S油田X区块注入能力影响因素及改善对策

S油田X区块注水井注入量未达配注要求,平均日欠注量约3 000 m3,注水欠注率约20.2%。为解决欠注问题,对该油田储层、注入水质、管柱工艺等多方面进行分析,剖析注入能力影响因素。研究表明:含聚污水回注、储层速敏损害、历史解堵措施效果有限是影响区块注水的主要因素。通过针对性实施氧化解堵、合理优化配注、解堵技术升级后,区块注水欠注率降低至11%,注水效果显著改善。     

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。     

水力深穿透射孔-酸化联作复合增注技术

针对低渗透油田欠注井日欠注量不断增加的问题,利用水力深穿透射孔-酸化联作复合增注技术,对欠注井实施攻欠增注,有效调整注水开发油田平面和纵向上的矛盾,完善注采关系。该技术是将水力深穿透射孔与酸化处理各自优势进行互补的一项增注工艺技术,具有效率高、有效期长等特点。营12-136井的现场应用表明,使用该技术后注水压力由实施前的25MPa降至6MPa,日注量增加了70m3,对应油井日产液量由4.8t上升至5.7t,动液面由1243m上升至1056m,累计增油157t。     

运用水驱特征曲线和劈分系数法确定注水井配注量

注水井合理配注是油田注水开发管理工作的一项重要内容,以提高油田注水开发效果为目标,研究了注水井注水量的定量化配置问题。根据注水开发油田特有的水驱特征曲线关系式,推导出了两种利用配产量确定区块配注量的计算模型,并建立了符合油田实际情况的注水井注水量劈分系数。应用表明,该计算模型具有一定精度、实践性较强,为注水井合理调配提供了依据。     

超低渗透油藏长8区块欠注井综合治理对策研究

长庆油田姬塬刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3mD以下。区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20MPa,且部分注水井长期达不到配注要求,实施压裂、酸化等增注措施后,仍然欠注;区块还存在局部异常高压带,注水压力超过22.5MPa,给区块长期稳产带来影响。针对这一现状,开展了欠注井综合治理对策研究。通过研发新型降压减阻剂来对区块进行整体降压;优选出适合于超低渗透油藏的单井增注措施工艺和局部增压措施,解决了部分措施无效井和局部异常高压带导致的注水困难的问题。通过矿场试验取得了很好的效果,共解决了55口井的欠注问题,日增注998m3,有效地解决了超低渗透油藏的高压欠注问题,为超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路及借鉴。     

特低渗透油田注水井解堵增注技术

在水质改善的基础上,以区块整体增注为先导,应用了以砂岩缓速酸降压增注为主导的工艺技术,推广应用了适应于桩西油田不同欠注水井增注特点的双源振动解堵技术、聚能冲压增注技术、聚硅纳米增注技术等系列增注工艺,有效地解决了桩西油田高压低渗区块水井增注难题。该技术在23口井应用后,平均单井压降3.2MPa,累增注水量7.96×104m3,对应油井累增油3260t。     

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。     

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。     

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。     

花土沟油田倒置电泵增注工艺研究

花土沟油田部分注水井由于位于油田边缘或断层附近,储层物性差,有效连通率低;或因管线长、落差大,造成压力损失大,从而导致这些井欠注,无法满足开发要求。针对这种生产现状,通过分析论证,在花土沟油田研究试验了倒置电泵增压注水工艺技术,通过三口欠注井的成功应用,解决了此类注水井长期欠注的问题,补充了地层能量,提高了对应区块的油井产能。     

注水井解堵增注工艺技术在文南油田的应用

文南油田具有高压低渗的特点,二、三类层物性相对较差,注水压力逐渐升高,注水越来越困难。通过认真分析欠注井主要污染类型,以区块整体增注为先导,应用了以砂岩缓速酸降压增注为主导的工艺技术,与此同时,拓宽技术手段,推广应用了适应于文南油田不同欠注水井增注特点的氧化深穿透、无钙沉淀、纳米粉体、缩膨增注等系列增注工艺,有效地解决了文南油田高压低渗区块水井增注难题,在现场应用后取得了好的措施效果。     

锦州油田注水配套技术的实践与应用

锦州油田主要为砂岩油藏,地层中黏土含量高.长时间注水使黏土中的蒙脱石易发生水化膨胀,导致地层堵塞,引起地层渗透率下降,严重影响油水井的正常生产.同时由于注水管网投产年限较长,已不能满足油田高压注水的要求,常规污水水质与标准注水指标差距较大,欠注井逐年增加,油田水驱效果逐渐变差.针对这一现状,锦州油田充分利用欢三联污水深度处理站的有限水源,对潜力区块实施注水配套技术,有针对性地加强潜力区块储层敏感性研究,实施储层防膨,改善注水配伍性,实施单井增注,建设注水站集中增注.改善了注水水质,保证了注水压力,提高了水驱效果.文章介绍了锦州油田注水区块高效开发的一系列技术.     

