XX油田BL49块低渗透油藏储层性质与注入水伤害机理研究

常规注水开发是目前低渗透油田最为常见的开发手段。随着开发的进行,受储层物性及注入水水质的影响,地层内部易受到一定程度损害导致储层渗透性进一步降低,地层亏空加剧。通过对XX油田低渗透油藏BL49区块进行储层岩性特征、微观孔隙结构特征及注入水水质等分析研究,发现该块储层具有一定的水敏、盐敏及酸敏性;储层喉道半径主要集中在0.2～0.9μm之间,与注入水中的悬浮颗粒粒径不配伍,易在地层内形成堵塞。同时注入水细菌含量及含油量超标,会对储层造成一定程度伤害。     

低渗透油田注水井井底滤饼渗透性影响因素研究

针对低渗透油田注水井井底滤饼堵塞,本文通过模拟井底滤饼的形成过程,根据达西定律,测定在高温高压滤失仪中形成的滤饼的渗透率,研究了固相颗粒中值粒径、滤饼厚度及压力对注入井井底滤饼渗透率的影响。结果表明:固相颗粒粒径中值越大,形成的滤饼渗透率越大;形成的滤饼厚度越大,滤饼渗透率越小;滤饼随注入压力的增大,滤饼渗透率降低。     

特低渗透油田注水井储层伤害因素分析

随着勘探开发技术的提高,特低渗透油藏投入开发的比例越来越大,但是开发过程中却碰到了越来越多的问题,例如,储层易受伤害,注入压力不断升高,水井注不进水就是问题之一,针对这种情况,以X特低渗透油田Z储层为例,通过室内实验确定了注水过程中导致储层伤害主要有以下几种类型：①注入水中的机械杂质形成的堵塞;②注入水与储层岩石的不伍性;③注入水与储层流体的不配伍;④注入水中备种细茵对储层伤害。     

海上低渗油田注水水质对储层影响实验研究

针对海上低渗油田注水水质不达标问题,通过理论分析和室内实验的方法 ,从储层伤害机理、固相颗粒浓度、粒径中值、含油量和配伍性等方面开展了注水水质对储层影响的实验研究,并依据企业标准对渤中25油田的水质控制指标进行了优化设计。研究结果表明,水质伤害储层的重点在悬浮固体含量、粒径中值和含油量,当二者共存时将加重伤害程度;为最大限度地降低伤害程度,优化设计渤中25油田的有效注水水质控制指标为:悬浮颗粒粒径中值为1~2μm,悬浮颗粒质量浓度为1~3 mg/L,含油为5~10 mg/L,伤害率控制在20%~40%,实现低渗油田的有效注水开发。     

聚硅纳米增注技术在临盘油田的试验应用

纳米降压增注技术为现河采油厂工艺所引进开发的新技术。胜利油田拥有丰富的低渗油田储量,注水开发是低渗透油田的主要开发方式。同国外低渗透油田采收率相比,胜利油区低渗透油田采收率偏低。这主要是由于胜利油区主要低渗油田储层以中孔、小孔为主,喉道中值半径小于1．5μm,储层粘土矿物相对含量高,储层敏感性强,普遍存在注水压力不断上升、注水困难等问题。因此,寻找降低注入压力、提高增注效果的材料和工艺措施成为低渗透油田注水开发的攻关目标之一。     

高尚堡油田注入水水质标准实验研究

以高尚堡油田沙三储层为研究对象,应用室内岩心模拟实验研究了注入水中悬浮固体含量、粒径、含油量和硫酸盐还原菌对储层的伤害,研究结果表明,注入水中的悬浮物、含油、细菌均会对油层产生伤害,建议高尚堡油田注水控制指标为悬浮固相含量小于3mg/L,粒径小于2.5μm,含油小于6mg/L,硫酸盐还原菌小于25个/mL。     

高尚堡油田注入水水质标准实验研究

以高尚堡油田沙三储层为研究对象,应用室内岩心模拟实验研究了注入水中悬浮固体含量、粒径、含油量和硫酸盐还原菌对储层的伤害,研究结果表明,注入水中的悬浮物、含油、细菌均会对油层产生伤害,建议高尚堡油田注水控制指标为悬浮固相含量小于3mg/L,粒径小于2.5μm,含油小于6 mg/L,硫酸盐还原菌小于25个/mL.     

