井改为采油井,在油藏腰部和边部各增加一口注水井的调整方案,预计可提高油藏9%的采收率。实施后效果评价显示,油藏腰部的注水井能量补充效果显著,自喷采油井井底流压明显回升,日产量提高近75%,目前采出程度已达到31%,预计最终采收率可达到38.33%。结果说明,高倾角油藏实施腰部位注水效果好,这对同类油藏的开发具有重要借鉴意义。     

低渗透油气藏近破裂压力注水的可行性——以北三台油田北十六油藏为例

低渗透油气藏的特点决定了注水启动压差大,注入压力高,欠注问题严重。压裂、酸化、超声波等增注措施均存在增注水量少、有效期短的问题。当注水压力达到地层破裂压力时,在注水井附近易形成微裂缝,提高近井地带地层渗透率,而注入水沿裂缝壁快速滤失,裂缝延伸压力下降,致使裂缝延伸的长度与高度有限,对隔层、套管的影响较小。北16低渗透油气藏通过近破裂压力注水,注水量增加,地层压力回升,注水波及体积增大,油井见效明显,预测采收率提高。     

用于强采及提高原油采收率的新型化学试剂

提高原油采收率及提高采油速度是石油开采的基本问题之一。油层的开发效果很大程度上取决于采油井和注水井连续高效生产及近井地带油层状况。工艺因素造成岩层中原油绝对渗透率和相对渗透率的降低，油井的实际产量通常低于潜在的产油能力。因此有必要对近井地带油层采取各种措施，以恢复油井的产量。     

低渗透油气藏近破裂压力注水的可行性——以北三台油田北十六油藏为例

低渗透油气藏的特点决定了注水启动压差大,注入压力高,欠注问题严重.压裂、酸化、超声波等增注措施均存在增注水量少、有效期短的问题.当注水压力达到地层破裂压力时,在注水井附近易形成微裂缝,提高近井地带地层渗透率,而注入水沿裂缝壁快速滤失,裂缝延伸压力下降,致使裂缝延伸的长度与高度有限,对隔层、套管的影响较小.北16低渗透油气藏通过近破裂压力注水,注水量增加,地层压力回升,注水波及体积增大,油井见效明显,预测采收率提高.     

义东油田大81-4复杂小断块综合调整措施

义东油田大81-4块为复杂小断块油藏,油层厚,隔层薄,油水关系复杂。为了解决局部注采不完善、储量控制程度低、水井欠注及沙四段油井停产较多等问题,结合该块高精度三维地震资料,在剩余油富集区钻探了补充完善井,提高了储量动用程度;有针对性地转注部分油井,提高了注采对应率;通过对油水井堵塞机理的研究,优选了酸液配方,优化了酸化工艺,水井增注、油井解堵见到明显效果。优选部分油井放大生产压差提液,提高了油井的产能。实施一系列综合调整措施后,该块三年累积增产原油7×104t,标定采收率提高了近3％。     

红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。分析认为,长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小,其次是注入水与地层水不配伍、结垢,加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此,提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明,多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好,具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明,多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染,恢复、提高地层渗透率,达到降压增注的目的。      

沥青质沉积对油井产能影响的模拟分析——以南海北部湾盆地W-1油田为例

油田开发过程中油藏压力、温度等变化会导致原油中沥青质析出并沉积,从而对储层造成伤害并使油井产能降低。以南海北部湾盆地W-1油田为例,利用油藏数值模拟方法模拟了衰竭式开发及注水开发方式下沥青质析出与沉积的过程以及对油井产能的影响情况。由于采油井近井地带压力下降幅度最大,沥青质析出与沉积现象最为显著,造成原油黏度升高和渗透率下降的幅度也最大,从而导致油井产能下降。通过模拟分析,提出了针对由于压力下降导致的沥青质沉积伤害的主要开发对策:一是降低采油井生产压差,如采油井采用小排量生产或者水平井开发;二是提高采油井附近的能量补充速度,如注水井超注、加密注采井距等。基于模拟分析认识提出的水平调整井方案已在W-1油田实施,并取得了一定的增产效果。     

低渗透油藏井网加密试验研究

针对史103井区存在注采井距大、油水井压力传导困难、地层压力保持水平低以及油井见效率低等问题,从体积波及系数、采收率、经济效益等方面对加密调整可行性进行了充分论证,确定了合理的井距和井网密度,优选了加密调整方案。现场实施后,日产油增加40.5 t,自然递减由8.2%下降为3.3%,可采储量增加5.2×104t,水驱采收率由23.6%提高到24.9%,水驱开发效果明显,同时也为同类油藏的调整提供了借鉴。     

胜利油区低渗透油藏提高采收率技术对策

根据胜利油区的开发状况，分别从注采井网的完善程度、油水井井况、注入水水质、采油工艺配套技术的适应性等方面，分析了低渗透油藏开发的主要矛盾和开发潜力；提出了该类油藏提高采收率的对策和技术保障措施。     

王场背斜构造裂缝性油藏注水开发特征研究

江汉油田王场背斜构造储层裂缝发育方向受油藏构造形态及邻近断层的影响,天然裂缝为北东40~70°,人工裂缝为北西40~70°。注入水水线推进受其裂缝发育及油水井所处位置的影响,油井远离注水井裂缝线,注水水线推进均匀,水驱效率高,注水开发效果好;油井靠近注水井裂缝,注入水首先沿裂缝方向朝近距离油井方向推进,该方向油井见效快,水淹快,水驱效果差。在裂缝特征及其对注水开发影响研究基础上,通过注采井网调整、把握注水时机,掌握合理的注采比及采用不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,取得了较好的开发效果。     

敏感性高泥质稠油油藏热采井防砂前的地层预处理技术研究

敏感性高泥质稠油油藏热采井由于泥质含量高,地层敏感性强,在注蒸汽热采的条件下,地层微粒与有机质共同作用,导致近井地层堵塞,影响油井生产。通过实验,研究出一种能够对地层防膨、酸化、溶解有机质的复合体系。用该复合体系在防砂作业前对地层进行预处理,可有效解除近井地层堵塞,提高防砂施工效果。