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。     

垦利3-2油田注入水结垢与防垢试验研究

注入水能有效维持和进一步补充储层压力与地层能量,提高采收率。若注入水水质不稳定或与储层不配伍,不但达不到稳产增产的效果,而且可能对储层造成伤害。为分析垦利3-2油田注入水可行性,对垦利3-2油田注入水水质、注入水自身结垢趋势预测与静态结垢程度等进行了分析研究。结果表明,垦利3-2油田注入水在地层温度范围内会产生CaCO3垢,且其结垢趋势与程度随温度的升高而增大,在注水过程中能对储层岩心渗透率造成明显的损害。同时优选出了具有良好抗温性的防垢剂HEDP,当加量为20~30mg/L,其防垢率≥90%,加入25mg/L HEDP后,注入水在注入过程中岩心渗透率保留值可达95%以上,可有效避免因地层流体不配伍而结垢造成的地层伤害。     

滴12井区八道湾组油藏储层敏感性特征及注水防膨评价

通过对滴12井区八道湾组储层敏感性试验、注入水与地层水配伍性评价、储层注水伤害评价、防膨稳定剂效果评价的研究发现,该井区储层具有中等偏强-强水敏特征,其临界矿化度为1384．05mg／L;注入水与地层水配伍性好;当注入水达30倍孔隙体积倍数时,储层注入水伤害模拟评价结果表明,其渗透率的损失率平均为42．8％;0．3％的彩-12#防膨稳定剂对储层具较好的防膨稳定效果。     

大港北部油田回注污水结垢性与配伍性研究

大港北部油田注水水源为北部各污水站处理后水。通过对北大港、南大港和板桥3个区块的8种水样进行了研究,应用Stiff＆Davis公式,根据CaCO2饱和指数和稳定指数预测得出北大港唐南回注水有一定的结垢倾向。配伍性试验结果表明,8种对应水样按不同体积比例混合,恒温密闭168h,均不产生沉淀;北大港及板桥的地层水和回注水经过滤处理后清澈透明,羊三木回注水经过滤处理后仍然浑浊,水的浊度大。     

海上油田不同开发阶段注水井防腐策略研究

注水管柱腐蚀穿孔会严重影响注水开发效果。由于水源变化,海上油田整个生命周期往往经历不同的注入阶段,腐蚀情况也不尽相同,因此有必要找出影响注水管柱腐蚀穿孔的主要因素,同时掌握这些因素在不同注入阶段的变化规律,有助于快速、准确地制定防腐策略。以渤海典型注水油田绥中36-1油田为研究对象,设计高温高压釜失重实验、电化学加速腐蚀实验探究影响注水井管柱腐蚀穿孔的主要因素。研究结果表明,垢下腐蚀是造成注水管柱穿孔的主要原因,表现为注入水结垢趋势较强时,CaCO3晶体之间掺杂有腐蚀产物,导致垢层缺乏致密性,形成了一些微小缝隙,在Cl-的作用下构成大阴极/小阳极的腐蚀电池,当电位差达到一定值时,形成穿孔。防腐策略方面,根据注入水结垢趋势以及所含Cl-对金属的腐蚀倾向划分不同的注入阶段,提出相对应的防腐措施。     

广华作业区注水水质现状分析及对策

油田注水开发过程中,注入水水质不达标,将极大缩短地面设备、井下管柱服役期限,给油田的生产造成巨大损失,甚至引起地层欠注,影响开发效果。综合广华作业区近年来注水水质状况,通过对水质达标率的变化进行分析,找到了水质差的原因,并提出相应的措施,引进新工艺新技术,完善工艺流程,达到改善注水水质的目的。     

长3储层复合防垢剂的筛选及性能评价

针对长3储层注水结垢问题,选取9种防垢剂测试了其在不同温度和加量时的防垢效果,通过正交试验优化了配方组成,考察了防垢剂在地层水和注入水的混合水样中的防垢效果。优选出复合防垢剂SCA的配方组成为:w_((PPMA))∶w_((PMPA))∶w_((PASP))=1∶2∶2。在70℃、加量为30mg/L和55℃、加量为15mg/L时,复合防垢剂在地层水中的防垢率分别为97.94%和98.50%;55℃下在不同比例的注入水和地层水的混合水样中加入15mg/L的SCA未见垢产生。     