注入水中固相颗粒对储层伤害的研究

注入水中的固相颗粒的含量是注入水水质监测的一个重要标准,粒径较大的固相颗粒会在注入井井底形成外泥饼,同时,小粒径的固相颗粒可以进入储层造成内部伤害,严格控制注入水中固相颗粒含量是提高采收率的有效手段。通过岩芯流动实验研究了固相颗粒对不同渗透率级别的岩芯的渗透率的影响,不同固相含量的驱替水对岩芯渗透率的影响;比较每块岩芯的伤害率的变化情况,来确定岩芯的水质伤害标准,为注水开发的水质标准提供参考。     

齐家-龙西地区扶余致密油储层特征研究

近年来,齐家-龙西地区扶余油层提交了大量的探明储量,由于扶余油层沉积环境为三角洲平原和前缘亚相,但其主要为渗透率1.5mD左右的致密油层,通过对储层岩石的矿物成分、孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互之间的连通关系进行评价和分析,结果表明其储层岩石颗粒细小、排列紧密,粘土成分含量高等造成扶杨油层孔隙以缩小粒间孔为主,面孔率低,连通性差,常规水驱开发难度大。喉道半径小是造成储层渗流能力低的主要原因,渗透率小于1mD时,喉道以半径小于1μm微喉道、微细喉道为主;渗透率在1～2mD时,喉道以微细喉道和细喉道为主;随着渗透率的增加,其可动流体百分数也随之增大,成对数关系,1.0mD的储层其可动流体为41.4%,说明对于致密油层而言,注水开发难度大,可动流体含量低,稳产难度大。本文对扶余油层孔隙结构及渗流特征的研究,可谓为扶余油层不同尺度孔隙介质储层开发方式的优选提供技术支撑。     

安塞油田长5储层注水对储层的影响研究

注水开发过程中油层的主要伤害体现在注入水与地层岩石不匹配和注入水与地层流体不配伍方面上,且注水层渗流通道易受损害的部位是吼道。长期注水开发导致储层特性发生变化,注入水的长期水洗和冲刷会提高储层渗透率,改变储层的润湿性与孔隙结构,并使注水开发后期储层的微观复杂度增大。针对安塞油田长5的低渗、低压、低产的典型油藏,应在注入水中加入粘土防膨剂以及粘土稳定剂,并严格控制水中机械杂质的含量。以孔隙结构与喉道中值为依据控制水中的固体粒径,并对注入水进行过滤处理。在注入水中加入表面活性剂,使强亲水性的岩石转为弱亲水,有利于油在渗流通道中的流动。。     

回注水中固体颗粒对储层伤害的实验研究

回注水中的悬浮固体颗粒进入储层导致储层渗透率降低,而较为严苛的水质要求会增加回注水处理的经济成本,研究不同渗透率储层回注水中悬浮固体颗粒的回注界限具有重要意义.以孤岛油田X区块中高渗油藏为例,基于采出液中悬浮固体颗粒质量浓度和粒径分析,通过岩心流动实验研究不同粒径、质量浓度的悬浮固体颗粒溶液通过渗透率不同的人造岩心时对岩心渗透率造成的损伤,并分析注入速度对上述结果的影响.结果表明:注入速度对悬浮固体颗粒溶液侵入岩心的伤害影响较小;悬浮固体颗粒对侵入储层的伤害程度随着岩心渗透率增大而降低;对于同一级别渗透率的岩心,固体颗粒质量浓度越高、粒径越大,对侵入储层的伤害程度越严重.最终通过最小曲率插值法对实验结果进行处理,得到了适用于孤岛X区块不同渗透率储层的悬浮固体颗粒溶液的注入界限,对提高油田注水效果有重要指导意义.     

浅析特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

本文主要以特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉的特征为文章阐述的主要内容,通过对岩心样品的恒速压泵进行测试,对其特低渗透岩石油藏储层微观孔喉的特征进行研究。其中,储层的有效喉道半径、有效空隙半径和有效空隙体积、有效喉道体积和喉孔比等特征都与其中的空隙度、渗透率具有较好的相关性。以下将针对此展开详细的分析。     

低渗透油藏复合增注技术研究

胜利油区近年来发现的低渗透、特低渗透砂岩油藏,开发中普遍存在产能下降快、注水压力高和解堵效果差的实际问题,严重制约了该类型油田的有效动用。在对低渗透油藏储层特性系统分析基础上,评价了注入水悬浮固相微粒、乳化油对储层伤害,研究了储层残余油、润湿性对水相渗透率的影响规律,研制了耐高温高盐的表面活性剂增注体系,结合地层预处理技术,形成适合不同井况条件下低渗透砂岩油藏复合增注技术。     

