河南油田高压注水系统有关问题的探讨

自８０年代末以来,河南油田对现有注水压力下不能达到配注量的部分欠注实施了增压措施,主要包括对较分散的注水井实施单井增注,对较集中的注水井实施集中增注或建低压输水管线实施分压注水,文中介绍了河南油田高压注水中分压注水和增压注水的工艺流程、设备选型、运行效果,并对其进行了经济分析。结果是选高压柱塞泵,它的效率高,投资少。它的普遍使用大大缓解了油田注水井的欠注问题。     

葡萄花油田欠注井治理技术应用与发展

本文主要通过对葡萄花油田注水井欠注情况的现状分析,针对不同单井及区块的欠注原因和堵塞类型采取相应有效的增注措施进行综合治理,取得了一定的治理效果,并对各种增注措施的技术和经济适应性进行了分析探讨,为今后外围油田欠注水井的治理工作探索一条有效的途径。     

注水井解堵增注工艺技术在文南油田的应用

文南油田具有高压低渗的特点,二、三类层物性相对较差,注水压力逐渐升高,注水越来越困难。通过认真分析欠注井主要污染类型,以区块整体增注为先导,应用了以砂岩缓速酸降压增注为主导的工艺技术,与此同时,拓宽技术手段,推广应用了适应于文南油田不同欠注水井增注特点的氧化深穿透、无钙沉淀、纳米粉体、缩膨增注等系列增注工艺,有效地解决了文南油田高压低渗区块水井增注难题,在现场应用后取得了好的措施效果。     

大情字井油田水井欠注原因及机理认识

本文针对大情字井油田水井欠注日益严重的问题,通过水井历史施工作业、治理措施实施情况及注入历史动态变化分析,明确了注入水水质不达标是导致水井欠注的主要原因。通过室内实验及机理分析,明确了注入水中悬浮固相颗粒以及地面管线、油套管腐蚀结垢产物进入地层造成储层污染是大情字井油田水井欠注的最主要、最关键的原因。针对水井欠注的影响因素及原因,提出了"以防为主、防治结合"的治理技术路线,2016年2口欠注井治理现场试验取得成功。     

牛圈湖东区注水井欠注原因分析

牛圈湖油田西山窑油藏属“低压、低孔、低渗”的三低油气藏，开采难度大，开采前期都是采用压裂投产，构造缝和后期人工裂缝分布广泛，给注水开发带来了很大的影响。牛圈湖东区是注水开发的新区，目前欠注现象严重，为了确定合理的注水井欠注治理方法，下面笔者将对牛圈湖东区注水井欠注原因作详细分析，并提出下步治理建议。     

花土沟油田套管损坏原因分析及预防措施研究

随着油田的长期注水开发,因不同的地质、工程和腐蚀等诸多因素的影响,近几年,花土沟油田套管损坏速度呈直线上升趋势,严重影响了油田注采结构调整和注水开发效果。本文以花土沟油田历年施工总结为依据,通过对该油田套管损坏类型进行统计、归纳,分析了造成套管损坏的各种因素和生成机理,提出了在油田开发实践中避免或减少套管损坏的措施和建议。     

氧化型深部酸化工艺在西峰油田的应用

西峰油田长8低渗储层欠注水井较多,注水效果不好,普通酸液的增注效果不理想,不利于油田长期稳产。针对注水井初投压力高,正常注水后压力上升快,地层吸水能力下降,注入困难,能耗大的问题,通过岩心溶蚀实验,确定了该油田储层主体的氧化型深部酸化工艺。西峰油田13口注水井的现场试验结果表明,使用氧化型深部酸化工艺后,试验井组注入量与吸水指数比措施前大幅度提高,有效解决了油藏欠注问题,为西峰油田油水井增产增注提供了方向。     

花土沟油田精细注水开发实践及认识

花土沟油田为典型的长井段薄互层复杂断块油藏,非均质性严重,油水关系复杂,注采对应差,注水单层突进,地层压力下降快,产量递减幅度较大。为了改善该油田的水驱开发效果,在精细油藏描述的基础上,通过实施改善水质、完善井网、层系细分、水井分注、剩余油挖潜等精细注采调整工作,水驱控制程度和油藏动用程度得到提高,地层压力稳中有升,自然递减率下降,综合开发效果得到了明显改善。     

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。     

欧31断块水井欠注原因分析及对策研究

注水是已开发油田增加可采油量的经济可行的技术措施之一。注水的目的是通过注水补充地层能量，提高各井动液面、单井采液量、采油量，进而提高整个油田的采出程度。要想达到这个目的，首先要使各注水井达到配注量。分析辽河断陷盆地欧31块构造注水井工作现状，发现地层污染、水质不合格、注水泵压力低、水井出砂、井间干扰等是其水井欠注的主要原因，针对不同原因采取了解堵、改善水质等技术措施，结果表明，各措施均取得了较好的效果。     

油田井口稳流注入技术

为了进一步提高注水合格率开展了注水井稳流装置的研究及现场应用试验。注水井实现恒流注入能提高注水合格率,实现对注水干线上易超注井进行有效控制,使易出现欠注的注水井注水量得到了加强,对于保证油田开发效果具有重要的意义。智能注水调控系统更加适合实施配注间集中供水的情况,不仅可以解决其电力来源问题,而且避免了环境对其造成的影响。     