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。     

注水井预处理工艺研究试验

白2块沙海组下段储层物性较差,为低孔、低渗、小孔喉储层,中等偏强水敏性。为避免注水过程中因粘土矿物水化膨胀导致注水压力上升、欠注或注不进等现象的发生,影响区块开发效果,开展水井预处理工艺研究。通过室内理论分析评价筛选出适合该区块的药剂配方体系,现场试验6口井,措施成功率100%。执行试注水后,初步见到措施的效果,为下一步区块注水开发提供了技术依据。     

鄯善油田注水井欠注原因分析

注水是保持鄯善油田地层能量的主要手段。随着油田开发的不断深入，注水井欠注问题日益突出,增注措施缺乏针对性，效果不理想，注采矛盾加剧。文章通过对欠注井的油藏特征、措施状况及注水历史等的有机结合，研究分析了鄯善油田欠注井欠注的主要原因，为油田实施增注措施提供了依据。     

倒置式潜油电泵井下增压注水技术研究与应用

涠洲12-1N油田是注水开发油田,地饱压差大。该油田注水水源由涠洲12-1A平台提供,管网注水压力14 MPa,在该注入压力下,注水量有限,注采比仅为0.25。为满足注采要求,必须进行增压注水(净增压值7 MPa),但由于受平台空间的限制,地面增加设备非常困难。提出了运用潜油电泵"倒置"于注水井井筒中,将14 MPa注水源增压至21 MPa来实现增压注水的方案。现场实验结果表明,涠洲12-1-B15井注水量由330 m3/d增加至1100 m3/d,满足了注采要求。该研究成果填补了国内海上油田井下倒置式潜油电泵增压注水的空白。     

QK18-1 油田注水开发储层损害研究

QK18-1油田沙河街组油藏注水开发近20年,目前75%以上的油井欠注,油田经济效率低。为明确储层损害机理、建立提高油田注水井吸水能力的有效方法,通过室内静态配伍性实验、水敏性评价实验和水质调研结果,结合铸体薄片和电子显微镜照片对比了探井和开发井储层岩心的微观地质特征,分析了该油田注水困难的原因。结果表明,储层损害的关键因素是混合污水与地层水不配伍形成粒径为10~30μm的CaCO_3垢,在储层中呈菱面体、自形程度高的CaCO_3垢晶呈颗粒状分布在孔隙中及喉道处导致储层物性降低;混合污水矿化度低,回注引发水敏损害。水处理系统悬浮物含量超标也是影响注水效果的重要因素。针对油田注水开发中储层损害问题,提出了预防措施和建议,以提高注水井吸水能力,保证油田注采平衡。     

砂岩油藏注水井脉冲式在线注入酸化增注技术

注水是实现油田长期稳产和高效开发的关键技术。受储层物性及注入水水质等因素的影响,华庆油田部分区块注水压力逐渐上升,高压欠注井越来越多,而目前现有的酸化增注技术暴露出有效期短、多次酸化增注低效、措施占井周期长、设备动迁困难、作业成本攀升等问题。针对以上问题,结合目标区块储层特征,通过大量室内实验调试对比,将常规六齿氨基羧酸螯合剂配位键升到八位,形成八齿螯合剂,增强了对金属离子的捕获、螯合、包裹作用,通过酸液复配,优选出一种适合目标储层的酸液体系;与此同时加强设备优化改进,添加远程操作系统,提高精准度;通过地面配套脉冲式柱塞泵注程序,形成了注水井脉冲式在线注入酸化增注技术。截至目前现场应用4井次,措施后平均单井注水压力下降9.0 MPa,单井日增注14.0 m3,平均有效期已达182 d,降压增注效果显著,有效期长;同时该技术解决了占井周期长、设备动迁困难等问题,现场操作简便,建议推广应用。      

精细过滤技术在GN131断块的应用

孤岛油田开发于 70年代 ,随着油田的开发 ,一些低渗透、低产能区块相继进入开发阶段 ,ＧＮ131(孤岛南部 131)区块由于地层渗透率低 ,对回注污水水质要求高 ,造成欠注严重 ,自 80年代以来 ,地层产能逐渐降低 ,严重影响了该区块的原油采收率。为了改善回注污水水质 ,提高注水能力 ,恢复地层产能 ,提高原油采收率 ,从 2 0 0 0年 4月份开始 ,胜利孤岛油田在ＧＮ131断块采用精细过滤技术使回注污水达到行业标准。目前 ,已取得较好的现场应用效果 ,回注水量由 16 6ｍ3/ｄ提高到70 0ｍ3/ｄ ,取得明显的经济效益。1 概述ＧＮ131断块是一个受孤南断…     

胜利油区边缘区块同井井下采水注水工艺

边缘区块距离主力油田较远,随着地层压力的下降以及含水的增加,其产能也越来越低。为提高此类区块的开发效果,开发了同井采水注水工艺技术。该技术利用浅层水为水源、电泵为注水动力设备,不用地面设备就可以把水直接注入到目的层,有效地解决了边缘区块能量补充难的问题。该工艺技术注水压力高,注水量大,能够直接获取注水层的注水压力和间接获取注水量资料。同井采水注水工艺的研制成功和推广应用,为边缘区块的经济、高速开发提供了一套可靠的能量补充技术。