西峰油田长8层注水现状及投注措施效果

为了查明西峰油田长8层注水井注水初期压力高、注水压力上升速度过快的原因,对其储集层物性、水敏性、润湿性、地层水化学特征及注入水水质进行了室内分析与实验.储集层致密、孔隙喉道细微和油层的中性弱亲油特性是导致水井注水初期压力较高的主要因素.岩心注水实验表明,中等程度水敏及注入水与地层水不配伍产生BaSO4、CaCO3结垢是造成地层伤害、注水压力升高过快的主要原因.统计和分析了油田注水井不同完井工艺及投注措施对注水压力的影响,认为对长8层而言,保障注水质量、以射孔 水力压裂复合工艺完井、注水前用复配以防垢剂和黏土稳定剂的活性水洗井并对地层进行挤注活性水段塞处理(防膨及解堵措施处理半径应大干4 m)、同层污水回注等措施均有利于预防和减轻地层结垢和水敏伤害,保持注水压力稳定.图8表6参15     

安塞油田杏河区长6油藏注水高压区形成机理研究

安塞油田是典型的特低渗透油藏,安塞油田杏河区长6油藏在注水开发过程中出现了注水压力高、注水困难的问题。通过对储层进行敏感性评价、注入水对储层伤害模拟试验等研究,表明杏河区长6油藏储层物性较差、水锁和贾敏效应是该区注水井压力高、难注的一个重要的内在因素,而注入水与地层水不配伍、注入水中的悬浮颗粒和细菌超标是造成注水压力高的重要原因。     

M油田注水井堵塞原因分析及解堵增注措施研究

M油田经过较长时间的注水开发后,部分注水井出现了注水压力升高的现象,且经过常规酸化解堵措施后,有效期较短,因此,需要研究更加高效合理的解堵增注措施以满足该油田注水开发的需要.通过对M油田注水井堵塞原因分析,结果表明,该油田注入水和地层水中均含有较多的成垢离子,在储层温度和压力条件下容易结无机垢对储层造成堵塞,另外,注入...     

绥中36-1油田注水井堵塞原因分析及对策

绥中36-1油田注水井注入压力普遍偏高,导致注水量下降,地层能量亏空,油田开发受到影响。注水井注入压力上升的主要原因是地层受到堵塞,此文从注水水质、储层敏感性和工艺措施三个方面分析了绥中36-1油田注水井堵塞的原因,提出了解除注水井堵塞的对策,并以D17井和E7井为例论述了氟硼酸体系对绥中36-1油田注水井解堵的有效性。     

低渗透注水开发油田储层吸水能力研究

低渗透油田注水开发过程中注水井吸水能力低,启动压力和注水压力高,而且随着注水时间延长,矛盾加剧,甚至注不进水.注水井吸水能力低或下降,除与沉积微相、孔隙结构、油层渗透率等内在因素有关外,还与注采井距偏大和油层伤害有关;注入水水质或者作业压井液不合格、不配伍,会污染和堵塞油层,降低注水量.此时应针对造成油层伤害的原因,采取相应的解堵措施,以恢复和提高注水井吸水能力.以某油田为例,探讨了低渗透注水开发油田储层吸水能力.     

江汉油田难注井降压增注工艺技术的研究与应用

江汉油田潜43油组属于低渗透储层,生产中注水压力高,严重影响了油水井的正常生产。通过研究潜43油组地质特征,分析储层伤害的各种因素,结合储层敏感性评价,认为油层在注水过程中发生伤害的主要原因为:注入水与地层水不配伍,产生沉淀和结垢;水质不合格,所含机械杂质堵塞地层。针对存在的问题,通过室内试验优选组合酸,运用降压增注工艺技术,较好地解决了注水压力高的难题,收到良好的效果,建议在相似油层上推广使用。     

矿化度梯度注水工艺新技术研究

注水是保持地层压力、提高原油采收率的主要措施之一。对含有敏感性矿物的砂岩储层,注水引起的水敏伤害是导致注水井吸水能力下降的主要原因之一。针对荣兴屯油田储层含敏感性矿物较高的特点,开发了将注入水矿化度逐级从地层水矿化度降至水源水矿化度的梯度注水工艺新技术。为加强增注效果并便于现场实施再辅以投加粘土稳定剂。室内试验及现场应用表明,该工艺较常规的措施适应性强,增产增注效果好。     

