新场气田须家河组地层水回注可行性研究

新场气田开发过程中的地层水产出问题日益凸显， 处理后达到外排标准的成本高。文章从气藏地质特征、采出水水质分析、 与地层水的配伍性分析、回注层储集能力等方面研究了新场气田须五段产出地层水回注的可行性， 并在室内开展了回注水对储层岩心的伤害试验。结果表明：须五段巨厚的泥页岩砂岩互层及层内水平缝发育特征，有着较大的储水能力；采出水成分复杂， 但经预处理后与地层水的配伍性好；对岩心的伤害小，回注后储层渗透率 仅下降1.23％； 储层中的砂岩层具有中等偏强水敏、弱碱敏特征，泥页岩层具有中等偏弱水敏、弱碱敏特征。     

川西须家河气藏地层水与蓬莱镇气藏地层水和储层配伍性探讨

近几年川西气田须家河组气藏试采力度加大,产出地层水量大幅上升,高矿化度地层水处理难度大,处理外排面临着较大环保隐患。目前对气田水最有效的处理方式是异层回注处理。但对不同气藏的气田水,同时进行回注时,要保证回注成功和回注系统正常运行,必须对水质进行配伍实验。针对中国石化西南油气分公司川西气田须家河气藏地层水与蓬莱镇气藏水的水质特征,进行了水质、储层配伍性实验,从而了解影响回注的因素,并提出注意事项与解决措施。     

油田新型结垢计量装置与防垢剂优选试验

从定量的角度出发,设计垢量测量装置。以BZ25-1油田为例,判断油田结垢类型,模拟动态试验,利用油田结垢量大小测定渗透率损失率。随后进行防垢剂筛选试验。结果表明：碳酸钙垢的生成,岩心渗透率损失率21％左右;防垢剂JPS-01、JPS-02、JPS-03能有效缓解地层结垢,JPS-01防垢剂效果最佳,结垢量最小。     

川中沙溪庙致密油藏压裂液技术研究及应用

川中沙溪庙致密油藏为特低孔、低渗致密储层,压裂工艺要求先以滑溜水大排量泵注方式在地层中形成复杂缝网,再以冻胶压裂液造主缝,形成大规模的连通性体积缝网。将聚丙烯酰胺类滑溜水与低分子量胍胶类冻胶压裂液复合应用,开发出了适合川中沙溪庙储层的"滑溜水+冻胶"混合压裂液技术。其中,滑溜水具有低摩阻、高效防膨等特点;冻胶压裂液具有耐剪切、低伤害等特点;混合压裂液体系的破乳效果好、返排能力强。现场试验表明:"滑溜水+冻胶"混合压裂液技术具有良好的储层改造效果,在G36井、G117井应用获得成功,现场降阻率达61.5%⁶4.8%、返排率>40%,返排液油水界面清晰,获井口测试产油45.1t/d。     

高凝油藏中蜡沉积对开发效果的影响

针对高凝油注水开发中蜡析出造成孔隙堵塞、渗透率下降这一问题,推导蜡沉积量与孔隙度、渗透率变化关系,建立水驱油藏渗流场与蜡沉积的耦合模型,对比地表水常温及适当升温(25、35、45、55、65℃)注入时,含水饱和度分布及孔隙度、渗透率降低情况。结果表明:注入冷水导致近井地带温度降至析蜡点以下,蜡晶颗粒大量析出,地层采出水(45℃,不加热)回注时,注水1 a后水井附近30 m温度受到影响,平均累积沉积量约占孔隙体积的4%;随着温度降低,含水饱和度前缘跃变程度减弱,渗透率与初始渗透率比值由93%降到72%;地层冷伤害随时间延长加剧,但增加速率逐渐减小,并逐渐向油层深部推进。     

红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发过程中,由于注水水质不稳定、配伍性差,造成注水系统结垢严重,注水井井况恶化、检配合格率低,修井频繁。文章对稠油净化污水回注开展可行性评价研 究和论证,实现了稠油净化污水回注红山嘴油田,对净化污水回注后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定了净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。动态跟踪结果表明：净化污水回注后,红山嘴油田注 水水质得到明显改善,消除了注水系统的结垢问题,储层伤害得到有效控制,实现外排污水合理利用,可节约油田清水用量73万m3/a,减少环保压力,为稠油净化污水回注技术储备和示范奠定良好基础。     

