塞528区块高压欠注机理研究

针对塞528延9油藏注水井高压欠注的问题,对该区块延9储层的岩石矿物物性、储层敏感性、注入水与地层水水质及配伍性和堵塞物等情况进行了相关室内研究和分析。结果表明:储层原始物性差,弱速敏(28.10%)、中等偏强水敏(69.51%)、中等偏强盐敏(69.51%)、中等偏强土酸敏(52.27%)、弱碱敏(27.50%),注入水与地层水不配伍(产生Ca CO_3、Ca SO_4垢),垢样中含有铁的含氧化合物和部分Ca CO_3、Ca SO_4垢等。剖析了注水井高压欠注的机理,为解决塞528区块高压欠注问题提供了解决思路。     

姬塬油田长8油藏注水井欠注主控因素

姬塬油田长8油藏具有欠注井数多、欠注程度高、形成原因复杂等问题,造成地层能量低和油井递减快,目前已成为制约油井稳产的重要因素之一。针对这一问题,从地质因素和开发因素出发,系统分析了储层渗透率、储层微观特征、敏感性、润湿性、注入水水质和水型配伍性等对注水井欠注的影响,在此基础上,建立了主成分分析(PCA)和最大隶属度相结合的欠注主控因素判别方法,以油田133组欠注井数据为样本,求取了24项关键特征参数的影响权重,发现储层物性、注入水水质和水型配伍性是对姬塬油田欠注影响最为显著的因素;实例应用表明,该方法能够定量、准确地判别注水井的欠注主控因素,为后续有针对性地制定治理措施提供依据。     

姬塬地区长8超低渗油藏注水井欠注规律研究

注水开发作为超低渗油藏主要开发方式,而注水井欠注对油藏开发影响显著。姬塬地区长8油层组为典型超低渗油藏,针对其注水井欠注问题,在分析油藏注水井欠注现状的基础上,通过建立超低渗油藏有效驱动渗透率以及地层结垢量计算模型,系统地总结姬塬地区长8超低渗油藏的储层物性、地层结垢和注入水水质等因素对注水井欠注的影响,并提出对应的解决方案。研究结果表明:地层渗透率小于0.3×10~(-3)μm~2时注水井开始欠注,且表现为长期欠注、欠注程度高的特征;当地层结垢量大于2 000 mg/L或注入水中悬浮物及含油量大于70 mg/L时,引起注水井欠注且表现为后期欠注特征。针对不同影响因素下欠注井的特征,提出5种增注工艺体系,在姬塬地区长8超低渗油藏实施后有效率高达88.2%,可有效治理该地区的注水井欠注问题,同时为同类型油藏的注水井欠注提供理论支持和治理依据。     

不同细菌注浆方法对MICP一相注工艺的影响

为了提高细菌和胶结液的利用率，并得到更好的土体固化效果，基于低pH一相注工艺，分析探讨低浓度细菌分次注入和高浓度细菌一次注入这2种不同的细菌注浆方法对微生物诱导CaCO₃沉积(MICP)技术固化效率的影响。通过水溶液、砂层过滤及砂柱固化试验，从CaCO₃生成量、注浆窗口期和固化强度及均匀性3个方面综合评价了2种注浆方法的优劣。结果表明:在细菌总量一定的情况下，低浓度的细菌(OD为0.45，活性为3 U/mL)分次注入比高浓度细菌(OD为3.6，活性为24 U/mL)一次注入所生成的CaCO₃总量更多，前者约为后者的3倍；一相浆液的pH降至4时，低浓度细菌不易絮凝，能够提供更长的注浆窗口期；低浓度细菌分次注入所形成的固化砂柱其CaCO₃分布更为均匀，且强度更高，当CaCO₃含量都为13%±1%时，其无侧限抗压强度约为高浓度细菌一次注入时的2.5倍。     

陕北旦八油区注水井堵塞原因分析及治理措施

为了解决旦八油区长6储层部分注水井注水压力高、注水不够的问题,通过对该储层注入水和地层水水质分析,研究注入水与地层水配伍性及固相颗粒和乳化油对储层渗透率的伤害,分析注水井堵塞原因,提出负压返吐的解堵方法并进行室内研究与现场试验。结果表明:该储层注入水和地层水都属于CaCl_2水型,注入水矿化度(27 226. 73 mg/L)高于储层临界矿化度(3 556. 54 mg/L),不会引起储层水敏伤害。注入水与地层水混合后存在较强的CaCO_3结垢趋势。固相颗粒存在侵入伤害和外滤饼堵塞伤害。乳化油伤害主要以注入端面堵塞为主。负压返吐解堵方法能够使岩心渗透率恢复至原始的73. 81%,并且现场试验效果良好。     