商河油田注水配伍性及增注措施实验研究

商河油田属低渗储层,为了预防在注水过程中对储层造成的伤害,在投入注水开发前室内采用静态分析与动态流动实验相结合的手段,对现场提供的注入水与储层的配伍性以及增注解堵措施进行实验研究。结果表明：明化镇水对储层产生较强的水敏伤害,渗透率降低58~85％,如作为注水水源,在注水前和注水过程中必须对储层进行粘土稳定处理;沙二水对储层的伤害主要表现为中等水敏伤害、悬浮颗粒堵塞,对储层的粘土稳定处理和对沙二水的精细处理可显著提高储层的渗流能力;KS-1型粘土稳定荆适合该储层低渗的特点,可作为该储层的粘土稳定处理荆;盐酸可作为注入沙二水后储层解堵首选酸液。     

特低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征

通过物性分析、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞技术对鄂尔多斯盆地F油田延长组长81特低渗透砂岩储层样品进行分析测试,研究其微观孔隙结构特征。研究表明,研究区储层孔隙喉道类型多样是其渗透性差的主要原因,储层以残余粒间孔和溶蚀粒间孔为主。孔隙喉道偏细,多属小孔微喉道;喉道分布具有单峰、双峰和多峰的特点;储层非均质性增强,渗透率有增大的趋势;储层微裂缝较为发育。储层物性参数的差异、孔喉特征参数的差异等均归因于微观孔隙结构的差异。     

西峰油田长8储层孔隙结构特征及粘土矿物分析

通过岩心室内实验,分析了西峰油田储层孔隙结构参数、喉道峰值分布规律,结果表明储层空隙结构以细喉道和微细喉道为主,喉道半径主体分布在0.1μm～4μm之间,其最大值为4μm;储层粘土矿物实验数据表明,储层存在酸敏、速敏和水敏的潜在危害;这些结论对西峰油田油水井开展各种增产增注措施具有一定的指导意义。     

纳滤装置在改善低渗透油田注水开发效果分析

低渗油田储层粘土矿化度高,注水后结垢易堵塞孔隙及喉道,孔隙流通性受到破坏导致渗透率大幅度减小。以新疆某低渗透油田为例,采用含膦聚马来酸酐作为防垢剂,利用纳滤装置处理水质。有效降低了水质矿化度及钙镁高价例子含量,缓解了聚合物抗盐抗钙压力,防止结垢堵塞,纳滤出水符合聚合物调驱用水要求。     

特低渗透油藏渗流机理的研究

特低渗透油藏储层具有储层孔喉结构差、物性差、非均质性强的特点,特低渗透油藏渗流机理也与常规油藏储层渗流机理不同。油藏初期产量高,但是递减速度快快,油藏保持低压,导致采用注水方法效率低、见效慢。通过对特低渗透油藏储层的渗透规律、储层敏感性、相渗规律等进行研究,分析特低渗透油藏渗流机理,对指导油藏后期开采工作有重要意义,达到实现特低渗透油藏高效开发的目的。     

特低渗储层降低渗流阻力改性注入剂研究与应用

长庆油田渗透率为0.3mD左右特低渗储层(长8)具有孔喉中值半径小(0.1μm)、水驱压差高(15～30MPa)、见水前的平均采油速度小(0.1mL·min-1),现场实际产能低(1.2t·d-1)、注水压力高(17～20MPa)等特点,为有效开发此类油田,经室内一系列的性能评价实验,确定最佳注入技术,研制出经济有效的降低注水流动阻力的BCD-08改性注入剂。室内实验结果表明,该剂可改善相渗特征,降低渗流阻力。长庆西峰油田注水地层(长8)现场试验结果表明,BCD-08可有效提高储层渗流能力,明显改善吸水剖面。     

低渗油藏注水保护技术研究

低渗透油藏具有孔隙喉道小、泥质含量高、渗透率低等特点。在注水过程中,注入水与储层里的粘土作用,造成渗流阻力大,注水压力上升。注水压力高导致低渗油藏长期欠注,油藏采出程度低,是低渗透油藏开发遇到的普遍难题。本文根据低渗油藏注水损害机理,筛选和研制了适合低渗透油藏的保护剂,该保护剂具有防膨、驱油、润湿反转效果,在莱113-1井应用效果明显,实现了低渗油藏降压增注的目的。