海拉尔盆地贝301区块注水开采室内研究

海拉尔盆地贝301区块为中．低孔渗储层,储层敏感性矿物含量高。通过大量的静态与动态模拟实验,对储层的伤害机理与防治措施进行了室内实验研究,考虑在注水过程中控制粘土矿物的水化膨胀和分散运移,稳定注水井的注入能力。通过室内实验对现场即将使用的多种粘土稳定剂进行评价,优选出了与贝301区块油藏配伍的粘土稳定剂,形成了由室内实验到现场应用的注水开采技术。     

醇基酸化液在海拉尔盆地敏感性储层中的应用

海拉尔油田贝301试验区块自全面投入注水开发以来,部分井存在注水压力上升快、吸水能力下降的情况。为解决完不成配注的问题,根据海拉尔油田贝301试验区强水敏特性,室内复配筛选了低破碎高效防膨醇基酸液体系。该体系具有较好的溶蚀、低破碎、破乳、助排、抑制二次沉淀等性能,现场应用2口井,取得了较好的效果,可在海拉尔油田贝301试验区块强水敏储层进行规模化推广应用。     

宝浪油田宝中区块注水开发过程中储层敏感性及其预防措施研究

宝浪油田属于低孔低渗和低孔特低渗碎屑岩油藏，储层整体物性差。在注水开发过程中部分井出现注水越注越困难的现象。针对这一问题，室内试验评价了储层岩石的水敏性，系统分析了该区块注水井吸水能力差的原因。并针对性地研究出提高强水敏储层注水井吸水能力的预处理技术。该技术可降低注入水对储层的伤害，提高注水井吸水能力，保证油田正常注水。     

萨中萨零组油藏注水开发试验

萨零组油藏为中-低孔渗储层,储层中粘土矿物含量高,表现出强水敏特征。为了注水开发保护储层,对储层的伤害机理与防治措施进行了室内实验研究,通过大量的静态与动态模拟实验,说明了油田注入水对储层造成的伤害,并阐述了影响因素。考虑在注水过程中控制粘土矿物的水化膨胀和分散运移,稳定注水井的注入能力,对现场即将使用的多种粘土稳定剂进行了评价,优选出了与萨零组油藏配伍的粘土稳定剂,为萨零组的注水开发奠定了基础。     

海拉尔盆地裂缝性潜山油藏合理开发方式研究

针对苏德尔特油田布达特群潜山油藏具有裂缝型油藏和双重孔隙介质油藏两种储层介质类型的特点．参考国内外潜山油藏开发的经验，结合油藏工程方法、数值模拟方法，对苏德尔特油田潜山油藏合理井网井距及注水方式进行了研究，形成了潜山油藏注水开发技术，为苏德尔特油田的整体开发提供技术支持．同时为类似油田的高效开发提供借鉴。     

强水敏性稠油油藏开发技术政策界限——以王庄油田郑36块沙一段为例

为了有效动用强水敏性稠油油藏储量,在室内试验的基础上,利用油藏数值模拟技术开展了强水敏稠油油藏的动用界限研究。对比评价了天然能量开发、常规注水、注蒸汽吞吐及蒸汽驱等开发方式的开发效果,对各种开发方式的转化时机进行了优化,并确定井距为283m,注汽强度为200t/m,初步形成了强水敏稠油油藏的开发技术政策界限。在王庄油田郑36块沙一段进行应用后,累积产油量为17.9×104t,实现了强水敏稠油油藏大规模工业化开发。     

强水敏地层提高注水能力的预处理技术

介绍了宝浪油田宝北区块低孔低渗且强水敏储层注水井油层损害的机理、保护油层的注水井预处理技术室内研究及现场试验取得的效果情况，为低孔低渗油气田强水敏储层的注水开发提供了成功的经验．     

张店油田注水井粘土稳定剂配方的室内筛选

张店油田属强水敏地层，注水开发的关键是防止储层发生粘土膨胀，对一系列粘土稳定剂进行粘土防膨和岩芯流动试验，筛选出适合张店油田注水井的最佳粘土稳定剂配方为2％JJA＋2％NH4Cl。用该配方处理后的岩芯，注张店注入水50PV后，渗透率保持率达94．74％。     

粘土稳定剂在宝浪油田注水过程中的筛选与应用

宝浪油田属于低孔低渗油气藏,储层属强水敏。注水过程中注入粘土稳定剂是保护油层的重要措施,它可以在一定程度上稳定粘土,从而稳定注水井的注入能力,通过室内试验对多种防膨剂进行评价,优选后的防膨剂配方在现场应用过程中取得了良好的效果,对宝浪油田的注水开发起到了十分重要的作用。     

鄯善油田注水井堵塞特征及解堵技术研究

鄯善油田属于低孔特低渗油田,注水井注水压力逐年上升,注水井欠注已成为突出矛盾,严重影响油田注水开发效果。室内试验和现场经验认为储层敏感性、注入水水质、地层结垢以及增注措施的影响是油田注水井伤害主要因素。通过开展岩心溶蚀试验,认为多氢酸体系在该地区具有良好的适应性,并以此确定出用酸强度等关键参数,绘制了相应的应用图版。     

