姬源油田长8储层无机垢结垢规律研究

为了认识导致姬源油田长8储层注水压力上升、水注不进的主要无机垢类型,为找出有针对性的解堵措施提供依据,在室内采用结垢趋势预测、静态结垢实验等方法对结垢规律进行了研究。实验结果表明,研究区块地层水与注入水配伍性较差,无机垢结垢严重,当地层水与注入水比例为3∶7时结垢最为严重,达到6.15g/L。     

海上油田注入水配伍性研究及防垢剂性能评价

针对海上油田注水井注水压力升高较快、达不到配注要求及注水储层堵塞严重等问题,通过水样离子组成分析、结垢趋势预测、静态配伍性及动态配伍性等试验,对目标油田注入水与地层水之间的配伍性进行了研究,并优选了复配比例(w)为1:1的PESA,FGJ-2复配防垢剂。注入水配伍性研究结果表明:目标油田注入水与地层水之间的配伍性较差,存在严重的结碳酸钙垢趋势,最大静态结垢量可达到500 mg/L以上,且注入水对储层天然岩心存在比较严重的结垢堵塞。防垢剂优选及性能评价结果表明:采用优选出的复配防垢剂,当其加量为100 mg/L,试验温度为90℃,时间为16 h时,对混合水样的防垢率能够达到98%以上。采用加入复配防垢剂的注入水驱替天然岩心,当驱替100 PV时,岩心渗透率保留率仍在90%以上,复配防垢剂能起到较好的防垢效果,可有效降低水样结垢对岩心造成的堵塞损害。     

SZ36-1油田注水水质及注水井堵塞原因分析

绥中36-1油田注水井普遍存在结垢堵塞现象,导致注水压力升高,注入量下降,管柱遇卡,检修困难等问题。从注水水质分析、结垢预测、注入水与地层水配伍性、垢样分析等方面,研究了注水井堵塞机理。研究发现注入水结垢趋势强,SRB细菌与总铁含量超标,水质配伍性差是造成SZ36-1油田注水井堵塞的主要原因。V_(注入水)∶V_(地层水)=60∶40时,结垢最严重,钙镁离子损失总量达到36.94 mg/L。垢样主要成分为Fe S、Ca CO_3、Mg CO_3等。     

华庆油田一套井网两层开发水质配伍性与阻垢技术研究

华庆油田属特低渗油田,为有效提高效益,在开发过程中采用一套井网延长组长6、长8两层开发,地层水之间、注入水与地层水之间的配伍性与阻垢技术研究是油藏开发面临的首要问题。通过水质配伍性分析认为,长6、长8层水之间结垢以碳酸钙为主,结垢量在50-100 mg/L,注入水与长6、长8层水之间以硫酸钡锶垢为主,结垢量在80-490 mg/L。研究筛选出TH-60阻垢剂针对硫酸钡垢,阻垢率达60%以上,现场试验5个增压站,有效遏制了集输管线结垢趋势。     

HS油田注水系统结垢趋势预测

通过对HS油田注水系统水质特征进行分析,运用目前常用的结垢趋势的预测方法,对HS油田注入水的碳酸钙和硫酸钙结垢趋势进行了预测。结果表明,HS油田注入水系统具有碳酸钙结垢趋势,并无硫酸钙结垢倾向。     

油田注入水与储层流体配伍性的研究

针对大港沈家铺油田注入能力下降的问题,本文先进行结垢预测,再通过室内静态评价实验和动态评价实验以及岩心流动实验,验证预测结果,通过对结果的分析可得到注入水和储层流体的配伍程度及注入水和地层水混合后对岩心渗透率的影响。结果表明：大港沈家铺128区和109-1区的注入水与地层水混合后有结垢趋势,产生的无机垢对储层具有堵塞伤害性,笔者建议油田采用防垢措施,改善水质。     

八面河油田注入水结垢趋势及配伍性预测研究

通过软件对八面河油田面138区块注入水和地层水的结垢趋势以及它们之间的配伍性进行理论预测,预测结果表明,面138区块注入水和地层水均有结垢趋势,且配伍性不好,需要在注水过程中采取相应的防垢措施.     

油田注水开发结垢问题浅析

注水开发油田的注水系统结垢是油田生产中常见的问题,油田注入水与地层水的不配伍往往会造成注水系统结垢,这种问题往往造成注水井吸水能力、地层压力及油气采收率下降,并最终影响油田的开发效果和经济效益。本文将对油田注水开发过程中产生的垢物的成份及性状、鉴别方法、结垢机理以及注入水与地层水静态配伍性进行分析。     

油田注入水结构评价及治理措施

对青化砭油田注水系统的长6地层水及注入水进行了水质分析,采用饱和指数和热力学溶解度法对结垢类型及趋势进行理论预测的基础上,并对混注水进行配伍性分析,运用化学分析、XRD、SEM等手段分析了典型结垢部位垢样,并提出了综合防垢措施。     

油田注入水结垢评价及治理措施

对青化砭油田注水系统的长6地层水及注入水进行了水质分析,采用饱和指数和热力学溶解度法对结垢类型及趋势进行理论预测的基础上,并对混注水进行配伍性分析,运用化学分析、XRD、SEM等手段分析了典型结垢部位垢样,并提出了综合防垢措施。     