安棚油田深层系注水伤害因素研究

安棚油田深层系为特低孔特低渗油气田,地层弹性驱动能量低,及时注够水、注好水保持地层压力,是安棚油田取得预期开发效果的关键。针对安棚深层系的储层特点,在对安棚深层系注入水水质分析的基础上,进行了模拟注水过程的岩心流动试验。试验评价了注水过程中储层水敏、速敏、机杂等对储层造成的伤害因素及伤害程度,重点研究了注入水中机械杂质不同浓度、不同粒径及不同注入PV数对储层渗透率的影响,找出了安棚深层系注水造成储层伤害的主要因素是注入水中的机械杂质,提出了防止注水伤害的措施。对低孔低渗及特低渗油气田注水开发具有借鉴意义。     

寿阳区块煤层气井地层水配伍性及对煤层损害研究

在煤层气储层损害研究中,往往忽视了煤层产出水(地层水)与地表水之间因不配伍产生的损害。分析了山西煤层气寿阳区块产出水和地表水的化学成分,利用饱和指数法、静态结垢和动态结垢法评价了煤层产出水和地表水之间的配伍性。结果表明,煤层产出水属NaHCO3水型,地表水属Na2SO4水型,两者混合不配伍,有结垢现象发生。地层水与地表水之间因不配伍产生的结垢对煤层造成的损害不容忽视,可以通过优选适宜的防垢剂来解除这种损害。     

渤南油田高温低渗油藏储层伤害机理研究

渤南油田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,一般为1100～19900mg/L;水型为NaHCO3型。为研究渤南油田高温低渗油藏储层伤害机理,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。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层损害的内在因素,注入水中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是储层损害的外在因素。     

海上油田海水注入系统

概述了海上油田海水注入系统对海水水质的要求,介绍了海水注入的工艺流程和海水脱氧方法,论述了真空脱氧塔的脱氧原理、机械构成和工作方式,可为海上油田海水注入工艺和流程的设计与实施提供参考。     

T油田注入水控制指标研究

T油田吸水能力普遍较低,注入困难,因此有必要研究注入水控制指标。通过研究注入水悬浮固体含量和悬浮颗粒直径中值控制指标、注入水含油量控制指标、注入水腐蚀评价及控制指标、细菌控制指标试验,推荐了其相应的注入水主要控制指标;由注入水辅助性控制指标试验,推荐T油田油藏注入水溶解氧指标≤0.05mg/L,Fe~(3+)含量指标≤0.1mg/L,注入水硫化氢含量和蚀性二氧化碳不必控制,并对注入水水质控制指标进行合理性检验,并最终推荐了注入水标准。     

海上复杂断块油田综合调整对策 ——以南海西部A油田为例

由于海上断块油藏地质构造、油水系统等的复杂性,综合调整对策研究成为重点.南海西部A油田属于断块砂岩油藏,具有初期产能高、产量递减快、注水效果差异明显、各断块采出程度差异大等开发特点.对该油田进行开发指标效果评价,从"注好水""注够水""精细注水""有效注水"的角度,筛选确定了水质达标率、能量保持水平、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、水驱状况、含水上升率、剩余可采储量采油速度等7项评价指标,表征注水工作在油藏、工艺、生产的系统性特点,客观反映海上水驱砂岩油藏的开发水平.然后对海上断块油田提出了增产措施和建议:建立定量地质知识库,采用针对性的工艺技术,加深对断块破碎程度的认识;及时补充地层能量,抑制地层脱气,注水时地层压力不能低于饱和压力;采用低部位注水、高部位采油的三角形井网,并考虑进行气水交替注入的注水方式;合理的井网密度等.这些措施可以更加有效地对海上复杂断块油田进行开发调整.该研究对同类型的海上断块油藏综合调整具有重要的借鉴意义.     

