纯2块注入水结垢理论预测与试验研究

油田注入水无机垢结垢趋势预测是油田开发过程中遇到的技术难题之一。针对胜利纯化油田纯2块注水开发过程中注水压力升高的问题,对纯2块注入水结垢问题进行了理论预测和试验研究。结果表明,纯2块注入水与地层水配伍性较差,注入水中钙、镁离子被地层岩心吸附或在地层中结垢现象严重,是造成注水压力升高的主要原因之一。建议在处理后的注入水中加入Ca2+、Mg2+稳定剂,减少其在地层的吸附或使其不在地层结垢,从而减轻地层堵塞。纯2块注入水结垢理论预测与试验研究@盛国富     

姬塬油田注入水与地层水配伍性研究

姬塬长8储层在采用清水进行注水开发过程中,存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、注采严重失衡等问题,严重影响油田开发效果。本文在对该区块注入水、地层产出水组成分析的基础上,将结垢趋势预测和室内模拟实验相结合,详细分析评价了注入水与地层水的配伍性。配伍性实验结果表明:姬塬长8储层地层水为CaCl2水型、注入水为Na2SO4水型;地层水与注入水以任意比例混合后,在30℃下均无垢生成,80℃下均产生了碳酸钙结垢而无硫酸钙垢形成。结垢趋势预测结果表明:在30℃下地层水与注入水混合后基本不生成碳酸钙垢;在50℃下,随着地层水比例的增加,碳酸钙结垢趋势增加,当地层水与注入水之比为4∶6 10∶0时,显示会有碳酸钙垢生成;在80℃下,碳酸钙垢趋势明显增加,地层水与注入水以任意比例混合后均会产生碳酸钙垢;在30℃、50℃、80℃下地层水与注入水以任意比例混合后均无硫酸钙垢结垢趋势存在。综上所述,姬塬长8储层注入水与地层水配伍性差、结垢是造成姬塬长8储层注水压力高的主要原因之一。     

罗52区地层水与注入水水质分析及结垢趋势预测

在油田注水开发过程中,如果有两种以上不相容的水相遇,就容易产生无机垢,结垢造成了油田开采过程中大量的经济损失。本文首先通过一系列的实验研究,分析了罗52区地层水和注入水的水质特征,总结了目前碳酸钙和硫酸钙结垢趋势的预测方法,进而对不同配比下地层水与注入水混合后碳酸钙和硫酸钙的结垢趋势进行了预测。实验结果表明:罗52区地层水与两种类型注入水按不同比例混合后,基本上无碳酸钙和硫酸钙结垢趋势,即两种水样静态配伍性较好,这将有利于油田的注水开发。     

XG潜山油藏结垢影响因素室内实验研究

XG潜山油藏注水开发生产过程中,结垢情况严重,需分析结垢的影响因素,控制结垢的发生。文中利用正交试验设计,分析了影响XG潜山油藏注水开发油藏结垢的因素。实验结果表明:XG潜山油藏注水开发中,随着注入水pH值升高,油藏结垢量逐渐增大;随着地层压力增大,沉淀结垢量逐渐减小;随着注入水混合比例增大,沉淀结垢量缓慢增大,达到峰值后又逐渐减小,注入水混合比例为50%时沉淀结垢量最大;随着体系温度升高,沉淀结垢量逐渐增大。对XG潜山油藏结垢影响最大的因素是注入水pH值,油藏压力次之,注水量与油藏温度影响较弱。当pH值控制在6.5以下,油藏压力保持在20 MPa以上,就能有效避免XG潜山油藏在注水开发过程中出现大量结垢。     

油田注水动态结垢趋势实验研究

低渗透油田注水开发中的结垢对储层伤害严重,对结垢趋势进行科学、准确地评价十分必要。采用盘管式动态结垢试验装置,对低渗透油田三个区块的地层水、注入水及其混配水在地层和地表结垢过程进行了研究,并对结垢物进行分析。研究表明:A区注入水与地层水的配伍性较好,最佳混配比为50%;B区注入水与地层水的配伍性最好,混配后随注入水比例增加结垢总量逐渐减少;C区注入水与地层水的配伍性最差,应根据现场具体情况采取一定的水处理技术改进或调整。盘管式动态结垢试验装置克服了常规静态结垢预测法的不足,能较好地模拟注水开发动态过程,模拟结果准确可靠。     

油田结垢及防垢动态评价方法的应用研究

结垢与防垢是油田注水开发中所遇到的重要问题之一。结垢往往会降低供、注水管道和油管的流量,引起地面设备和设施的磨损或堵塞,甚至堵塞注入水流经的地层孔道,造成产能下降。为了防止结垢和有效地控制结垢,各石油公司开展了多方面的研究工作。 本文系统地介绍了国内外用于评价注水相容性(结垢)的方法,并重点介绍了动态相容性(模拟管)试验法,以及该方法在油田注水结垢/防垢预测中的应用。     

