渤海油田注水井多效复合酸解堵技术应用研究

渤海油田注水井在注水过程中普遍存在储层堵塞,导致注入压力高,注水量达不到配注要求。针对渤海油田注水井存在的问题,经过室内实验,研发出了一种新型BDF–01多效复合酸液体系,该体系在渤海油田3口注水井中采用单步法施工工艺进行了现场应用。应用结果表明,该体系酸化后视吸水指数是酸化前的1.9~3.8倍,取得了良好的解堵效果。     

注水井微压裂技术在渤海某油田的应用效果评价

由于储层物性差、注水悬浮物含量超标等原因,常造成注入压力高,注水井欠注。酸化解堵是解决问题的有效手段,但该作业工作量大,费用高,措施有效期短。微压裂技术是将清水作为压裂液,提高施工压力使储层附近形成微裂缝,达到注水井增注的目的。该技术适用于因近井污染造成注水不足,储层能量下降的注水井,具有措施简单、作业费用低、效果明显的特点,能有效降低注水井视吸水指数,在渤海某油田取得良好的应用效果。     

镇北油田致密储层注水井复合酸化技术

镇北油田存在常规酸化注水井注入压力高,二次沉淀严重问题。针对长庆镇北油田复杂岩性地层的特征和以往注水井酸化效果,进行解堵方案分析,拓展复合酸化技术在注水井中的应用,研究适应长3、长8储层的酸化液配方,并通过模拟程序"顶替液→油田回注水→前置酸→主体酸→后置酸→顶替液"进行评价。结果表明,注入水和前置液都会对岩心渗透性造成伤害,主体酸可以对岩心中的部分可溶矿物进行溶蚀,与注入水中的微粒等发生反应,使得岩心的渗透性得到较好的恢复和提高,后置酸液通过维持体系p H值防止二次沉淀发生。矿场应用表明,酸化解除了储层伤害,3口试验井酸化过程中施工压力明显降低,降压幅度明显高于以往酸化井,取得较好的酸化效果。     

大庆杏南油田注水井压裂酸化效果预测模型研究

水力压裂与酸化技术是油气井增产、水井增注的一项重要技术措施，对于低渗透油田，通过压裂、酸化技术提高注水井增注强度，不仅可以提高单层的注入量，而且可以调整层间矛盾，因此，对保持地层压力，提高采油速度和采收率都具有十分重要的意义。通过对注水井压裂、酸化前后注水量递减规律的分析，在对大庆杏南油田189口注水井注入量的变化进行统计基础上，建立了注水井注水量与各种主要影响因素的函数关系，通过拟合计算证明该模型适应杏南油田注水井压裂、酸化效果的预测。     

渤海油田注水井酸化低效对策研究

针对渤海油田注水井酸化问题,分析了其产生原因,并提出了综合对策：海上油田日注水量较大,在注入水水质相同的情况下,储层伤害更为严重,因此,建立了更加严格的注入水水质标准;加入有机处理剂前置段塞,加强有机解堵,并防止原油与酸液反应形成酸渣;在原有酸液体系中加入表面活性剂,增强酸化洗油处理;采用多元复合酸体系解决渤海油田无机垢、注水污油、微粒运移、泥质堵塞等综合伤害问题;在不改变现有注水流程情况下,使用注水井在线酸化工艺,克服平台作业空间小的问题,同时提高酸化处理规模。综合对策经过现场应用,日注水量和视吸水指数较以往酸化提高了1.1～2.0倍,酸化有效期延长了50%以上,该技术对国内外类似油田的开发具有借鉴意义。     

土酸酸化对注水井储层解堵效果的评价

室内考察了土酸酸化对注水井储层的解堵效果,确定了土酸酸化最佳配方:9.0％HCl+1.0％ HF,酸液注入量60 PV,在此条件下,岩石的抗压强度为28 MPa.渤海作业区某注水井酸化施工注入曲线分析结果表明,土酸酸化后注水量上升至1 200 m3/d,注入压力下降至2 MPa,酸化解堵效果明显,但酸化有效期较短;后续水驱中,注入压力又上升,注水量下降,地层再次受到伤害.     