塔中16油田CⅢ油藏注水水质标准研究

目前作为油田开采的重要方式,注水工艺仍然为专业人员不断研究改进。尤其在低渗透油田的注水开发中,工艺技术要求更为严格,其中注水水质标准更是要求的关键。塔中16油田CⅢ油藏为深层中孔渗砂岩储层,根据其近年来的注水开发情况,结合相关的储层特征、储层敏感性、注入水腐蚀性及其与地层水的配伍性,对注入水悬浮颗粒含量及粒径、细菌含量和溶解氧等做出室内实验分析。在此研究基础上,提出了符合塔中16油田CⅢ油藏物性条件的水质推荐标准。     

非离子氟碳表面活性剂与重烷基苯磺酸钠复配驱油剂的研究

研究了氟碳intechem-01表面活性剂(FC-01)/重烷基苯磺酸钠(HABS)复配驱油体系的性能,以金属筛网洗油率和静态驱油率、界面张力、与注入水和模拟地层水的配伍性为考察指标。结果表明,复配体系的最佳配比为氟碳intechem-01表面活性剂浓度为0.08%,重烷基苯磺酸钠质量浓度为0.10%,碳酸钠质量浓度为0.20%,碳酸氢钠质量浓度为0.20%。复配体系与定边油田的原油形成较低界面张力,驱油率显著提高,且与定边油田采油注入水和模拟地层水有良好的配伍性。     

适合于海上某油田低伤害环保型水基完井液研究

完井液技术在保护储层的钻井工艺技术中扮演着非常重要的角色。完井液作为钻完井作业的最后一种入井工作液,不仅要对储层具有优良的保护效果,而且要与其他入井流体配伍性好,具有改善前面作业中可能产生的污染和很好的综合保护储层效果。从环保方面要求生物毒性小,对人体无害无毒,对水生物群落影响小,容易生物降解,有利于保护环境。针对海上某油田的储层特性以及前期钻井液的使用情况,所研制的低伤害环保型水基完井液各项性能良好,与储层岩石、地层水以及原油具有较好的配伍性,储层岩心渗透率恢复值达到90%左右,生物毒性小。说明此完井液具有优异的综合性能,可以应用于海上油田平台的完井作业。     

陕北M油田长8油藏注水井欠注原因及治理措施

针对陕北M油田长8油藏注水井高压欠注的问题,通过对储层特征、注入水和地层水的配伍性、井筒及地面注水系统的分析,找出陕北M油田长8油藏注水井的欠注原因并提出相应的治理措施,对该区块合理实施降压增注措施和保持长期稳定注水高效开发具有重要意义,为下步治理同类油藏提供了借鉴。     

碳酸钙结垢预测方法及应用效果对比

碳酸钙垢是油田注水过程中常见的一种垢型,它会严重影响油田开发的效果。本文主要介绍了碳酸钙的成垢步骤、成垢机理、碳酸钙垢的各种预测方法以及对预测方法的评估。最后本文对子北和甘谷驿两个采油厂的注入水情况进行了分析评价,分析结果表明,子北和甘谷驿采油厂碳酸钙结垢较为严重。     

轮西缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油工艺

轮西油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏。其储层特点、渗流模式与常规油藏不同,用常规注水方式来稳定地层压力和水驱油来提高采收率的方法难以奏效。为提高该类油藏的采收率,在分析轮西油藏缝洞单元内的油水关系及油井含水变化规律基础上提出单井注水替油工艺,给出了优选注水替油井、确定最佳注水时机及注水量的决策方法,并提出几点建议,为高效开发轮西油藏提供一种新方法。该工艺在LX10-H1井的实践结果表明：与未实施该工艺前相比较,油井关井时间由150天左右有效缩短至50~60天,而日产油量明显增加。     

十二烷基苯磺酸钠与非离子氟碳表面活性剂复合驱油剂的研究

研究了十二烷基苯磺酸钠(SDBS)/氟碳Intechem-01表面活性剂(FC-01)复合驱油剂的性能,以驱油率、界面张力、与注入水和模拟地层水的配伍性为考察指标,正交实验结果表明,氟碳Intechem-01表面活性剂的质量分数为0.05%,十二烷基苯磺酸钠的质量分数为0.15%,碳酸钠、碳酸氢钠的质量分数都为0.25%时,复配体系的效果较好,且复配体系与定边油田采油注入水和模拟地层水有良好的配伍性。     

子北油田黄家川1068区块注水开发可行性研究

子北油田黄家川1068区块初期依靠地层能量开采,产量递减较快.本文对研究区开发初期的油井自然能量的动态分析,储层的润湿性评价、岩心驱油试验和敏感性评价,以及注入水与地层水的配伍性评价进行了分析,研究结果表明:子北油田1068注水区块中长61储层呈现出较弱酸敏性、较弱碱敏性、无水敏性、中等盐敏性、中等偏弱速敏性,并具有亲水的特征.因此,采用注水开采是行之有效的方案,而且在注水开采时可以忽略速敏、酸敏和碱敏对储层的影响,但是当地层水与注入水配伍性较差时需考虑盐敏的影响.     

某碳酸盐岩油藏注水时机研究

B油田是中东某地区上世纪70年代投产的一特大型油田,其主力油藏之一是白垩系Mishrif层位的MB21碳酸盐岩油藏。在碳酸盐岩油藏地质特征研究的基础上,总结了生产特征并对下步大规模开发进行注水时机研究。这些分析研究对油藏的整体开发部署具有重要的指导意义。