绥中36-1油田注入井欠注原因及治理建议

绥中36-1油田欠注井占总注入井井数的23%,主要是注入压力高导致欠注。对该油田储层特征、注水水质、注聚井堵塞物等因素进行分析,剖析注入压力高的原因。研究表明:储层胶结疏松、泥质含量高、微粒易运移、水敏性强是储层欠注内在因素。外因主要是注水水质超标、管壁腐蚀结垢严重、聚合物吸附堵塞。通过加强腐蚀研究工作、水质分级控制、除铁杀菌以及优化加药系统等措施可有效控制注水水质。注水井酸化体系中强化对Fe、O、S等元素化合物的溶蚀,注聚系统通过加多重滤网过滤并运用复合型化学解堵剂进行解堵可有效解除注入井堵塞,达到增注的目的。     

刘峁塬长8油藏提高压裂措施效果方法研究

姬塬油田刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3 mD以下。该区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20 MPa,且有部分注水井长期达不到配注要求,采取压裂、酸化等降压增注措施后仍然欠注。针对该问题,开展了新型降压增注剂研究。通过室内实验,分析该区块的高压欠注机理后得出:区块欠注原因为储层物性差,渗透率低,注入水和储层存在强水敏效应,注水过程中存在贾敏效应,注入水与地层水不配伍。根据欠注原因研发了具有酸性、降黏、防膨、防垢、除垢能力的新型降压增注剂。通过矿场注水站投加6个月后,70%的注水井压力平均下降0.8 MPa,单井日注水量从8 m3增加到25 m3,取得了较好的降压增注效果。新型降压增注剂为解决超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路,为提高区块压裂措施效果提供了新的方法和借鉴。     

化108区增注措施效果分析

随着油田开发的不断深入,化108区注水设备及管网不能满足实际需求的矛盾日益突出,日欠注量由2014年的136 m3增加到280 m3,严重制约着本区油田注水任务,影响油田开发效果。通过对欠注影响因素进行分析,确定了主要矛盾,制定了切实可行的解决方法,通过注水泵房的改造、更换新管线、改善注水水质等一系列工作,实现了供注负荷匹配,降低了该区块欠注量,保证了区块正常注水,奠定了油田稳产基础,使该区块走上了良性开发循环轨道。     

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。     

段六拨油田注水过程储层损害原因分析

段六拨油田注入矿化度较低的清水后,注水压力持续升高、注水量逐渐下降,造成区块注水困难,欠注严重。为了解决这个问题,对该地区的储层特征、粘土矿物含量、岩心敏感性、注入水性质等方面进行了研究试验,并结合实际注水压力、注水量、吸水指数的变化进行了分析。研究结果表明:造成该油田注水过程中储层损害的主要原因是低矿化度注水产生的水敏损害。     

渤海油田注水井多效复合酸解堵技术应用研究

渤海油田注水井在注水过程中普遍存在储层堵塞,导致注入压力高,注水量达不到配注要求。针对渤海油田注水井存在的问题,经过室内实验,研发出了一种新型BDF–01多效复合酸液体系,该体系在渤海油田3口注水井中采用单步法施工工艺进行了现场应用。应用结果表明,该体系酸化后视吸水指数是酸化前的1.9~3.8倍,取得了良好的解堵效果。     

一种复合酸在BZ34-1油田X井的应用

BZ34-1油田X井受储层条件和生产方式影响,存在比较严重的高压欠注问题,常规酸化有效期短,解堵增注效果不理想。在深入分析X井欠注原因的基础之上,利用有机酸、无机酸和有机解堵剂的复合解堵作用,研发了一种复合酸。应用该复合酸酸化后,X井注入压力下降了2 MPa,注水量提升了100 m3/d,增注效果明显。     

姬塬油田G83区长4+5储层欠注机理分析

姬塬油田G83区长4+5油藏欠注井逐年增多,且大多数欠注井多次治理无效,急需深入认识油藏储层的微观结构变化特征,研究注水井欠注机理,从而解决注水井欠注、注水压力高、欠注治理无效的问题。为此开展了储层特征研究、水驱实验、配伍性实验、注入水水质分析等。研究表明：注水不配伍、微粒运移、注入水水质不达标导致地层堵塞是欠注主要原因。     

绥中36-1油田注聚井注入压力高原因分析及增注措施

绥中36-1油田注聚井注入压力高导致欠注井的比例占到35％.造成注聚井注入压力高的原因主要为:储层岩石胶结疏松、泥质杂基含量高,微粒易运移;早期注水已使储层遭受一定程度的污染;聚合物的吸附滞留造成近井地带堵塞;现阶段井口平台注入水水质不达标;高浓度聚合物母液与配注用生产污水不完全配伍;过滤系统精度不够,大颗粒絮团或聚合物鱼眼随注入水进入地层.可通过严格控制注入水水质、确定最佳清污混注比例以及在注聚系统加多重滤网过滤消除注聚井外来物质堵塞,并采用复合型化学解堵剂进行解堵,从而达到增注目的.     

