新肇油田地层水影响及抑制方法研究

随着注水开发时间的延长,受地层水向油井井井底推进影响,造成油井见地层水后高含水,甚至水淹,油水关系复杂,控水难度大,严重影响油井产量,本文针对以上矛盾,开展了抑制地层水方法研究,对目前地层水分布、水侵现状及规律进行总结。结合对水侵区储层特征、水侵规律和剩余油分布规律的认识,利用油藏工程动态分析经验及结果,提出周期注水、油水井对应调整、堵水三种方法抑制地层水推进的治理对策,同时根据试验效果总结三种方法的在不同储层物性、地层水发育类型上的适用性。通过对地层水治理对策研究和应用,达到了抑制地层水侵入速度、降低产出液含水、提高油田开发效果的目的,为油田后期充分挖掘剩余油、综合治理地层水型低效井提供依据。     

渤海S油田注水井防膨影响因素研究

阳离子季铵盐聚合物BHFP-02防膨剂长期应用于海上S油田A区块、B区块注水井防膨作业，防膨缩膨效果优异。从历次现场防膨井施工作业效果反馈，44井次防膨作业效果明显，19井次防膨作业效果不明显。历次防膨作业井中挑选效果不明显的3口井，根据防膨井选井依据，对S油田区块岩芯模拟地层水及标准盐水水敏性实验、地层水速敏及煤油速敏性实验及单井注入量、防膨剂耐冲刷性、防膨率实验、单井设计药剂量及油藏单井配注量等，分析不明显防膨井存在的影响因素。结果表明：S油田储层水敏指数为0.43～0.63,属于中偏强水敏，注入水矿化度低于临界矿化度，防膨井储层存在水敏伤害；S油田A区块地层属弱速敏性，B区储层为弱以及中等偏弱的流速敏感，注水速度应控制在临界流速以下，减小速敏对防膨井储层均影响；对注水量高的防膨井，可优化注水频次和提高防膨剂的吸附能力，来保证防膨井效果及防膨有效期。     

化学防垢技术在油田开采工艺系统中的影响因素分析

长庆油田为低渗、特低渗油田,注入水及地层水化学特征苛刻,由于注入水与地层水、地层水与地层水不配伍、地层水自身不稳定而导致注水地层、地层水自身、近井地带、油井、集输系统结垢十分普遍严重。通过多年技术攻关,长庆油田形成了油田结垢化学治理立体配套技术体系,极大程度减弱、抑制、清除、结垢对生产的影响。本文结合室内实验对矿场防垢剂使用过程中出现的技术问题进行详细分析,并结合矿场工艺特点,提出改进和预防措施。     

耿271区长油藏见水方向分析及治理措施

耿271区长*油藏2010~2011年规模建产,采用菱形反九点井网开发,受储层裂缝发育及储层非均质性的影响,2013年下半年开始,油藏单井点见水的现象不断出现,综合含水上升速度日益加快,长期稳产难度较大。本文根据耿271区长*油藏储层发育特点,重点分析该区见水方向及见水单井分布规律,结合前期开发技术政策,为下步油井见水的预防和治理提供依据。     

姬塬油田耿271区井口高回压影响因素及治理措施

随着姬塬油田耿271区块油藏不断发展,井组高回压已成为制约油区发展的一个不容忽视的因素。本文重点对姬塬油田耿271区块井组回压影响因素进行分析,确定了原油粘度大、环境温度低、地貌复杂及高差较大、集输半径大、井组液量低及管线埋深浅、管线结蜡、结垢是导致该区块回压高的关键因素,提出了采用投收球、安装加热炉提高原油输送温度,降低原油粘度,并采取化学试剂及物理防治相结合的方法对集输管线进行结蜡与结垢的防治与治理等方法,达到降低井组管线回压的目的,同时对各类技术原理以及实际应用效果作了较详尽的说明,进行了实际经济效益评价,提出了一定的结论与认识,为确保耿271区回压治理工作具有重要指导意义。     

影响安塞油田侯市区东部动态特征的地质因素剖析

本文从油井的试油结果、初期产能、单井生产状况、见效见水特征、注采对应关系、水驱油运动规律及剩余油分布特征等方面对影响侯市区东部动态特征的地质因素进行了剖析。研究表明:当注采井分布在有利相带时,往往试油产量高、油井见效快见水也快,否则较慢;储层地质特征是影响水驱油运动规律及剩余油分布特征的主要因素,注入水往往在平行于古水流方向、河道的主体带推进速度较快,研究区目前孔隙渗流区水淹井的来水方位几乎均平行于古水流方向;垂直或斜交于古水流方位、非有利相带将是剩余油的富集区域;储层裂缝的存在也严重地控制了注入水流向,注入水沿裂缝方位窜进,其他方位将是剩余油富集的主要区域。     