雷64区块巨厚块状稀油油藏注水效果分析

雷64区块是位于辽河盆地西部凹陷北段的巨厚块状边底水稀油油藏，该区块南邻陈家洼陷，西邻雷11井区。对于注水开发，如何注好水，实现油田的稳油控水成为关键。对雷64区块注水开发效果进行了分析：油井注水后受效状况存在一定的差异，主要受沉积相、注采井段高度差等因素影响，同时内部夹层对纵向上的注水效果起一定的遮挡作用，不同注入倍数下的驱油效率并不与注入倍数成正比，需要在考虑经济因素的条件下选取合理的注入倍数进行注水，并总结出适合该类油田注水开发的措施，为实现复杂断块油田稳油控水提供一定的借鉴。     

孤东油田二区结垢预测研究

无机结垢是油田注水过程中遇到的最严重的问题之一。结垢给油田开发带来了较大的经济损失。为了高效开发油田,应对结垢进行科学预测,并提出相应的防垢措施。采用Oddo—Tomso饱和指数法对孤东油田二区注水系统的结垢倾向进行预测,结果表明孤东油田二区污水易结CaCO3垢,在实际应用时必须采取适当的措施防止形成CaCO3垢。     

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。     

一种确定致密油藏超前注水合理注入量的新方法

提出了一种确定超前注水地层压力升高与确定合理注入量的新方法。超前注水输入地层的能量只与累计注入量有关而与时间无关．故从无限长时间的角度建立物质平衡方程，推导出平均地层压力升高幅度和累计注入量的关系，并将其抖率定义为超前注水系数。超前注水系数仅与油藏地质条件有关，为评价不同地质条件下超前注水的效果、确定超前注水地层压力升高和合理注入量提供了更快速的方法。     

大庆长垣南部示踪剂监测评价化学剂驱油效果分析

为评价化学剂M2ES矿场驱油效果,通过在化学剂注入前、期间、后分别注入不同示踪剂,对连通的7口油井连续取样、化验,判断化学剂注入前后优势注水方向改变情况,分析注入化学剂前后对地层改善作用,评价化学剂驱油效果。结果表明,化学剂注入前,井组平面非均质性严重,化学剂注入过程中平面改善效果显著,化学剂注入结束改注水后平面非均质性有所增强,整体看地层注入化学剂前后起到较好的调整效果。证明示踪剂监测技术可为化学剂驱油效果评价提供准确依据。     

ICD控水工艺技术在南海礁灰岩油田的应用与思考

南海礁灰岩A油田因其原油黏度高、储集层裂缝发育等不利因素,整体开发效果不理想,采收率低。为改善开发效果,油田部分调整井应用了流入控制阀(ICD)控水工艺技术,但效果不明显,未从根本上实现稳油控水和提高采收率的目的。分析了ICD控水工艺的原理及其在A油田的应用效果,认为油田发育微裂缝导致的网状水淹严重以及ICD对于裂缝性礁灰岩油田的适应局限性是影响应用效果的主要因素。提出了应用自主式流入控制阀(AICD)实现裂缝性油藏控水的措施,对比分析了ICD和AICD的优缺点,模拟结果也表明该工艺技术能增加单井累计产油量,改善开发效果,对南海礁灰岩A油田具有较好的应用前景。     

基于电成像测井的视地层水电阻率谱方法在低对比度储层评价中的应用

从含不同流体的储层地层水矿化度及地层水电阻率特征入手,基于电成像测井能够反映储层电性及含油性特征,结合阿尔奇公式推导出视地层水电阻率谱计算方法,定性描述含不同流体的储层视地层水电阻率谱分布特征,并进行特征变量的量化及优选,通过地层水电阻率谱形态及特征参数交会图分析,较为直观地对研究区进行储层有效性及流体判别。该方法在F油田进行了多口井的应用,取得了良好效果,拓展了成像测井的处理方法及解释评价思路。