注水井井压动态监测、数据解析与酸化效果预估的新方法研究

由于注水水质不理想,引起地层中的颗粒堵塞渗流孔隙,降低注水层渗透率。酸化增注是提高采收率的有效办法之一。研究了一种新的注水井井压动态监测、数据解析和酸化效果预估方法,该新方法能计算摩阻压降、地层压力、酸化后日增注水量,计算结果有效且使用方便,具有一定应用价值。     

液控式可选层分层酸化工艺及配套工具研究

介绍了一种用于注水井的可选层分层定量注水与酸化工艺技术,该技术仅需在井口控制油管内的压力,即可选择性的对某一注入层段进行酸化,并具备常规分层调配注水功能。同时,为保证顺利实现前述功能,配套开发了一种液控式开关注入阀,利用轨道换向原理实现阀开启、关闭的选择性切换。该技术相对常规分层注水工艺,优势在于在不需要钢丝和电缆配套作业的条件下,可选择性地开启、关闭井下某一注入层的出液阀,实现特定层段的液体注入,满足分层酸化、测吸水注水指数曲线等措施服务。综合该技术原理,具有操作简单、快捷、作业成本低的优势。     

HRS氧化复合解堵技术在玉果油田的研究与应用

台北玉果油田针对高分子聚合物、地层微生物等堵塞地层导致的注水井欠注问题,引进了HRS氧化复合解堵技术。介绍了HRS氧化剂解堵原理、技术优点,评价了其氧化降解性能、杀菌性能、腐蚀性能,开展了酸液配方优选以及岩心驱替解堵效果评价。HRS氧化复合解堵技术在玉果油田应用7井次,有效率100%,平均单井日增注30.5m3,注水压力下降15.4MPa,有效期409d,降压增注效果显著,解决了玉果油田欠注问题。     

油藏动态分析与分层注水技术在利8区块的综合应用研究

分层注水技术是维持油田稳产高产的重要手段,影响分层注水的因素有地质条件、开发现状和工艺措施等。研究选用RMsimple软件建立利津油田利8区块地质模型,根据数值模拟的结果,分析利8区块存在层间矛盾突出、水井细分程度低、地层压力下降等问题,提出油水井补孔,提高井间连通方向数,水井细分注水等措施。2014年5月,利用智能分采分注配水系统对利8区块3口水井实施分层注水,截止到2014年6月实现累计增油271.1t,平均单井日产油增加2.2t,起到了减缓层间矛盾、增加有效注水的效果。     

低渗透油田水驱挖潜方法的应用及效果分析——以敖南油田为例

针对敖南油田低产低效井及高含水井多、措施增油难度大、注水压力上升快及欠注井多等矛盾，提出了减少低效无效循环，合理进行产液结构及注水结构调整的方法及原则，并对注采结构优化及产液结构调整过程中水驱挖潜方法的应用及效果进行了分析与评价。随着油田开发时间的延长，合理进行注呆结构优化、有效实施增产增注措施及科学引进控水增油新技术是提高低渗透油田开发效果的关键。     

江河区低压注水系统腐蚀治理

2012年江河区低压注水系统注水井开井数43口,随着水质不断变化,腐蚀性逐渐增强(江河区的腐蚀速率为0.292mm/a)。因腐蚀造成测试遇阻有32井次,作业26井次(油管更换1067根),严重影响了正常生产。通过对江河区注水系统水性分析,明确污水腐蚀的原因,研究有效降低回注污水腐蚀性的治理方法,确保江河区"注水罐出口、计量站、注水井井口和注水井井下"四点一线回注污水水质稳定,为江河区"注够水、注好水"奠定基础。     

T油田注水水质试验分析

T油田注水井注入困难,注水水质造成了储层损害,因此有必要进行注水试验分析。根据T油田储层和流体特征,分析了储层的敏感性,储层速敏、水敏和盐敏的损害程度均是中等偏弱。调查注水水质现状发现,注入水细菌和溶解氧含量高。通过注入水与地层水水质试验、注入水和地层水离子配伍性试验,发现注入水与地层水的化学性质差异较大,混配水结垢现象不十分明显,结垢量随混配样中地层水所占比例的增加而增加。该研究以期为下一步注水水质标准研究提供试验基础。     

长3油层组储层缓速酸解堵体系研究及应用

针对长3油层组储层渗透率低、易受无机垢污染的特点,分析了注入水结垢及矿化度对储层渗透率的影响,筛选了缓速酸酸化体系,并在3口井上进行了现场试验。结果表明,对于渗透率低于0.05mD的岩心,矿化度从14000mg/L降低一半时,渗透率降低7%,HCG缓速酸具有较高的溶蚀能力和较好的缓速性能,HCG对砂岩的溶蚀率为63.85%,比油田在用酸液HCA高47%,而且其缓速性能好于HCA。缓速酸体系在55℃下反应8h后可以使岩心的渗透率提高30倍,对2口水井和1口油井的现场试验表明,该体系起到了较好的增产增注效果,单口油井增油258t,2口水井的増注有效期在100d以上。     