影响安塞油田侯市区东部动态特征的地质因素剖析

本文从油井的试油结果、初期产能、单井生产状况、见效见水特征、注采对应关系、水驱油运动规律及剩余油分布特征等方面对影响侯市区东部动态特征的地质因素进行了剖析.研究表明:当注采井分布在有利相带时,往往试油产量高、油井见效快见水也快,否则较慢;储层地质特征是影响水驱油运动规律及剩余油分布特征的主要因素,注入水往往在平行于古水流方向、河道的主体带推进速度较快,研究区目前孔隙渗流区水淹井的来水方位几乎均平行于古水流方向;垂直或斜交于古水流方位、非有利相带将是剩余油的富集区域;储层裂缝的存在也严重地控制了注入水流向,注入水沿裂缝方位窜进,其他方位将是剩余油富集的主要区域.     

肇A区块乳化水高含水井措施效果分析

肇A区块有60%的高含水井见不到游离水,油质由浅黄色到黄色,水溶于油内,为了加大低效井治理力度,针对该类井开展了表面活性剂化学透析试验,主要是在乳化水高含水井内注入两性的表面活性剂,在有充分的时间发生化学反应后,使油层内原有的动态平衡被破坏,再重新建立新的动态平衡时,油井含水率一定时期内有所下降,达到控水增油的目的 ;取得了较好的增油效果。     

同位素井间监测技术在南堡油田的应用

油田注水开发的中后期,层间治理接替和注采调控是实现稳油控水的有效手段,但治理中往往很难对高渗条带、大孔道及裂缝发育方向有定量认识。利用同位素监测技术很好的解决了这一问题。同位素井间监测技术主要是在注水井中注入一种放射性同位素示踪剂,通过对周围油井放射性示踪剂产出计算及峰值特征分析,利用示踪解释软件进行模拟计算,推导出多种地层参数,在此基础上计算油水井之间存在的高渗透层及大孔道参数,为下步注采调控方案的制定、封堵大孔道、稳油控水等工作提供可靠的依据。该技术在南堡油田1-1区1-32断块开展了现场试验,取得了成功。     

临盘油田临13复杂断块区细分重组后期稳产对策研究及应用

临13断块区历经近40年的开发调整,多次分层系、分区块进行了细分重组,注采井网不断完善,但随着注水井注入水的不断推进,造成层间吸水差异明显,油井含水上升较快,注入水利用率低等问题加剧。本次针对临13断块区存在的问题,强化动态分析,深化剩余油分布规律研究,分断块进行治理,不断完善注采井网,进行断块调整后期稳产对策研究,改善水驱开发效果。     

合水油田庄9长8油藏见效见水特征分析

合水油田庄9区随着开发时间延长,受储层非均质性及多层位多井网开发等因素影响,平面、剖面矛盾日益突出,稳产难度变大。本文结合储层物性、裂缝展布、开发井网、渗流规律、注水政策等因素分析油藏各单元见效见水特征。认为见效类型动态曲线特征主要表现为四类,见效主要位于矩形井网、菱形反九点区,见水原因主要表现为4类,为下步低产井治理提供了依据。     

胡尖山油田低渗透油藏注水井深部调驱及油井堵水适应性研究

胡尖山油田低渗透油藏安201区块和胡154区块在开发中存在油井方向性见注入水问题,其中安201区油井总数199口,39口油井已被注入水水淹,25口油井已地关。产量、储量损失巨大,开发矛盾突出。本次在胡尖山油田实施注水井深部调驱18口,其中安201区16口,胡154区2口。针对安201裂缝发育程度高的,水线突破能力强的特点优选出粘土凝胶和HSG-1油井堵剂,针对胡154区裂缝发育程度低优选有机为主堵剂,提出"裂缝型暴性见水"和"孔隙型温和见水"两种见水油井治理思路,通过实验均取得较好效果。     