大港低孔低渗油田欠注井治理对策研究

大港南部油田储层低孔低渗,敏感性强,且地层水矿化度高,造成注水井油田注水压力以年均0.8～1.5 MPa的速度上升,给安全生产造成隐患。通过对南部油田油层岩性、物性、水质等影响因素分析,并结合注水井吸水曲线特征,进行了不同类型油藏针对性的酸化、降压增注工艺的优化,优化工艺实施后注水能力平均提高50%以上,注水压力降低2～10 MPa,取得了明显的降压增注效果。     

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。     

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。     

单井增压注水技术在油田的应用

为了使油田持续稳产和提高油田最终采收率 ,大部分油田采用注水开发的方式。通过注水井给油层注水进行能量补充以保持地层压力。但是注水井注入量的多少 ,要根据油井产出量的多少和地层压力变化的大小等情况来定 ,是有严格的配注量要求的 ,注多或注少了都会直接影响油田的开发效果。由于地下地层构造、油层物性、原油物性的变化以及生产过程中造成的油层污染堵塞等方面的原因 ,总有少数注水井在系统注水压力允许范围内完不成配注量要求 ,必须采取对油层进行酸化、压裂改造或提高系统注水压力等改造措施。但是这些改造措施的投入费用都很大 ,…     

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl₂;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO₃。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO₃。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。     

渤中28-2南油田注入水伤害研究

注水开发是渤中28-2南油田的开采方式,本文通过储层敏感性分析、注入水水质分析、注入水与储层流体配伍性分析、注入水结垢伤害预测,确定注入水水质超标,注入水及污水与地层水不配伍产生碳酸盐垢,注入水悬浮物含量、粒径、盐敏、速敏是引起渤中28-2南油田储层伤害的关键因素。因此,应采取防垢措施,改善注入水水质,保证油田注采平衡。     

老新油田老二区储层伤害因素分析及防治措施

江汉油田老新油田老二区在注水开发过程中出现油井低液低产、注水井吸水能力下降,地层能量严重不足,水驱开发效果变差等问题。从注入水的配伍性、储层敏感性、注水水质等方面分析了老二区储层伤害的潜在因素,认为老二区储层伤害的主因素为储层水敏、结垢及注入水水质不达标,并针对伤害因素提出了相应的防治措施,实施效果明显。     

渤中25-1/S油田注入水堵塞机理

通过对渤中25-1/S油田储层敏感性、注入水质及注入水与地层水混合结垢等伤害因素分析、评价,查找出注入水水质超标、注入水与地层水混合结垢、储层敏感性、悬浮固相及油污、注水管线腐蚀等是引起渤中25-1/S油田注水井堵塞的主要原因,对于更好地解决其注水堵塞问题具有一定的指导意义。     

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。     

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。     

姬塬油田注入水与地层水配伍性研究

姬塬长8储层在采用清水进行注水开发过程中,存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、注采严重失衡等问题,严重影响油田开发效果。本文在对该区块注入水、地层产出水组成分析的基础上,将结垢趋势预测和室内模拟实验相结合,详细分析评价了注入水与地层水的配伍性。配伍性实验结果表明:姬塬长8储层地层水为CaCl2水型、注入水为Na2SO4水型;地层水与注入水以任意比例混合后,在30℃下均无垢生成,80℃下均产生了碳酸钙结垢而无硫酸钙垢形成。结垢趋势预测结果表明:在30℃下地层水与注入水混合后基本不生成碳酸钙垢;在50℃下,随着地层水比例的增加,碳酸钙结垢趋势增加,当地层水与注入水之比为4∶6 10∶0时,显示会有碳酸钙垢生成;在80℃下,碳酸钙垢趋势明显增加,地层水与注入水以任意比例混合后均会产生碳酸钙垢;在30℃、50℃、80℃下地层水与注入水以任意比例混合后均无硫酸钙垢结垢趋势存在。综上所述,姬塬长8储层注入水与地层水配伍性差、结垢是造成姬塬长8储层注水压力高的主要原因之一。     

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。     

渤南低渗油田注水井欠注层伤害机理研究

渤南油田五区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层;油藏为轻质油-稀油油藏。原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点,组分含硫量低;地层水总矿化度较高,水型为NaHCO3型。研究了渤南油田注水井伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素;注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高,易形成盐酸不溶垢和有机垢;细菌和油质的共同作用增加管路的腐蚀,形成铁垢,逐渐降低地层的渗透率,严重时堵塞地层。