低渗强水敏油藏整体防膨注水开采技术研究与应用

本文以车排子油田齐古组油藏为例，介绍了低渗强水敏油藏注水开发中应注意的问题、水敏与防膨机理。以及高效低成本整体防膨注水开采技术的研究思路与应用效果。强水敏性储层的保护与改造，通过该油田的成功实践，为我国类似的特种油气藏注水开发提供了一定的借鉴。     

牛东火山岩油藏试注分析与注水工艺对策

三塘湖盆地牛东区块上石炭统卡拉岗组（C2k）油藏是吐哈油田首次发现的裂缝一孔隙型火山岩油藏,通过对牛东区块前期试注井的注水指示曲线、压降曲线、吸水剖面等资料的分析,提出了该区块的注水工艺技术对策,优选了注水井口、管柱及地面注入压力系统等级等。在牛东区块注水3-艺设计中．综合运用吸水指数法、地层破裂压力法进行注水量预测,科学准确地预测了注水量与注水压力等级,为吐哈油田火山岩油藏注水开发提供了技术支持。     

薄互层油藏水平井注采试验数值模拟研究

与水平井采油一样,水平井注水作为一种高效的油气开采技术,越来越多的应用于各类复杂油藏开发中。以特低丰度薄层油藏实际区块为实例,通过理论分析、数值模拟及矿场试验等方法,研究薄互层油藏水平井注采开发规律。研究结果表明:水平井注水可形成很好的线性均匀驱替,延缓注入水突破时间,提高水驱波及效率,达到增加注入量、降低注入压力、改善油田开发效果的目的。以肇州油田M井区为例,提出水平井见水后应以注水井为重点调整对象,合理调整注入量或封堵高渗吸水层位,可实现水平井单井含水率下降的目的。     

塔河油田缝洞型油藏周期注水开发技术政策研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层非均质性极强,受构造和岩溶作用影响,溶洞和裂缝空间发育、分布规律复杂,致使其注水开发方式与常规砂岩油藏有很大区别,通常采用低注高采、缝注洞采的注水方式;但是随着注水开发的深入,部分缝洞单元注水效果开始变差。利用数值模拟方法研究了周期注水开发方式,并论证了注水时机、注水周期及周期注水量等注采参数。研究认为,注水时机在含水率达到80%时为宜,周期注水量为5.1×104 m3,每个周期注水时间为50 d,采用注水30 d、关井20 d的方式间歇式注入。     

塔河油田奥陶系断控岩溶油藏注水方式优化

塔河油田奥陶系断控岩溶油藏为典型的缝洞型油藏,具有剩余油挖掘潜力较大,注水开发效果明显等特征,但该类储集体采用不合理的注水方式极易造成注入水沿储集体上部通道快速窜进,出现暴性水淹,致使水驱效率低,稳产时间短。利用油藏数值模拟技术结合矿场统计的方法,从断控岩溶的主控因素出发,给出该类型储集体合理的注水方式及注采参数,为今后提高该类型储集体的采收率提供借鉴。     

低压水敏储层清防蜡技术

介绍了为解决低压水敏储层油井结蜡所开展的声波防蜡、微生物防蜡、磁防蜡技术的研究及应用。在对原油性质及储层特征进行研究的基础上,对油田常规热洗清蜡工艺进行了分析,提出了常规热洗清蜡工艺在解决低压水敏储层油井结蜡中存在的问题。通过几年的研究与应用,优选出适用于低压水敏储层油井的清防蜡工艺,确定了各清防蜡技术的技术界限。清防蜡新工艺与油井检泵周期结合,不仅达到杜绝储层污染、防止油井结蜡、保证油井稳定生产的目的,而且防蜡不影响油井正常生产,提高了油井生产时率、降低了油井清防蜡成本,提高了油田开发效率。现场共实施各种清防蜡措施456井次,减少热洗4256井次,节约热洗费用1414万元,创造经济效益1239万元,投入产出比达到1∶3。     

马王庙油田敏感性储层注水开发的经验与教训

马王庙油田含油层位为下第三系新沟咀组下段，储层敏感性较强，注水开发过程中，储层敏感性的表现是随着注水时间的延长，注水压力上升，油层吸水能力下降，注水井周围地层压力不断上升。针对这种现象，在研究储层特征的基础上，模拟矿场注水条件，进行不同条件下的岩心水驱实验。实验结果表明，岩心水驱后，空气渗透率损失10.2%-34.6%，水测渗透率下降80%以上。水驱前后岩心对比测试表明，水驱后孔隙结构变差。通过相同储层、不同区块注水开发效果的对比分析，综合室内研究结果，总结出敏感性储层注水开发的经验和教训。