渤南油田高温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；地层水总矿化废较高．一般为l100—19900mg／L，水型为NaHCO3型。研究了渤南油田注水并伤害机理，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害及损害程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透特性是注水井损害的内在因素，注入水中悬浮固相颗粒、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。     

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。     

滨南油田低渗高压欠注井酸化增注技术研究

对低渗高压欠注井进行酸化增注措施可以有效地解除储层伤害,恢复并提高注水量。但对具体区块而言,应首先弄清储层伤害的类型、程序,根据不同的岩性段和层组所具有的不同岩性、物性及伤害因素,采用最经济有效的酸化增处理措施,有针对性地优选结合储层特征的低伤害酸液体系和工艺参数,才能提高欠注井酸化增注的有效率。     

渤南低渗透油田欠注井增注技术取得突破

日前，由河口采油厂研究的渤南低渗透油田欠注井酸处理增注技术通过了管理局科学技术委员会的评定，认为这项技术达到国内先进水平。     

渤南低渗透油田注水井欠注层损害研究

研究了渤南油田注入水对储层的损害机理 ,评价了注入水水质、悬浮物、游离油和乳化油滴、结垢及细菌等因素对储层造成的损害程度。研究表明 ,渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层受损的内在因素 ,注入水中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标、水质不合格是外在因素 ;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了管路的腐蚀 ,形成铁垢 ,逐渐降低了地层的渗透率 ,严重时可堵塞地层     

安塞油田欠注井治理对策评价

安塞油田注水开发20多年,开发技术日趋成熟,效益不断扩大,但在注水开发的过程中,由于受到地层物性、井筒及地面系统等因素的影响,导致部分注水井欠注现象较为频繁,未能真正意义上实现有效注水,进一步影响了注水开发效果。文章针对安塞油田近年来欠注井因素分析,分类采取各类有效治理对策的效果进行总结评价,为后期该项工作的进一步开展提供依据。     

宝浪油田低渗储层欠注井增注技术研究与应用

宝浪油田属于低孔、低渗-特低渗油藏,焉2区块、宝中Ⅱ油组、宝北Ⅰ+Ⅱ油组注水井欠注严重,常规酸化增注效果不理想。针对这一问题,在进行了注水井欠注原因及酸化技术难点分析的基础上,优化研究了酸液配方和不排酸酸化工艺技术,并配套了憎水剂增注、活性水增注等酸化后处理技术。通过7口井的现场应用,累计增注25 173 m~3,取得了较好的增注效果。     

江汉油田难注井层增注技术研究及应用

通过对江汉油田注水井难注井层难注原因分析,进行室内实验,对注水井难注井层增注工艺技术进行筛选优化。根据研究结果,现场应用取得了显著的经济效益和社会效益,并总结出了一套适应江汉油田难注井层的增注技术系列及工艺流程。     

低渗欠注井酸化增注技术研究与应用

阐述了一种低渗欠注井酸化增注的系统实验研究方法，通过酸化前储层评估、储层敏感性研究、长短岩心流动模拟试验，结合^19FNMR残酸离子测试分析、酸化工艺参数优选、现场实施后评估技术等，有针对性地对低渗欠注井进行酸化解堵，该系统方法应用于油田取得了较好的效果。     

临南油田注水井伤害评价及对策

通过室内试验，研究了临南油田注水井伤害机理。结果表明．造成该油田注水井堵塞的原因有：固相颗粒堵塞、注入水与地面水不配伍形成无机垢堵塞、细菌堵塞。针对注水井储层伤害．采用油层保护技术，进行水质改造，实施合理的解堵工艺，来延长解堵增注措施有效期，经现场应用后效果显著。     

分层注水井封隔器检验新技术

井下封隔器的密封状况检查在油田注水开发过程中是一项非常重要的工作。在吸收国内已有的经验和方法基础上，开发出了压力、流量组合验封仪器和工艺技术。该技术是利用密封段密封配水器中心通道，通过改变井口注水压力来了解配水器以下的流量和压力的变化情况，判断封隔器密封状况。该技术于2000年9月在胜利油田孤岛采油厂投入应用，到2002年10月底累计完成水井验封308口，共验证封隔器582级，封隔器密封良好占71．9％，失效占28．1％。同时发现，孤岛采田厂最常用的K344-114型封隔器的密封良好率71．8％，而K344-115型和Y341-115F型的密封良好率分别只有57．2％和60％。该技术简单易行，验证结果准确可靠，可以在油田推广应用。     

低渗透油田抽油机井系统效率及评价指标

对比分析不同时期系统效率指标,发现仅以绝对系统效率值作为考核指标,由于没有同一比较基准,不能准确反映机采系统投入与产出的关系。通过理论分析、实测计算表明,低渗透油田抽油机井系统效率存在最大值。采用系统效率实现率指标,能够在同一基准上评价1口井、1个区块或1个油田的系统效率管理工作,并能量化抽油机井系统效率的提升潜力,完善机采系统节能降耗考核指标。     

临南油田油水井套损分析及治理对策探讨

临南油田油水井日趋严重的套损现象,成为影响油田开发效果的主要因素.文中分析了临南油田油水井套管损坏在开发时间、生产区块、井别、构造位置及井身剖面上的分布规律,论述了套管腐蚀穿孔和变形损坏的主要作用机理,并对临南油田预防和治理套损井提出了建议.     

刘庄油田超低渗透储集层注水开发的损害研究

对刘庄油田在注水开发过程中储集层敏感性、注入水水质及结垢对储集层的损害进行了研究,结果表明储集层敏感性损害主要有水敏、碱敏及应力敏感性损害。为达到较好的注水开发效果,建议控制注水压差和采油压差,同时要重视和强调注水过程中的储集层保护。     

温米油田油水井套管损坏机理研究及防治

当今越来越多的强化采油措施使套管的工作环境不断恶化,所受的外载不断增加。现场实际情况表明,油水井投产后,套管承受的外载比完井时大的多,这是造成套管损坏的一个重要因素。因此,认真分析和研究套管损坏的各种因素和机理,改进套管设计方法,满足长期采油需要,是一个亟待解决的问题。     

油水井套管损坏因素及机理分析

注水开发油气田的油水井套管已对油气田开发造成不同程度的影响，本文在国内外数十个大中型油气田矿场调查的基础上，系统地分析了造成油水井套管变形，弯曲，破损的各种因素及其生成机理，并提出了油田开发实践中避免或减少套管损坏的具体措施和建议。     

前置碱剂酸化解堵技术在注水井中的应用

污水回注的注水井经过长期生产，井底存在有机和无机堵塞，造成注水压力偏高，常规的酸化解堵无法清除堵塞，注水井储层伤害的主要原因是有机堵塞（包括沥青和石蜡等），粘土矿物的水化膨胀，内源和外源颗粒造成的速敏伤害。采用前置碱剂和盐酸氟硼酸复合酸解堵技术处理地层，前置碱剂酸化解堵技术将碱化和酸化两种不同工艺有机结合，能够有效解决常规酸化无效的注水井堵塞问题，同时继续和地层矿物反应，进一步改造储层，提高地层渗透率。现场应用表明，经过前置碱剂和氟硼酸复合酸的作用，能够有效清除注水井的有机和无机堵塞，改善井底渗流状况，大幅度降低注水井的注水压力。保证了油藏正常生产。