红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发中,由于注入水水质不稳定,注水配伍性差,注水开发过程中注水系统结垢严重,注水井井况恶化,修井频繁,注水井测调合格率低。经过对红浅稠油污水可行性评价及论证,实现了红浅稠油净化污水回注红山嘴油田,污水回注后需对污水回注地层后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。通过对污水回注效果动态跟踪表明,污水回注后红山嘴油田水质得到明显改善,消除了注水系统结垢,污水回注地层后储层伤害得到有效控制,年可节约油田清水用量73万方。不仅如此,还在合理利用外排污水,减少环保压力方面,为稠油污水回注提供技术储备和技术示范奠定良好基础。     

川东北河坝地区中浅部地层气体钻井出水随钻预测

以川东北河坝地区中浅部砂泥岩地层为研究对象,基于随钻测井技术,分析随钻获取地层参数资料所需工具的结构及技术特点,对地层出水层位的预测方法进行研究,建立气体钻井出水量定量预测模型。结果表明:给出的地层出水层位预测方法能够较好地预测出水层位;气体钻井受地层出水的影响和制约明显,在目前常用井眼及气体装备条件下,气体钻井的最大携水量一般小于3 m3/h,泡沫钻井的最大携水量一般小于10 m3/h;河坝地区1.0 km以内的浅部地层和沙溪庙组地层采用空气钻井,而千佛崖组地层适宜采用雾化钻井或泡沫钻井,自流井组和须家河组地层适宜采用充气钻井液或常规水基钻井液等近平衡钻井。     

致密油藏气驱微观驱油机理研究

针对致密油藏产能低,注水开发困难的现状,为提升致密油藏开发效果,选取鄂尔多斯盆地某区块致密油储层不同渗透率等级岩心平行样,进行注CO_2和N_2物理模拟实验,结合核磁共振技术,研究了岩心不同孔隙区间的占比和含油饱和度,以及2种气驱下不同渗透率等级岩心的采出程度和残余油分布。研究结果表明:对于致密油油藏,CO_2驱整体上好于N_2驱;对于渗透率在0.2×10~(-3)~1.4×10~(-3)μm~2的致密油岩心,渗透率越高,CO_2驱效果越好,渗透率越低,N_2驱效果越好;岩心的大、中孔隙贡献了大部分的采出原油,CO_2和N_2在大、中孔隙上的驱油效果较好。     

气田采出水回注环境风险控制措施探讨

气田采出水的水量小、含盐量高,回注通常是更适合的环境处置方案。回注的主要环境风险是井 筒内腐蚀造成泄漏后的土壤、地下水污染。文章在分析气田采出水水量、水质和污染特征的基础上,综述了回注处置井的目标构造选择方法,提出地下水污染最关键控制参数是注水静水压力低于“可利用地下水”的低水 位（高度）以保证下方注入水不会上侵,回注处置目的层必须位于可能的饮用水源之下并有可靠的隔离层;提出井筒必须具有连续完整性,以保持注水构造与可能饮用水源的隔离;同时提出相应的检测/运行管理需求和控制措施,即可采用模型预测、检测、试验等方法分析采出水的腐蚀、结垢特性,通过投加适当的缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂等措施控制井筒腐蚀/结垢,为气田采出水回注环境风险控制提供参考。     

大庆油田采油四厂三元复合驱结垢类型研究

油田生产过程中的结垢严重地影响油田的正常生产和开发效果。大庆油田采油四厂三元复合驱区块采出井结垢较为严重,所结的垢不溶于酸碱。为解决这一问题,采用高压物模试验装置,模拟该油田的现场结垢情况,通过对结垢储层岩心渗透率和岩心的化学元素组成的分析,对该油田的结垢成因进行了综合分析和阐述,从而为制定有效的除垢和防垢措施奠定了理论基础。     

海上采油水处理技术的研究进展

由于海上采油平台寿命短,风险高,因此必须提前采用注水开发方式.介绍了基于海上油田采出水处理后回注和直接注入海水等技术存在的问题,以及国内外最新的采出水超滤除油技术和纳滤软化海水注水技术的研究与应用进展.结果表明,采用超滤/微滤膜特别是陶瓷膜处理采出水,出水水质可达油田回注水A1标准;纳滤软化海水作为注入水的海上采油注水技术,可大幅度降低含油储层的结垢,已在国外得到长期应用,而国内对此研究与应用报道较少.膜技术在海上采油水处理技术中的应用对于提高国内海上采油过程水处理技术水平具有重要的借鉴意义.     