氧化-酸化复合解堵工艺在油田注水中的应用

注水是目前油田开发中提高储层压力、提高单井产能和采收率的主要方法之一．由于注人水质、储层流体、储层物性、细菌代谢产物等原因，在储层中形成堵塞。影响注水工作，甚至无法正常的注入．氧化-酸化复合解堵工艺，具有适应性强，解堵范围广，反应残余物少，对储层伤害低，施工简单的特点，该技术的应用能够有效地改善注水井储层的物性．提高注水量，达到开发方案中的配注要求．通过在青海油田4井次的现场试验，取得了较好的效果．具有良好的推广性。     

海上油田注水井复合有机酸化解堵增注液研究

针对海上B油田注水井注水过程中压力升高,注水量下降的现象,分析注水井堵塞原因主要为无机垢和有机垢堵塞。提出采用复合有机酸化解堵增注措施,研究出了适合于目标油田注水井的复合有机酸化解堵增注液,室内评价了其基本性能和解堵效果。结果表明,该体系具有良好的防膨性能,与地层水配伍性好,具有良好的稳定铁离子能力,腐蚀性能可以满足海上平台的要求,并且对现场堵塞物的溶解率高,能够很好的解除地层中有机垢和无机垢堵塞。相比较于现场解堵剂,复合有机酸化解堵增注液解堵后渗透率恢复值均大于100%,明显改善了储层,可以代替现有解堵剂应用于海上平台注水井酸化解堵增注作业。     

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。     

渤海西部海域某区块油田注水过程储层伤害机理

基于海上油田高效开发的理念,如何在注水开发过程中降低储层伤害成为高效开发海上油田的关键。针对渤海油田某区块注水过程中注入压力偏高、地层欠注等问题,进行了储层敏感性分析,以及悬浮物、垢样的扫描电镜分析等。实验发现:储层具有中等偏强的水敏伤害,黏土矿物蒙皂石以及伊/蒙间层不同程度地发生膨胀、分散,造成储层堵塞。注入水中的悬浮物含量高达16.7mg/L,严重超出平台标准要求;注入水中的颗粒粒径大约集中在30μm,容易造成储层堵塞。储层经过注水冲刷,孔喉中零星分布着大量的碳酸盐颗粒,使得储层渗透率降低。在明确了注水开发过程中储层伤害机理的基础上,提出了优化加药方式、酸化等保护措施。施工后注水井井口注入压力下降了7MPa,日注水量增加了6倍,酸化解堵效果明显。     

螯合酸解堵在渤南低产低效井综合治理中的研究与应用

渤中34-2/4油田水驱开发生产后出现井筒结垢、储层污染、供液不足等问题造成产量大幅度下滑。普通酸化解堵对钡锶垢效果差,酸化后的残酸对海上平台油气水处理流程影响大,严重制约了常规酸化解堵技术的推广应用。对此研发了螯合酸解堵工艺技术,有效解除钙、镁、铁、钡、锶等多种无机垢的伤害,具有强烈抑制金属离子二次沉淀、反应时间长、处理半径大、不易造成二次污染等一系列优点。极大丰富了油井解堵的技术体系,形成了独具特色的第四代解堵技术,为“渤海油田3 000万再稳产十年”宏伟目标提供了强有力的技术保障,渤中34-2/4油田沙河街组不仅有效复产了躺井11口,油井利用率提高了61%,日增油690 m3,同时还创造了低产低效井治理措施有效率100%的佳绩。     

留70断块低渗透油藏提高开发效果配套工艺技术

大王庄油田留70断块是冀中地区典型的低渗透油藏,投入开发10多年来,为提高开发效果,多次进行低渗透改造和井网调整。近2年来该油藏改造过程中应用的配套工艺技术主要包括:高能气体解堵压裂、油井浓缩酸酸化、分层酸化解堵增注、油井卡堵水、地面采油注水配套及新工具的推广应用等,分析了各种开采技术的应用状况和取得的效果。     