多组分复合解堵降压增注技术在安塞油田的应用

针对造成安塞低渗透油田储层堵塞的原因,提出了多组分复合解堵降压增注技术,通过室内实验模拟了本技术在安塞低渗透油田的适应性。酸质解堵处理剂对低渗储层岩心改善效果显著,氧化剂起到了降低腐蚀速率和保护钢材的作用。在安塞油田现场的试验表明,油井产液、产油上升较快,含水平稳,增油效果明显;注水井的注水量在能达到配注要求的同时,注水压力下降明显,降压增注效果较好。     

高青油田樊107块欠注原因分析及治理对策

针对高青油田樊107块注水井高压欠注难题,通过对该油田储层的物性、注入水水质、注入水与地层水配伍性试验进行研究分析,确定了高青油田樊107块储层欠注的主要原因。结果表明:储层原始物性差(平均渗透率为8.7×10~(-3)μm~2),注入水水质不达标,注入水与地层水配伍性差是欠注的主要原因。基于此,有针对性地提出了预防储层损害的措施和手段,以期改善注水效果,提高注水效率。     

瓦窑堡元峁井区高注水压力原因分析

瓦窑堡油田元峁区块长2油藏在考虑了天然水侵量的情况下,还有近3万m3的亏空,但现场反映注水压力居高不下,无法完成配注要求。本文通过储层敏感性实验、注入水水质分析、配伍性研究及污水处理剂室内评价等,得出了导致注水井注水压力居高不下的主要原因是污水处理剂配伍性差和细菌堵塞。     

氧化-酸化复合解堵工艺在油田注水中的应用

注水是目前油田开发中提高储层压力、提高单井产能和采收率的主要方法之一．由于注人水质、储层流体、储层物性、细菌代谢产物等原因，在储层中形成堵塞。影响注水工作，甚至无法正常的注入．氧化-酸化复合解堵工艺，具有适应性强，解堵范围广，反应残余物少，对储层伤害低，施工简单的特点，该技术的应用能够有效地改善注水井储层的物性．提高注水量，达到开发方案中的配注要求．通过在青海油田4井次的现场试验，取得了较好的效果．具有良好的推广性。     

渤海西部海域某区块油田注水过程储层伤害机理

基于海上油田高效开发的理念,如何在注水开发过程中降低储层伤害成为高效开发海上油田的关键。针对渤海油田某区块注水过程中注入压力偏高、地层欠注等问题,进行了储层敏感性分析,以及悬浮物、垢样的扫描电镜分析等。实验发现:储层具有中等偏强的水敏伤害,黏土矿物蒙皂石以及伊/蒙间层不同程度地发生膨胀、分散,造成储层堵塞。注入水中的悬浮物含量高达16.7mg/L,严重超出平台标准要求;注入水中的颗粒粒径大约集中在30μm,容易造成储层堵塞。储层经过注水冲刷,孔喉中零星分布着大量的碳酸盐颗粒,使得储层渗透率降低。在明确了注水开发过程中储层伤害机理的基础上,提出了优化加药方式、酸化等保护措施。施工后注水井井口注入压力下降了7MPa,日注水量增加了6倍,酸化解堵效果明显。     

改善低孔低渗油藏注水技术研究及应用

本布图油田投入开发的焉2区块,含油层位为侏罗系三工河组,属低孔低渗储层。这类油藏普遍存在注不进,采不出的矛盾。针对该区块注水井的欠注问题,在开展了储层特征及其对注水井吸水能力影响的研究基础上,通过该区吸水能力研究,确定了合理注水压力;通过研究井网、井距对注水开发的适应性,不断完善注采井网,西北部注水井已基本达到配注要求,满足注采平衡;通过开展室内实验研究,优化出适应储层的酸化配方、施工参数设计,矿场应用起到了显著的降压增注效果;制定了适合该区注入水水质标准并配套实施了水质处理技术,针对注水系统未建洗井回水管汇,引进应用了ZXJC30-Ⅳ型注水井活动洗井车洗井技术,有效地解决了注水井洗井问题和其它相关工艺配套技术应用问题。通过对研究成果的现场应用,使本布图油田焉2区块实现了良性注水开发,同时对于开发类似区块提供了可借鉴的经验。     

微压裂酸化复合解堵技术在渤海某油田的应用

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。     

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。     

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。     

在线酸化装置实现移动式增注

长庆油田在多年的注水开发中,部分区块注水压力高,达不到配注要求,增注有效期短,尚无长效措施。微弱酸酸化技术就是在注水过程中,利用在线注入设备将长期作用的酸化液与水同注,解除储层的深度方向堵塞,改善储层吸水剖面,达到增注的目的。在线酸化撬装设备可在注水井注水过程中连续添加酸化液,实现不间断加料,     

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。