二氧化碳羽流地热系统中地层水回流和岩石-流体作用对采热能力的影响

针对超临界CO_2(SCCO_2)开采地热过程中的渗流特征和可能产生的储层伤害,基于热力学原理和地化反应机理,建立了考虑地层水蒸发、CO_2-地层水-岩石地化反应、盐沉淀/溶解和储层孔渗变化的SCCO_2地热开采综合模型,分析了流体渗流特征和岩石-流体作用对采热速率的影响,并提出了提高SCCO_2采热速率的相应方法。研究结果表明,干燥SCCO_2持续注入会加剧地层水蒸发,造成注入井附近地层水饱和度梯度增加,使得气液毛管力大于驱替压差情况,导致地层水回流。地层水回流加剧了地化反应和盐析对注入井区域的伤害,使得SCCO_2渗流速度和采热速率降低。敏感性分析表明,储层温度、压力、孔隙度、渗透率和注采压差均会影响SCCO_2采热速率,其中地层水矿化度是影响储层盐析及采热速率降低的最重要因素。注SCCO_2前预注低矿化度水可有效缓解盐析对储层的伤害。     

提升注入剖面测井成功率

在油田开发生产过程中,为保持地层压力,向地层注入水、注汽(气)或注聚合物等,是提高开发效果的常用方法。注入剖面测井技术是采油厂取得油水动态资料的一种主要手段,也是后期采油厂注水开发的一个重要技术措施。文章深入分析了注入剖面测井遇阻的几方面原因,并且有针对性的进行总结技术攻关,结合科学实验数据现场进行实验,在遇阻井的治理上取得较好的效果,提高了测井成功率,降低了测井成本,也为后续油田开发提供了更为科学有效的技术支撑。     

大牛地气田回注井地层水与注入水配伍性实验研究

大牛地气田W-4污水回注井地层水总矿化度大约为16500mg/L,水型为CaCl2型。该井在回注过程中,回注压力急剧升高,影响正常回注。针对该问题进行了地层水与注入水配伍性研究分析。结果表明:该回注井地层水对外来碱性流体有较强的敏感性;当pH=8时,地层水中出现红色Fe(OH)3沉淀,随着pH升高,红色Fe(OH)3沉淀不断增加;地层水与注入水以不同比例均匀混合不产生结垢、沉淀,两者有良好的配伍性。根据分析结果,提出了相应的措施,对于解决回注压力升高问题具有指导意义。     

五里湾一区注入水与储层的配伍性研究

靖安油田五里湾一区自1997年11月进入注水开发时期,目前注水开发已暴露出一些问题,如注水压力升高,油井见水后采液、采油指数迅速下降,采油速度降低,地层吸水能力下降,采用的酸化、低密度洗井及增产改造措施基本无效等。针对以上问题,本文对该地区的储层特征、粘土矿物含量、岩心敏感性、注入水性质及注入水与储层配伍性对渗透率的影响等方面进行了试验研究。得出结论:五里湾一区主要采用地表清水作为注入水水源,但是清水与储层配伍性较差,注入后易造成储层水敏损害,建议采用采出污水净化处理后回注代替清水。     

钻控期间机采井增产提效办法探讨

近些年,随着北北一区进入后续水驱,地层压力不断下降,同时,针对PⅡ7~GⅠ4+5新钻井,研究区部分注入井钻控关井,造成供液不足出现低产、低效井特别多,严重的甚至关井停产。为了更好的管理钻控区生产井,减少钻控对本队产量的影响,降低作业井次的发生,开展对钻控地区机采井管理办法的探索和研究,通过控制套压、调整生产参数、间抽等方法的摸索,为今后钻控区机采井管理及钻后恢复产能提供可行性建议。     

W13-6油田储层敏感性预测及油层保护建议

由于钻井方式的选择原因,在W13-6油田新开发井区无法获取岩心,导致无法使用开发试验的方法进行储层敏感性评价工作。针对W13-6油田典型的砂岩、低渗透油藏的地质特征,利用敏感性预测软件进行W13-6油田储层段的敏感性预测并进行储层损害机理研究,结合周边井区的岩石矿物学资料进行分析评价,最终确定W13-6油田为强速敏、强应力敏、有水敏类型地层。开发过程中应控制注入速度,控制注入水矿化度大于36552.5mg/L,并注意及时补充地层能量。     

五蛟油田元299区存在主要开发矛盾及治理建议

元299区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，于2008年投产，本文通过分析该区的地质概况和开发概况，指出了元299区存在地层堵塞井多、含水上升快的开发矛盾，并提出了下步治理措施。     

弱碱三元复合驱采出井结垢规律认识

三元复合驱技术可以大幅度的提高采收率,但由于碱的加入,当碱性化学剂注入地层后与地层水发生溶解、混合和离子交换等多种反应进而生成沉淀,造成结垢,影响生产时率。本文通过对弱碱三元复合驱试验区结垢井的特征进行分析,初步得出了弱碱三元复合驱采出井结垢规律,为三元复合驱采出井的结垢预防和治理提供理论依据。