大庆外围油田套损井分注技术

根据目前大庆外围油田油层跨度大、小层多、层间矛盾突出的特点。在注水过程中，表现出层间吸水差异较大，部分注水井非主力油层吸水异常，为了更好地控制吸水剖面，延长油田的开发时间，水井必须进行分层注水。本文通过对榆树林油田几年来分层状况的统计，提出了适合本油田的注水井分层注水工艺技术，为外围油田进行分层注水提供了可靠的技术保证。     

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。     

低渗透性裂缝型油田注水吞吐采油技术应用探讨

通过对头台油田注水井卸压时出油和注水井转抽后仍具有生产能力的现象进行了分析,应用油层毛细管力的渗吸作用原理,对特低渗透性裂缝型油田应用注水吞吐采渍技术的可行性进行了探讨,为有效开发这类油田提出了一种新的思路。     

胜利油田注水井增注技术新进展

胜利油田主要以注水开发为主,油田现有欠注层1 954层,日欠注8.6×104 m3,其中低渗欠注层576层,日欠注1.2×104 m3。对国内外解堵增注技术主要进展进行了阐述,对胜利油田近年来在注水井增注方面进展情况进行总结,针对不同欠注原因实施了相应的解堵增注措施,主要有在中高渗储层实施了以盐酸、土酸为主的酸化解堵增注措施,在低渗油田中实施了解堵、基质处理及活性降压增注工艺技术,在物理增注方面,主要实施了水力深穿透射流射孔、水平井径向钻进技术、振动解堵增注技术,配套了前期预处理及后期排液等配套技术,并简要进行了对比分析。在新技术应用方面,主要对表面改性降压增注技术、脉冲解堵增注技术试验应用情况进行了总结分析,针对目前欠注注水井存在的问题提出了下步攻关方向。     

酸化磁化振荡增注工艺的应用

通过对梁家楼油田水井欠注原因的分析，提出了酸化磁化振荡增注工艺，并对该工艺的增注机理进行了探讨。研究表明，酸化后，下入磁化振荡器进行注水是一个动态解堵的过程，既有利于注水，又减少或抑制了堵塞物的二次形成，从而保持了酸化效果，延长了增注有效期，现场应用后，酸化磁化振荡增注有效期较酸化增注有效期延长了１．３７～３．７５倍，措施效果明显。     

油田回注水水质劣化原因及机理分析

油田污水经处理后回注,既避免了环境污染,又达到了注水保压的目的。以龙虎泡油田回注水从水处理站至各注水井水质劣化为研究对象,通过对泵送到各注水井过程中的水体、悬浮物等进行细菌分析或元素分析,探讨了水质恶化的原因与机理,并且提出相应可行的水质稳定措施。     

马王庙油田注水开发工艺技术研究

马王庙油田储层层内及层间非均质性严重，平面各小层渗透率变化较大，在注水过程中存在较严重的“四敏”现象。油藏在投入注水开发短短的几年时间内，暴露出注水井吸水能力普遍下降，难注井层增多，直接影响其注水开发效果。本文通过分析马王庙油田注水井吸水能力下降的各种因素和储层损害机理研究，在提高注水井吸水能力矿场试验的基础上，进一步完善了提高新沟嘴组油藏注水井吸水能力的配套技术。通过保障注水水质，合理提高注入压力，搞好斜井分层注水，适时改造油层，选择合理生产压差，进一步提高了马王庙油田注水开发效果。     

振动-酸化复合解堵增注技术在莫北油田的应用

为了解决莫北油田低渗、强敏感性储层注水井欠注问题,通过对莫北油田注水井欠注原因的分析,提出了振动-酸化复合解堵增注技术。探讨了振动-酸化复合解堵增注技术的解堵增注机理,介绍了振动-酸化复合解堵增注技术的现场施工工艺。通过室内岩心酸蚀实验,优选酸液体系,在莫北油田的注水井应用了振动-酸化复合解堵增注工艺技术。应用结果表明,振动-酸化复合解堵技术工艺效果比单纯的酸化工艺效果要好,可起到明显的 解堵增注效果,并能延长增注有效期。     

渤海L油田注水井欠注原因及对策分析

渤海L油田部分注水井投注后表现出注入压力快速升高、注入困难的情况,注水量无法满足油藏配注量。为此对L油田注水井欠注原因进行分析,通过岩心驱替实验评价储层岩石敏感性、钻完井液损害以及注入水对储层伤害,采用静态配伍性实验评价注入水与地层水之间的配伍性。结果显示储层具有强速敏损害,而部分注水井在投注初期注入量即远远超过了速敏损害临界注入量,造成了不可逆的微粒运移伤害。钻完井顺序工作液对岩心渗透率损害率可达35.5%～48.2%,单一注入水对岩心渗透率损害率达31%～35.2%,钻井液固相侵入和注水水质长期超标造成的储层损害是L油田注水井普遍注入能力较差的关键原因。建议L油田新井返排后投注或在投注初期进行酸化减弱钻井液损害,初期注入量应控制在速敏临界流量之下,逐级提高注入量避免发生微粒运移伤害,同时加强注入水悬浮物含量、含油量以及硫酸盐还原菌等关键指标的控制。