一种酸化用无氟缓速酸的性能评价

针对辽河油田欢喜岭采油厂地区注水压力高、地层堵塞严重,常规土酸体系解堵效果差且有效期短等问题,用磷化物、有机酸和丙酮合成了一种酸化用无氟缓速酸。此缓速酸属有机磷酸类,单独使用不需复配其他HF酸或氟盐即可达到良好的降压增注效果。室内研究表明,60℃下反应48 h时,20%缓速酸溶液的溶蚀率为23.25%,缓速效果好于土酸和氟硼酸。酸液产生沉淀时的pH值为7~8,络合能力为500~600 g/L,可有效防止Fe(OH)3、Al(OH)3等二次沉淀的产生。天然岩心经20%缓速酸处理后的渗透率恢复值为173%,抗压强度损失为22.7%,是土酸处理的0.56倍。将缓速酸体系（20%缓速酸+3%黏土稳定剂BSA-101 +0.1%缓蚀剂BSA-602+0.5%助排剂EL-11+0.1%破乳剂YBP-1）在辽河欢喜岭采油厂欢北区块现场应用两口井,注水压力降低5 MPa以上,日注水量增加10 m3以上。     

刘庄储气库X注采气井酸化效果综合评价

刘庄储气库由枯竭油气藏改建而成,X注采气井钻井时地层压力系数约0.4,钻井液极易侵入储层,封堵孔隙通道,造成储层污染,导致该井投产初期日注气能力远低于设计值,因此需要对该井进行酸化改造,解除污染。详细介绍了X井酸化酸液体系及施工工艺,通过分析施工曲线、注气曲线、指示曲线及储层评价参数等指标对酸化效果进行综合评价,结果表明:X井通过酸化改造后,注气能力大幅提高,基本与设计注气能力相符,达到了解除储层污染的目的。刘庄储气库X注采气井酸化施工工艺及效果评价方法对类似储气库注采井具有一定的借鉴意义。(图3,参20)     

哈得逊油田超深海相碎屑岩油藏深部调驱技术与矿场试验

为了改善哈得4东河砂岩注水区开发效果,特展开了3个井组的深部调驱矿场试验。室内进行了吸水膨胀性能测试、耐温耐盐性能评价及封堵性试验,结果表明,颗粒类调驱体系具有较好的耐温抗盐性能,具有较好的封堵性能。矿场试验结果表明,随着注水井注水压力升高,实测吸水指数可下降33%。截止到2017年11月30日,试验区3个井组累计增油1.65×10~4t,效果显著。深部调驱技术在试验区的成功应用,对整个东河砂岩油藏开发方式的转变和调整具有十分重要的意义。     

靖吴油区中高含水区块控水增油技术研究与应用

随着油田开发的深入,靖吴油区进入中高含水期,油藏堵塞由单一的无机垢堵塞逐渐转变为无机-有机垢堵塞,主力油层层间层内矛盾日渐突出,常规暂堵酸化措施控含水效果逐年变差,出现增液不增油的现象。针对油井酸化措施后出现的问题,研究了既能有效地封堵高出水层,同时又可以解除低渗层污染的综合工艺措施。通过分析不同区域堵塞特征,针对性开展了酸液体系优化,形成了以胶束酸为主的土酸体系;优化了适应性更强的"分浓度,组合粒径"多轮次注入暂堵酸化工艺;同时开展了分层暂堵酸化的技术试验。通过187口井的现场试验,取得了较好的控水增油效果,为靖吴油区开发提供了技术保障。     

酸化过程中储层条件对注酸强度和注酸速度的影响研究

储层条件直接影响着注酸速度和注酸强度,而最佳注酸速度和注酸强度又是决定酸化成功与否和酸化施工效果的关键参数。通过地层水和煤油进行室内储层岩心敏感性试验研究分析了储层岩心敏感性(速敏和酸敏)对注酸速度的影响,建立了酸液在基质和天然裂缝中的渗流模型、反应模型和温度场模型,模拟了天然裂缝的分布对注酸强度和注酸速度的影响,并对模拟结果作了分析研究。研究表明,储层的敏感性不对注酸速度和注酸强度作限制;随裂缝频度增加,为了增大酸液的有效作用距离,应适当提高注酸强度和注酸速度,天然裂缝愈宽,所需的注酸速度较小,天然裂缝宽度越小,注酸强度应适当增大;一定的注酸速度条件下酸液存在"最佳注酸强度",且不同的酸液类型,其"最佳注酸强度"不同。     

温米油田分子膜增注效果分析

温米油田物性较差，在注水过程中，注水难，注入压力高，地层吸水能力差，为了解决这些问题，在温米油田进行了分子膜增注技术的措施，通过分子膜吸附改变岩石表面性质，利用其憎水性和吸附能力有效增大了储层孔隙流通半径，大幅降低了注入水在孔隙中的流动阻力，同时避免了粘土膨胀，提高了油藏吸水能力，达到了降压增注的效果，有效期较长。     