地层无机结垢预测技术研究与应用

无机结垢是油田注水过程中遇到最严重的问题之一,结垢造成了油田开采过程中较大的经济损失,低渗透油田损失更大。为高效开发低渗透油田,应对结垢进行科学预测,并提出相应合理的防垢措施。通过对已有的结垢预测方法进行综合对比,在前人研究的基础上,利用溶度积规则、离子缔合理论及多元非线性回归技术,建立了地层无机结垢饱和度指数预测模型,同时编制了无机结垢预测软件PIOS1.0,并应用预测软件对几个油田地层水进行了结垢预测,预测结果与实际情况对比基本吻合。     

华北油田地层水与注入水结垢趋势预测及影响因素

在注水开发过程中,油层或采出系统结垢会大大影响生产效率。开展地层水与注入水结垢规律和机理研究,可对现场除垢技术提供理论指导。采用Davis-Stiff饱和指数法和Ryznar稳定指数法,对华北油田京11区块地层水和注入水在不同温度、p H和成垢离子质量浓度等影响因素下的结垢趋势进行了预测,同时开展静态结垢实验研究了模拟水样的结垢规律。结果表明:华北油田京11区块地层水和注入水的离子组成和质量浓度非常接近且均具有严重的结垢趋势,且地层水的结垢趋势略高于注入水,垢样主要为碳酸钙;模拟水样的实际结垢率可达61%;温度、p H以及成垢离子质量浓度的升高均能大幅提高模拟水样的结垢率,结垢率的增长幅度随温度和p H的升高逐渐增大,而随成垢离子质量浓度的升高逐渐减小。     

白豹油田侏罗系油井注水配伍性分析与防垢治理

油田开发进入注水开发阶段,由于压力、温度等条件的变化以及水的热力学不稳定性和化学不相容性,往往造成注水地层、油套管、井下、地面设备及集输管线出现结垢。井筒结垢易导致泵阀漏失、卡泵等一系列问题。针对白豹油田侏罗系油井结垢问题日益突出的情况,主要通过侏罗系油井注入水、地层水水质及垢质等的分析,从化学配伍性角度探索侏罗系油井结垢机理及防垢措施,为侏罗系油井注水开发提供参考。     

冀东油田南堡1-5区注入水相容性研究

在油田注水开发过程中,随着注水量的不断增加,部分井存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、不能达到配注要求等问题,严重影响油田开发效果。通过对冀东油田南堡1-5区注入水、地层产出水进行水质分析,并采用室内模拟实验与结垢趋势预测相结合的方式,分析评价注入水与采出水、储层的相容性。静态相容性实验结果表明,南堡油田1-5区注入水和采出水按任意比例混配后,在20℃下不会生成垢,但在90℃下均有碳酸钙垢产生。通过动态相容性实验发现,注入水与储层、采出水不相容,注入水中固相颗粒堵塞,均会导致岩心渗透率不同程度的下降。针对冀东油田南堡1-5区注入水的相容性情况,提出改善措施,以提高注水能力,保持油田注采平衡。     

新站油田注水压力上限确定方法的探讨

新站油田低渗透、非均质性严重,天然裂缝发育,注水开发油井见水后含水上升快、产量递减快,多方向见水,治理难度大。实践表明,以无源微地震测试结果为基础的拟泊松比法确定的注水压力上限能够较好地适应油田开发的需要。     

海上S油田优化注水的研究及实践

随着S油田开发生产的深入,平面矛盾、层间矛盾也逐渐显露出来。为使油田稳定生产,减缓递减,提高采收率,在“注够水、注好水”的思想指导下,S油田开展了大量的加强注水、优化注水工作,使油田各个区块地层压力都有不同程度的恢复和上升,层间矛盾得到有效改善。并且通过这一系列优化注水的研究和应用,使油田取得了较好的注水开发效果和经济效益。     

西峰油田注水压力升高原因及对策

从西峰油田长8和安塞油田长6储层特征、长8注水伤害机理室内试验分析和长8现场挤注解堵剂效果,从三方面研究分析了注水压力高的原因,找到降低西峰油田回注水的有效方法。适合于西峰油田能有效降低水源水注水压力的助剂--FH-01解堵剂及降低采出水注水压力的助剂,缓解、修复被破坏的地层能够大幅度提高驱油效率。     