南海西部油田钡锶防垢剂挤注体系研究

南海西部油田注水开发中富含SO_42-的海水与含有Ba₂₊、Sr₂₊的地层水不配伍,导致近井地带硫酸钡锶垢结垢现象严重。根据防垢剂挤注技术的具体要求,进行了钡锶防垢剂配伍性实验、静态防垢率实验、热稳定性能实验以及岩心动态吸附/解吸附实验,对四种主要成分为HEDP与PESA的复合防垢剂进行评价,结果表明：在120℃下,防垢剂HYZ-121通过调节pH值之后配伍性较好;当质量浓度≥5mg/L时,其静态防垢率＞90%;在120℃下热处理30天后,防垢率下降幅度很小,防垢率仍＞90%;动态吸附/解吸附实验表明,低pH下防垢剂的吸附/解吸附性能较高pH下更好。因此优选出防垢剂HYZ-121来解决南海西部油田结垢问题。     

义65井区高温低渗油藏储层伤害机理分析

义65井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、低黏度和高凝固点等特点,地层水总矿化度较高,一般为1100～19900mg/L,水型为NaHCO₃型。研究了义65井区高温低渗储层伤害机理,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。义65井区地层的水敏性、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。     

PVC包埋苯酚降解菌TX1的研究

采用聚乙烯醇(PVA)为主要载体,添加少量壳聚糖(SA)、SiO₂和CaCO₃,利用聚乙烯醇-硼酸(PVA-H₃BO₃)包埋法,包埋苯酚降解菌TX1并制备成胶珠,研究胶珠对含酚废水的降解。通过正交实验、单因素实验和传质性能分析确定并优化包埋条件,结果表明PVA浓度8%、SA浓度0.2%、SiO₂浓度2.4%、CaCO₃浓度0.4%和饱和H₃BO₃液pH值6.7时,包埋胶珠机械强度好、结构稳定、无泄漏、固定化效果好。同时发现该条件下的固定化细胞培养12 h后对初始浓度为500 mg/L苯酚废水的降解率为78.1%。     

注水井螯合酸复合解堵体系研究与应用

针对海上疏松砂岩油藏使用常规含氟酸液体系酸化易造成岩石骨架疏松和二次伤害的问题，结合海上油田注水井不动管柱酸化和酸化后残酸不返排便直接转正常注水的特点，研制出一套低腐蚀、低沉淀的螯合酸复合解堵体系，并以渤海油田X区块注水井为例，对注水井欠注原因及解堵效果进行分析。结果表明，螯合酸复合解堵体系具有较好的缓速性、缓蚀性和抑垢性，可有效增加酸液作用距离、保障注水管柱安全、避免造成岩石骨架疏松和抑制二次和三次沉淀产生，能高效解除无机物和聚合物伤害；X区块注水井欠注原因主要是水敏、微粒运移、悬浮颗粒、结垢和聚合物等形成的多元复合物堵塞地层；现场应用单井视吸水指数增加幅度大于65.4%，解堵效果显著，可在类似油田推广应用。     

砂岩储层配伍性注水水质方案研究

注入水与储层岩石和流体具有良好的配伍性,是油田注水开发(特别对于中低渗透砂岩储层)过程中“注够水、注好水”的前题条件,其配伍的程度直接影响注水井的吸水能力。因此,必须根据配伍性要求,对注入水的水质进行规范。文中从注入水损害地层机理出发,阐述了评价注水水质指标的技术思路,提出了配伍性注水水质方案的决策思路,并研制了相应的配伍性注水管理软件,对提高配伍性注水的操作与管理水平具有重要的指导意义。     

鄂尔多斯盆地长7页岩储层长岩心注水实验

为了探索页岩储层有效注水方式，采用鄂尔多斯盆地长7页岩露头分别制作长度近100cm、直径近10cm长岩心12个，通过室内实验研究了长岩心连续注水、脉冲注水、不稳定注水、周期注水、水平井注水吞吐及常规井注水吞吐的采出情况。结果表明，在相同的采出程度下，连续驱替含水率最高，间注间采的周期注水方式含水率最低；最终采出程度间注间采的周期注水方式最高，为35.24%，连续注水最低，为28.35%。在相同轮次下，注入压力越高，注水吞吐采出程度越高，最高值为5.08%；在一定吞吐压力下，第一轮次采出程度最高，随着轮次增加，单轮次采出程度大幅下降，第三轮次降幅可达82.61%；水平井注水吞吐效果优于常规井注水吞吐。较高的注水压力，有利于获得较高的采出程度；压力变化幅度大有利于启动微小孔隙中的原油，提高原油采收率。注水吞吐由于缺乏能量连续补充，采出程度比周期注水低约30%。     

喷水温度对缸内喷水柴油机燃烧及性能影响的试验研究

基于一台双缸机械泵柴油机,结合自行开发的高压共轨喷射系统、缸内高温水喷射系统及高性能控制平台,试验研究不同喷水温度下的缸内喷水技术对柴油机燃烧及性能的影响.结果表明,随着喷水温度从25℃提高至160℃,喷入缸内高温高压环境的水的蒸发速度改善,缸内有效做功工质增加,膨胀行程做功量可实现约49.5 J的优化,柴油机指示热效率提高8%.与此同时,提高喷水温度可改善缸内水雾蒸发速率,从而降低缸内燃烧过程的循环波动.     

