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。     

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。     

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。     

塞528区块高压欠注机理研究与认识

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CaCO₃、CaSO₄垢),垢样中含有铁的含氧化合物和部分CaCO₃、CaSO₄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。     

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。     

荣兴屯油田注水井吸水能力下降原因分析

以荣兴屯油田储层特征研究成果为基础,以室内实验数据为依据、通过现场取样和化验分析,对荣兴屯油田储层吸水能力下降的原因进行了综合性研究分析,结果表明:荣兴屯油田注水井吸水能力下降的主要原因是储层自身物性差、注入水水质不合格、注入水与产层不配伍及不适宜的注水强度。研究成果为荣性屯油田的增注措施提供了可靠的依据,同时它对研究和分析其它砂岩油田注水井吸水能力下降的原因也有重要的意义。     

吉林油田低渗透油藏注入水水质实验研究

吉林油田低渗透油藏95%以上采用注水开发的方式,而注入水大多是污水回注,因此,有必要对其水质情况进行研究,改善水质,从而提高油层采收率.以吉林油田八面台油田方44、方68两个区块储层为研究对象,从目前注入水水质现状分析入手,对注入水与地层水的配伍性、注入水与地层的敏感性、注入水水质对储层的影响等进行研究,内、外因相结合,综合分析注水伤害情况,给出水质改善建议.     

盘40区块注水井堵塞伤害分析研究

在油田开发过程中,储层堵塞是一个普遍面临的问题,不利于油田的生产.针对盘40区块注水井储层伤害问题,从实验方面对盘40区块储层堵塞问题进行了研究分析.研究结果表明,造成储层伤害的主要因素有注入水颗粒粒径及固相含量的影响、黏土矿物含量的影响等方面.研究结果对盘40区块解堵方法的选择和提高注水开发效果具有重要的指导意义.     

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。     

延长油田H区块长8注水结垢分析及配伍性研究

基于目前油田对采油污水回注要求及低渗储层物性差、产能低的特点,为达到保护储层、合理注水及有效开发的目的,本文以延长油田H区块为例,进行室内水质分析、采出水与地层配伍性实验、采出水结垢预测及配伍性研究。研究得:(1)采出水属于CaCl_2水型,与浅层水与地表水水型一致;(2)长8地层水主要结垢类型为SrCO_3与BaSO_4;(3)长8采出水是影响结垢量的主要原因,H区块长8地层采出水与地表水或浅层水的配伍性较好,但仍需加入少量阻垢剂;(4)水样对该储层伤害率为39.5%,处理后水样伤害率可降低至15%以下;研究结果对该区块注水优化及同类储层具有一定实际意义。     

姬塬油田长4+5砂岩储层微裂缝与水驱油特征

目的对鄂尔多斯盆地姬塬油田长4 5砂岩储层微裂缝与水驱油特征进行综合研究。方法在研究区评价井、探井、生产井动态资料解释的基础上,通过岩心观察、薄片分析、真实砂岩微观模型水驱油实验的方法分析裂缝与水驱油特征。结果姬塬油田长4 5储层岩性主要为岩屑长石砂岩,岩屑平均含量17.1%;几乎在所有的岩石碎屑集合体中均发育有微裂缝,微裂缝的发育受控于3种因素:三角洲古坡度、成岩过程中的差异压实作用和构造运动。结论长4 5储层基质孔隙主要通过岩屑中的微裂缝相互连通,两者之间构成良好的网络连通系统;储层中微裂缝对储集空间的贡献作用不大,微裂缝能够降低注水压力,对于连通基质孔隙、提高储层的渗流能力起到重要的作用。     

姬塬油田套损井隔水采油技术研究与应用

姬塬油田由于多年开发,油田综合含水逐渐上升,井筒腐蚀日趋严重,套损井数量不断增加,造成姬塬油田部分油藏注采井网失控、水驱动用程度降低、剩余油未能有效开采等问题,直接影响油水井正常生产及油田稳产,同时也给姬塬油田造成了巨大的经济损失。一方面,开展对Y211、Y341和桥塞等常规机械隔采工具进行原理分析和现场应用效果对比研究工作,得出其现场应用的缺陷性;另一方面,针对常规隔采工具的缺陷性,开展LEP长效封隔器隔采技术和软金属套管补贴技术研究与试验工作。通过研究及试验不同类型机械隔采工具的优缺点和适用范围,得出在不同工况下的套损井应用机械隔采工具治理套损井的有效措施,为姬塬油田套损井的治理及后期的稳产提供有力的技术支撑。     

姬塬油田多层细分注水工艺技术研究

随着油藏开发的深入,姬塬油田进入精细分层注水开发阶段。为进一步提高注水开发效果,工艺上需要解决小间距隔夹层的多级封隔、准确分层投捞测试、提高小水量测调精度和效率等技术难题。针对姬塬油田注水井特点,通过开展多层细分注水工艺管柱、配套关键工具的研究,形成姬塬油田多层细分注水工艺系列,满足"大斜度、深井、小水量"分层注水技术要求。提升分注工艺技术水平,为精细分层注水提供技术支撑。     