活性纳米材料增注技术的研究与应用

为了降低注水压力，改善文东油田的注水开发效果，将纳米技术引入油田开发领域，使用纳米材料降低注水压力，提高吸水能力。活性纳米材料以SiO2为主要成分，具有极强憎水亲油能力，在砂岩颗粒表面产生物理吸附作用，改变砂岩表面的润湿性，提高水相渗透率，从而降低注入水的流动阻力，起到降压增注作用，开发出成本低廉的水基携带液。经岩心驱替试验与现场应用证明，纳米材料增注技术能够降低低渗透油田的注水压力，提高吸水能力。从而改善油田注水开发效果。     

闵20低渗透敏感性油藏注清水研究

敏感性油藏的注水一直是油田开发的一个难点.闵20油田就是一个敏感性中偏强的油田,先期投产的注水井注清水后,井口压力上升较快,注水效果差.本文通过流动实验对闵20油田进行了注入水配伍敏感因素分析及伤害预测,确定了在注水前及注水过程中采用1%TDG-15防膨液进行防膨的预处理方案;同时通过室内实验筛选了适合该区块的三防药剂;配合PEB清水精细过滤工艺提高注入水水质.这一系列措施实施后,闵20油田注水效果得到了明显的改善.     

提高靖安油田注水系统效率技术研究与应用

靖安油田注水系统运行已超过10年,随着油田配注量不断增加,注水系统暴露出局部管网压损过大,注水站系统压力上升,回流量大等诸多问题,导致系统效率下降,能耗上升,生产成本增加。通过2009年对靖安油田部分站点注水系统效率详测可知,注水系统效率平均值为40.19%,远低于《油田地面工程设计节能技术规范》SY/T 6420-1999规定指标49%,注水单耗过高(0.73kW·h/m~3 MPa)。此外,油田注水是"能耗大户",其用电量占油田开发总用电量的30%,因此,开展油田注水系统节能改造潜力巨大,同时也符合国家关于企业节能减排要求。     

海上疏松砂岩油田注水压力优化方法研究

海上疏松砂岩油田设计阶段确定的注水压力不能完全满足油田开发过程中配注量的需求,严重影响了油田正常高效生产。结合海上梯级压力测试数据,认为造成注水压力不满足需求的主要原因是近井筒地带存在附加阻力。在此基础上,建立了一种近井筒地带附加阻力的计算方法,并结合井筒摩阻和液柱压力等形成了注水压力优化方法。渤海油田现场试验结果表明,注水压力优化方法可指导不同生产阶段注水压力的确定,具有较好的应用推广价值。     

Evaluation and prevention of formation damage in offshore sandstone reservoirs in China

Reduction in water injectivity would be harmful to the waterflood development of offshore sandstone oil reservoirs. In this paper the magnitude of formation damage during water injection was evaluated by analyzing the performance of water injection in the Bohai offshore oilfield, China. Two parameters, permeability reduction and rate of wellhead pressure rise, were proposed to evaluate the formation damage around injection wells. The pressure performance curve could be divided into three stages with different characteristics. Analysis of field data shows that formation damage caused by water injection was severe in some wells in the Bohai offshore oilfield, China. In the laboratory, the content of clay minerals in reservoir rock was analyzed and sensitivity tests （including sensitivity to water, ftow rate, alkali, salt and acid） were also conducted. Experimental results show that the reservoir had a strong to medium sensitivity to water （i.e. clay swelling） and a strong to medium sensitivity to flow rate, which may cause formation damage. For formation damage prevention, three injection schemes of clay stabilizer （CS） were studied, i.e. continuous injection of low concentration CS （CI）, slug injection of high concentration CS （SI）, and slug injection of high concentration CS followed by continuous injection of low concentration CS （SI-CI）. Core flooding experiments show that SI-CI is an effective scheme to prevent formation damage and is recommended for the sandstone oil reservoirs in the Bohai offshore oilfield during water injection.     

海上油田水驱开发注水压力优化

渤海B油田经过长期注水开发,注水压力逐渐上升,注水量不断下降,同时,酸化解堵效果变差,有效期变短,导致油田长期欠注,地层压降大,产量递减快。在实际注水过程中,注水井近井地带会形成一定污染,造成额外的附加压降,目前执行的注水压力界限是早期注水开发时的设计值,已不能满足当前的注水需要,亟需开展注水压力优化研究。因此,引入附加压降理论,运用流体力学原理计算实际注水压差,推导出理论无因次吸水指数,进而求得理论注水压差,并通过压降试井及酸化解堵效果来验证附加压降计算值的准确性,最终得到合理的注水压力,为油田提压注水提供依据。结合现场设备条件,在渤海B油田实施了23井次提压注水,在节省酸化解堵费用的同时,也取得了较好的增注稳油效果,为提高油田最终采收率提供保障。