注水开发工艺技术应用分析

低渗透油藏开发难度极大,主要表现在自然产能很低,甚至没有自然产能,不采用增产措施,根本无法投产,更谈不上正常开发。合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统,这是提高低渗透油气田开发的关键问题。 面对这一现状,本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况,并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术;然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性,并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍;最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。     

煤体脉动注水与恒压注水致裂特征模拟

 为解决煤体恒压注水在实际应用中致裂效果不理想问题, 基于FLAC3D在岩土力学中的应用, 模拟了在脉动注水与恒压注水条件下煤体的起裂过程, 分析了煤体脉动注水与恒压注水致裂特征.数值模拟结果表明, 经水力压裂后, 脉动注水模型中走向方向压裂半径3.3m, 垂直方向压裂半径2.2m;恒压注水模型中走向方向压裂半径0.65m, 垂直方向压裂半径0.96m.煤体脉动注水比恒压注水需要更长时间起裂, 脉动注水模型最终压应力比恒压注水低, 从而得出脉动注水对煤岩体卸压作用明显优于恒压注水.     

C3断块K2t1注水外溢及合理注采比

针对C3断块K2t13边底水油藏地层压力长期得不到有效恢复的问题,在确定注水外溢时机的基础上,应用数值模拟方法研究了注采比、油水粘度比、注水时机、边水体积、注水井位置、地层倾角等因素对注水外溢的影响。利用统计回归方法建立了注水外溢的定量表征模型,进一步结合物质平衡原理开展了合理注采比研究。研究结果表明,注采比对C3断块K2t13油藏注水外溢的影响程度最大;受注水外溢的影响,随着注水量的增加,油藏有效注水并没有得到同步增加,甚至会降低;合理注采比研究结果表明,当注采比在1.8左右时,该油藏地层压力恢复速度才能达到最大值。     

注水井管柱完整性评价及注水参数优化研究

针对塔河油田注水井井筒管柱完整性失效问题,基于氧腐蚀机理模型和ECE模型建立了注水井管柱腐蚀预测模型并验证其可靠性,研究了注采阶段和注水参数对管柱腐蚀的影响规律,建立了基于拉伸失效的注水井管柱失效判据,绘制了不同注水排量和溶解氧浓度下注水井极限允许注水量图版.研究表明,注水井管柱腐蚀主要发生在注水阶段,随注水排量和溶解...     

南海深水井下采注技术挑战与对策

南海油气资源储量丰富,开发过程中面临着油气田开发向着水更深、离岸更远、环境更复杂的方向发展。因采用水下采油树方式进行开采,钻完井成本高,为提高采油采气经济效益,单井的生产要达到采液量4000-8000m3/d,或采气量100×10_⁴-300×10_⁴ Nm_³/d ,还需要具有一定的举升和远输能力,满足水下井口压力20MPa以上。目前深水注采技术全部为国外公司垄断的“卡脖子”技术和工具,为提高我国深水油气田开发技术水平,实现深水油气田人工举升技术的跨越式发展,结合十余年来在中国海上油田注采技术攻关和实践,针对南海深水油田未来高产高效采油、采气、注水开发方面面临的挑战,提出开发拥护有自主知识产权的大排量深井电潜泵、高压注气阀、井下气体压缩机、智能控制开关等工具攻关方及深水人才队伍及实验能力建设等对策建议。     

芦岭矿煤层静压注水试验及装备应用

为了改善在松软煤层浅孔静压注水而引发的封孔困难、工艺复杂和易片帮的情况,在有代表性的芦岭煤矿Ⅱ925综采工作面煤层进行静压注水试验。基于以往的煤层注水理论和煤层实际情况,设计了煤壁浅孔注水方案。通过5种不同的压力进行试验,并基于试验结果的对比分析和筛选,在4种不同压力下添加活性剂进行实验。实验结果表明:低压活性剂注水能提高煤层的注水量,缩短注水时间,并降低了松软煤层注水失败的几率。通过对比,得出结论:低压活性剂静压注水工艺简单,成本低廉,注水成功率较高,并能改善封孔困难、容易片帮等情况。     

采煤工作面短孔注水实用技术研究

采煤工作面在回采过程中会产生大量的煤尘,而煤层注水是采煤工作面最有效的防尘措施之一。本文对赵各庄矿3197工作面进行短孔注水的技术方法及应用效果进行了阐述,并对短孔注水的方法进行了分析。结合现场进行的注水实测,对现场实测数据进行了深入的分析,得出短孔注水对于3197工作面防尘有很好的效果。     

大通道逐级解封可洗井封隔器的研制与应用

随着油田开发进入高含水后期,为满足细分注水层段逐渐增多的需求,研究设计了大通道逐级解封可洗井封隔器。该封隔器通过对坐封、解封及洗井机构进行理论计算并设计新的结构,很好地解决了现有封隔器的缺点,为油田现阶段油层细分注水工艺的实施,提供了有力的技术保障。应用大通道逐级解封可洗井封隔器可有效控制油层注水,提高剩余油挖潜效果,使用过程中取得了明显的经济效益。