水驱油藏微生物群落结构及影响因素

我国主力油田多已进入开采中后期,其开采难度进一步增大,微生物采油技术具有成本低、效益高、绿色环保等优点,在剩余油进一步提高采收率中具有广泛的应用前景。由于对油藏微生物群落结构认识不足、激活剂配方筛选周期长等问题,限制了微生物驱油技术的现场推广应用。通过分析油藏中群落结构差异及环境因子与优势菌种间的相互作用关系,为定向激活油藏微生物提供基础数据及理论指导。本文通过物种组成分析、物种多样性分析、PcoA分析以及冗余分析方法对油藏高通量测序数据进行分析,结果表明A油田注水井和生产井间的物种组成差异较大,L油田的注水井和生产井间的物种组成差异不明显;在物种丰度、物种均度以及物种多样性上,A油田和L油田的均表现出差异不明显情况;但在基于属水平的注水井和生产井间的物种相似性上,A油田表现出较低的相似性,而L油田则表现出较高的相似性;环境因子分析中,L油田中的微生物群落与含盐量相关性显著,而A油田中的微生物群落组成则与温度、pH和SO42-浓度显著相关。     

低渗油藏水井压裂增注优化研究

为了改善低渗油藏注水井吸水状况,提高低渗油藏水驱开发效果,利用裂缝-油藏耦合技术建立油、水两相三维油藏裂缝数值模拟器,利用此模拟器模拟研究了不同条件下水井压裂对注采井组开发效果的影响,并利用正交方差分析方法对水井压裂增注效果的主要影响因素进行了显著性评价.以胜利油田史深100低渗透断块油藏为例,提出综合效果评价参数,对实际油藏注水井压裂参数设计进行了优化.研究结果为低渗透油藏注水井压裂设计和增注效果评价提供了一种研究手段,对于提高低渗透油田注水效果具有实际意义.     

牛圈湖油田储层潜在裂缝特征及注水开发对策

牛圈湖油田西山窑组油藏为低孔、低渗、低压油藏,油藏天然裂缝不发育,但部分油井投入注水开发后,初期就出现含水快速上升,甚至早期水淹的现象.运用示踪剂监测、脉冲试井及生产动态资料等方法分析目前油藏见水特征,认为研究区次生裂缝分布广泛,裂缝主要为超破压注水与人工压裂形成,且裂缝发育方向受区域最大主应力方向及油藏构造形态控制.通过实施堵水调剖,控制注水压力,转注主向水淹井,调整井网等措施,可提高注入水波及程度,控制含水上升速度,达到最终提高采收率的效果.     

热采双管水平井改善稠油油藏加热效果研究

平行双管与同心管注汽技术是为解决水平段吸汽剖面不均而提出来的稠油水平井完井新方法。采用稳态实验方法,进行了多孔介质中稠油的渗流特征实验。在获取了零启动压力梯度拐点温度的基础上,研究了水平井双管分段注采对水平段吸汽剖面的影响。结果显示,实验测得的两种稠油油样在油藏条件下的零启动压力梯度的拐点温度分别为72℃,65℃。储层与流体物性参数、注汽方式以及注汽参数等均对双管注汽开发效果有所影响,其中水平段的沿程非均质性、注汽方式、周期注气量、蒸汽干度和盲管段长度影响较大。当盲管段长度较小时,纵向加热半径也较小,此时A、B两段注入的蒸汽发生窜通的可能性较大。     

冀东油田深层油藏注氮气井管柱及井口装置设计

冀东油田高5区块具有油藏压力高、注气井斜度大、管柱下入深等特点。根据该区块目前的注气井井身结构、地面设施状况和注气增效要求，设计了笼统注气的管柱结构方案。利用冲蚀模型优选油管尺寸，并按照不同工况条件开展高温高压动态腐蚀模拟实验，探究注氮气井的井筒腐蚀机理，确定各因素对腐蚀速率的影响。最后对管柱的剩余强度和服役寿命进行评价。结果表明，选用ϕ73 mm、13Cr油管作为笼统注气管柱能够应对注氮气产生的冲蚀、氧腐蚀等影响，并有着良好的服役寿命。配备地面安全阀等安全装置，可以大大降低高压注气井存在的安全风险。该设计方案能够满足冀东油田深层氮气驱的生产需要，具有广泛的应用前景。     

注水井压裂调剖设计方法研究

对于低渗透油田 ,主要通过水力压裂提高油水井的增产增注能力 ,区块经过整体压裂改造后 ,水力裂缝参数将对油水井的产量起决定性作用。对于多油层非均质油藏 ,层间差异会导致吸水剖面不均匀 ,影响水驱效率。对需要经过压裂再投注的注水井 ,建立了压裂后预测注水井注入量的数值模型 ,分析了各层注入量与地层物性、裂缝参数和注入压力的关系。研究结果表明 ,通过合理地设计裂缝参数 ,可以减缓层间矛盾 ,改善吸水剖面。现场试验 8口井 ,其中 6口井进行了吸水剖面测试 ,全井达到配注方案的有 4口井 ,说明该方法对多油层非均质油藏注水井的调剖具有一定的应用价值。