低渗透油藏复合活性剂体系降压增注技术研究与应用

针对低渗透油藏普遍存在注水压力高、欠注矛盾突出的问题,结合永1区块低渗透储层物性条件,开展了复合增注体系配方优化研究。通过室内试验研究和物模试验评价,确定了复合活性剂体系最佳使用质量分数为3.0%~5.0%,处理半径为3~4m,反应时间48h；在配套技术上,优化了复合降压增注施工工艺。通过在永1区块成功开展现场试验,表明应用复合增注技术可以有效解决低渗透油藏欠注问题,也为同类型油藏储层改造提供了成功经验。     

底水油藏流线模拟注水井组配注研究

流线模拟是一种辅助数值模拟方法,能够清晰直观地展示油藏流体在地下的流动状况。为了定量研究油藏注水井组配注量,应用ResAssist_C流线模拟软件,结合海外某一实际底水油藏进行了模拟研究,计算得出井组中注水井劈分系数及地层流体流动方向,再结合实际产量和优化出的注采比,提出一种用流线模拟劈分系数计算水井配注量的方法,与现场实际配注量进行对比分析,通过适当调整,得出最优配注量。由流线模拟得出水井配注量,可减少无效注水,提高了注入水利用率和水驱效率,为油田现场施工操作提供帮助和参考。     

水驱特征曲线在台肇区块见水水平井上的应用

以长垣外围葡萄花油田某水平井为例,依托油田实际生产资料,尝试应用几种常见的水驱特征曲线计算可采储量,分析开发动态,讨论改进措施。水平井可采储量在1.2×104t左右,采出程度不足50%,开采潜力巨大。含水率变化表现为"厂"型见水特征,具有见水早、见水后含水上升快、高含水期长等特点,指示点状见水局部水淹模式,伴有部分稳定水驱特征,产生机理可以解释为优势渗流通道导致注水单点突进造成局部单向水淹,这也进而造成投产早期开发曲线高于理论曲线。后期随着连通注水井转为短周期间注,含水率变化渐趋稳定,实际开发曲线逐渐向理论曲线靠近,显示开发效果好转;不过含水快速上升趋势未变,暴性水淹风险尚存。为此,有必要采用"层内均衡注水、层内温和注水"的原则,前者对应措施包括完善注采井网,吐水、酸化解堵增注,关闭与油井连通性好的水井或进行间注;后者实现手段为小流量、低压力、短周期注水,超前注水,及时根据含水特征调控油井生产压差和采液强度。     

海上弱固结砂岩储层膨胀注水工艺研究

针对我国渤海弱固结砂岩油田注水井近井污染问题,提出膨胀注水解堵工艺技术,考虑随距井筒距离变化的污染程度,结合流固耦合效应,编写ABAQUS子程序,建立有限元分析模型,模拟渤海油田某注水井膨胀注水解堵效果。结果表明,在一定污染程度下,存在一个可达到解堵目的的最小注入速度,并在此基础上,建立渤海弱固结砂岩储层膨胀注水图版。结合实际,提出配套阶梯式膨胀注水工艺,增强现场运用的安全性和灵活性。     

低渗透油藏降压增注剂的室内评价与应用

姬塬油田耿83区长4+5、长6油藏由于渗透率低、孔隙吼道小,注水开发过程中,部分井注水压力高、欠注问题突出,给油田生产带来很大影响。前期采用土酸、多氢酸等增注措施后,取得了一定的增注、降压效果,但仍存在部分井措施有效期短、有效率低等问题。针对上述现状,通过室内筛选评价了一种具有溶蚀、阻垢分散、黏土稳定等作用的降压增注剂,并开展了现场试验。结果表明,降压增注剂具有溶蚀、阻垢分散、黏土稳定等作用,且润湿性能、破乳性能较好,降压增注效果明显,为解决低渗透油藏高压欠注问题提供了新途径。     

一种分层均衡注水新方法及其应用

针对多段合采生产井受储层非均质性以及注采驱替等影响易造成层间干扰强度大、驱替不均衡等问题,提出了一种分层均衡注水的新方法。以Buckley-Leveret非活塞式水驱油理论为基础,推导出不同时刻一注一采井网线性驱替时注水量与生产井出口端含水饱和度关系式。对于多层开采注水井来说,计算初始时刻生产井出口端含水饱和度,通过一定时间内,在总注水量不变的前提下,改变分层注水量,使得各小层生产井出口端含水饱和度相同,从而实现分层注水均衡驱替。并通过建立机理模型验证了分层均衡注水新方法是合理、可靠的。该方法在BZ油田进行矿场应用,2018年油田共实施7口井分层均衡注水,当年净增油0.81×10~4m~3,平均单井日增油12m~3,定向井网驱替不均衡问题得到一定改善。