孔洞型碳酸盐岩应力敏感下孔隙结构CT研究

目前储层应力敏感性研究在微观孔隙结构层面研究不足,本文选取川中地区震旦系灯影组四段气藏孔洞型碳酸盐岩心,进行原位CT的应力敏感试验研究。试验表明:孔洞型碳酸盐岩的渗透率随地层有效应力的增加明显下降;有效应力的增加造成岩心的孔隙体积、孔喉直径、喉道长度均变小;岩心的孔喉直径分布曲线和喉道的概率分布曲线向橫坐标轴负方向偏移,形状因子的概率分布曲线向橫坐标轴正方向偏移,在不同的压力阶段对不同尺寸、形态的孔隙影响不同,对于微小孔隙和喉道伤害明显,孔喉连通性变差;压力变化造成岩心微观孔隙结构变化导致岩心渗透率下降,且随着有效应力降低岩心渗透率不能完全恢复,表明应力敏感造成不可逆伤害。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差。以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制。结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率。     

川中中侏罗统凉高山组-下沙溪庙组储层特征

以川中地区钻井岩心及露头剖面样品的镜下岩石学特征为基础,对川中中侏罗统凉高山组-下沙溪庙组储层进行了研究,认为储层类型主要为孔隙-裂缝型,而次生溶蚀孔及裂缝提供了最主要的储集空间。储层的发育主要受到沉积微相、物源方向、成岩作用、溶蚀作用以及构造破裂作用等因素控制。其中沉积微相和物源方向是储层发育的物质基础;溶蚀作用及构造破裂作用是储层改善的关键因素;而压实、压溶、胶结、交代等成岩作用则对储层的发育是不利的。     

气田采出水处理系统优化运行效果评价

长北天然气处理厂气田采出水处理系统自投运以来,在生产运行过程中存在采出水悬浮物含 量高、油分处理效果差的状况,回注水中含油、悬浮物较高,回注泵故障频发,回注压力高。分析水质变差原 因,同时对现有采出水处理系统进行分析,优化缓蚀剂加注方案,制定加药程序,引入新设备、新工艺提升采 出水处理效果,使回注水含油量、悬浮物含量达到SY/T5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》 要求。     

塔中I号气田采出水就地分离回注应用实践

介绍了塔中I号气田采出水集输处理现状,分析目前采出水治理存在的问题,塔中I号气田各联合站、集气站产水量分布,通过取样化验表明集气站分离出采出水平均悬浮物含量、含油量满足碳酸盐岩油田注水水质要求。提出在集气站进行油气田采出水就地分离回注的方式解决水处理系统超负荷运行、晒水池高液位运行等问题。结果表明,水处理系统降低处理水量600 m3/d,每年可产生经济效益3 875.2万元。     

高矿化度油田采出水危害性分析

长庆油田学一联合站油田采出水经三级处理后,出水水质达到低渗透、特低渗透油田回注指标,但不久水质变浑浊,并伴有大量的红棕色沉淀物生成.取样分析,红棕色沉淀物为氢氧化铁,水中pH值为6.0～6.5,铁含量在50～100 mg/L.文章针对含铁量过高为主的高矿化度油田采出水可能带来的危害进行分析,并提出解决方法.     

新疆油田某区采出水回用技术研究

新疆油田某区污水排放口,开展清污软化水掺混研究,将部分外排污水回用注汽锅炉;通过外排污水与地层配伍性研究,将部分外排污水回注地层。将净化软化水和清水软化水按照一定比例混合后,使可溶性固体≤2 000 mg/L,满足过热锅炉进水需求;某区外排污水与某注水站外排污水按1:1混合配置,没有结垢趋势,配伍性较好。通过上述两项措施,实现了污水全部回用,可减排污水420万t/a,节约清水用量420万m3/a,节约燃料1 580万m3/a,节约运行成本4 772万元/a。     

特低渗透油藏非达西渗流模型及其应用

根据矿场试验和室内试验的研究成果，开发低渗透和特低渗透油藏时会产生非达西渗流现象，尤其是原油渗流会存在较为明显的启动压力梯度。结合低渗透油藏注水开发的特点，考虑油、水两相渗流均存在启动压力梯度，以及岩石存在应力敏感，建立三维油、水两相非达西渗流数学模型。利用差分方法得到该模型的数值差分格式，在此基础上编制模拟软件。以大庆肇源油田源121—3区块为研究对象，首先将建立的非达西渗流的数值模拟结果与现场实测的生产动态数据进行对比验证。然后，在五点注采井网的基础上，设计一个“正方形注采单元”，在保持采油井和注水井井底流压的前提条件下，改变注采井距，通过模拟计算得到油井见水时地层流体压力、流体压力梯度、地层绝对渗透率和启动压力梯度的空间分布，最后得到有效驱动注采井距，从而为该特低渗透油藏的注采井网部署提供依据。