多元复合酸酸化工艺的应用

卫城油田是典型的高压、低渗断块砂岩油藏,历年来酸化效果较差。从卫城油田的油藏物性等方面出发,分析了制约其酸化效果的因素:酸渣的影响、铁离子二次沉淀的影响,残酸返排的影响。针对这些问题,研究应用了多元复合酸酸化工艺技术,该工艺采用了独特的挤酸排酸一体化管柱。室内试验表明:该酸液具有缓速性能好、能有效防止铁离子二次沉淀、有效防止酸渣生成、与地层水配伍性好、防膨能力强、排残酸迅速等特点。现场应用高压注水井7口,平均降低注水压力12.8MPa,累计增加注水量27652m3,取得了较好的降压、增注效果。     

卫城油田"酸化堵水"调剖工艺技术

针对卫城油田高压低渗透、高温、高矿化度的油藏特点,开展了一种以"酸化-堵水"相结合的调整注水井吸水剖面新工艺技术试验。它通过前酸后堵、前堵后酸或添加沉淀反应液的酸化技术,将堵塞位置推离井眼附近,实现既能注水又能解决高压井的注入水去进或微裂缝的目的,从而调整注水并吸水剖面结构,扩大水驱波及面积,改善水驱开发效果。施工的8口水井时应油井21口,见效17口,见效率80.9%,井组平均日增油2.3t,降水8.6m3,截至1997年12月底,累计增油2894t,降水1254m3,有效期158d。     

超高温超深非均质碳酸盐岩储层地质工程一体化体积改造技术

冀中坳陷北部奥陶系潜山碳酸盐岩储层油气资源丰富,但由于岩性复杂（白云岩、灰岩夹杂）、超高温（180℃）、应力梯度高（0.023 MPa/m）、以往虽采用多种工艺尝试都未能实现突破。针对上述储层地质难题,开展以储层地质特点为基础的储层评价、工艺优选、方案设计等研究,形成了超高温超深非均质碳酸盐岩储层地质工程一体化的特色改造技术：1利用1 m³大型岩石物理实验和数值模拟手段,结合地质特点开展复杂缝网的地质与工程改造因素方案论证,结果表明储层虽以微细裂缝为主、连通差、两向应力差高（7.0~9.8 MPa）,但通过高排量、低黏高黏液体组合、暂堵转向等工艺仍可实现复杂缝网改造;2实现了超高温深层储层一体化改造技术,通过管柱安全力学校核、施工压力预测、求产与试采产能影响分析等,将以往的多次工序改为勘探求产和开发生产的一体化管柱,降低安全风险;3形成了180℃超高温、5 000 m超深碳酸盐岩储层"多级注入、暂堵转向、加砂酸压"工艺技术,实现了层间暂堵、层内转向的体积改造目标;4优选出180℃超高温羧甲基压裂液和酸液体系,180℃、170 s^-1下剪切120 min压裂液黏度仍保持在80 mPa·s,酸液在180℃条件下,170s^-1剪切60 min,黏度达30 mPa·s。该技术在安探1x井大规模施工,排量达11 m³/min,确保了大规模（3 000 m³）、高泵压（80~90 MPa）、多种组合液体（压裂液、酸液）、超高温（180℃）等各种不利条件下长达6 h安全、高效实施及后续半年以上安全稳产。经微地震监测和模拟表明,改造体积比以往改造技术增加3.5倍,实现了长、宽、高三维立体改造。压后产气量为40.9×10⁴m³/d,产油量为71 m³/d,试采井口压力保持在25 MPa以上,稳定产气量达10×10⁴m³/d,实现了勘探与开发、地质与工程一体化设计目标。     

注水井微弱酸在线酸化增注技术研究

随着注水开发的深入,部分注水井注入压力升高,达不到地质配注要求。为提高区块注水效果,注水井降压增注有着十分重要的意义。但常规酸化、压裂等增注措施,停注、放喷泄压造成地层能量损失严重,为减少措施欠注,节约措施成本,提出了一种新型酸化降压增注思路—微弱酸在线酸化增注技术。针对胡尖山油田三叠系长2油藏压力高欠注井,通过室内试验研发了一套微弱酸酸化液体系、研制了一套微弱酸加药设备;完成了对元167-12注水井的现场试验,达到一定的降压增注效果,为后期该区块注水井降压增注提供了技术支持,初步配套形成了微弱酸在线酸化增注技术。     

注水井不动管柱螯合酸脉冲式注入酸化增注技术

长庆油田低渗透砂岩油藏注水井受储层物性及注入水水质等因素的影响,高压欠注井逐年增多,而常规酸化增注技术工序复杂且有效期较短。为了提高酸化增注效果,简化施工流程,缩短措施占井周期,通过酸液体系配比试验、岩心驱替试验和缓蚀性能试验,研发了一种COA-1S酸液,该酸液具有较好的缓速、腐蚀和螯合抑制性能;通过工艺优化,将水力脉冲技术与酸化增注技术结合,提出了注水井不动管柱螯合酸脉冲式注入酸化增注技术,其具有施工不动管柱、不泄压、不返排等优点。该酸化增注技术现场应用了3井次,有效率100%,酸化后平均注水压力下降9.2 MPa,单井增注水量12.3 m3/d,取得了较好的效果。现场应用表明,该技术降压增注效果显著,解决了常规酸化工序复杂、占井周期长等问题,具有较好的推广应用前景。      

杨税务深潜山AT3井复合酸压改造工艺技术

廊固凹陷杨税务潜山奥陶系碳酸盐岩油气藏储层具有埋藏深、温度高、岩性致密、非均质性强等特点,实现有效改造、达到高产稳产的难度大。因此,研究了"多级注入酸压,纤维（颗粒）暂堵转向,加砂酸压"三项工艺,优选了"高温中性交联压裂液、高温清洁自转向酸、低摩阻滑溜水"3种措施液体系及暂堵转向（剂、球）技术,形成了具有耐高温、低摩阻的措施液体系,以及复合转向及多级注入加砂酸压工艺。在该区AT3井进行了现场应用,获得了日产气50×104 m3,日产油35 t的良好效果,实现了均匀酸化、造复杂缝网、沟通远井区域优势储层、提高纵向动用程度、提高人工裂缝导流能力的目的,满足了该类型储层大型体积酸压改造的需求。      

砂岩油藏非活性硝酸粉末液酸压实验研究

传统的观点认为砂岩油藏进行酸压是不可行的,然而近年来砂岩油藏的酸压在某些油田取得了成功。就砂岩油藏酸压进行实验评价研究,对现场具有指导意义。非活性硝酸粉末液是一种新型酸化材料,正常状态下呈非活性,激活后可分解出具有强氧化性的HNO3,它能够剧烈地局部溶蚀岩石及其堵塞物,而不破坏地层结构,从而疏通油路,提高地层的渗透率。与常规酸相比,非活性硝酸粉末液具有解除无机物堵塞、暂堵、穿透深、二次污染小的优点。因此,实验中采用非活性硝酸粉末液作为处理液。通过溶蚀实验、酸蚀裂缝导流能力实验、酸化后的刻蚀形态和酸蚀裂缝导流能力影响因素分析,认为在砂岩油藏进行酸压是可行的。     

镇北长8油藏缓速酸冲压酸化增注技术研究及应用

针对镇北油田长8注水井注水压力高且逐年上升,欠注严重,酸化增注效果差且有效期短的问题,提出了缓速酸冲压酸化工艺。运用水力冲压产生微裂缝,再用缓速酸进行酸化。根据区块的物性和储层伤害因素的分析,优选出了缓速酸的酸液体系为8%(w)HCl+3%(w)HF+1%(w)HBF_4+3%(w)HEDP+3%(w)H_3PO_4+1%(w)聚环氧琥珀酸钠+1%(w)聚乙二醇。该酸液体系1 h溶蚀率为25.02%,8 h溶蚀率为35.31%;Ca~(2+)抑制率为87.76%,Mg~(2+)抑制率为88.87%,Fe~(3+)抑制率为86.88%,沉淀抑制性明显优于目前在用酸化体系;岩心驱替实验也表明该酸液体系能明显改善地层的渗透率。在室内研究的基础上进行现场试验3井次,平均注水压力下降了3.9 MPa,日增注51 m~3,有效期已达到270天,取得了较好的降压增注效果。