西峰油田注水引起的微粒运移实验研究

西峰油田正式投入开发以来,采取超前注水方式补充地层能量,注水几年后出现注水压力升高、注水量降低的问题。为了查找出现这一问题的原因,进行了储层物性及流动性研究。所研究的储层黏土矿物中伊利石和高岭石的相对含量约为30％。多组岩心体积流量实验及正反向流动实验表明,储层中存在明显的微粒运移现象是导致注水井注水困难的主要因素之一。这一结论对油田注水井增注措施的选择提供了一定的依据。     

西峰油田长8油区注水压力高的原因及对策

针对西峰油田长8油区注水压力上升快这一实际情况，从储层特征、注水伤害机理室内试验和现场挤注解堵剂效果分析三方面研究了注水压力高的原因。研制出了pH值为7～8，具有防垢、稳定地层粘土及清垢的FH-01解堵剂，全区实验22口水井，注水压力平均下降0．8MPa，解堵效果明显。     

榆树林油田注水井结垢及其机理研究

大庆榆树林油田注水井及其配套系统结垢严重。本文报道了对结垢及其机理进行研究的结果。注入水易结垢，垢主要由ＣａＣＯ３组成（占９２．５％），井筒内结垢量达４６％，其余垢沉积在井底和地层内。讨论了流动状态、温度、压力、地层水等因素对ＣａＣＯ３从注入水结晶析出及沉积的影响。     

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。     

西峰油田长8油区注水压力高的原因及对策

针对西峰油田长8油区注水压力上升快这一实际情况,从储层特征、注水伤害机理室内试验和现场挤注解堵剂效果分析三方面研究了注水压力高的原因。研制出了pH值为7～8,具有防垢、稳定地层粘土及清垢的FH-01解堵剂,全区实验22口水井,注水压力平均下降0．8MPa,解堵效果明显。     

油田注水地层结垢机理及分布特征

本文从油田水化学特征与结垢的关系等方面论证了油田注水地层存在着硫酸盐结垢的问题，从理论分析和油井取心实例讨论了地层结垢机理与分布规律。     

圆梦西峰油田

"八百里秦川,抵不上董志塬一个边边!"这句在陇东流传极广的话,不仅表明此地十分宽广,亦足见其富庶与平坦.长庆油田创业初期的石油大会战,就是从董志塬的两头--南边一头是长庆桥,北边一头是庆阳--展开的.整天往返于董志塬,每一个长庆人都熟悉了这片黄土地,也对这片热土感情深厚.但大家没有想到,在董志塬下面,竟然埋藏着一个大油田,这便是"西峰油田".     

胜坨油田注水井地层垢损害的研究

为弄清油田污水回注及污水与黄河水混注过程中注水流程的结垢问题及注水井酸化施工时带进的大量铁能否产生二次沉淀,试验研完了碳酸钙垢、硫酸锶(钡)垢和胶态铁二次沉淀的结垢情况,并提出定量计算地层垢损害的方法。结果发现,地层污水与黄河水混注会产生硫酸锶(钡)垢,但结垢不完全,混注比例越接近,结垢率越大;高含铁酸液中,如果没有足够的铁离子稳定剂,驱替过程中就会产生沉淀,而且损害不能完全解除,随着酸化次数的增加而增加。     

圆梦西峰油田

西峰油田的发现,让所陇东视为第二故乡的长庆人圆了找大油田的梦想。我常常想,可能这也是这片活土给予热爱它的人的回报吧。     

鄂尔多斯盆地西峰油田原油含氮化合物分布特征与油气运移

为了给鄂尔多斯盆地西峰油田进一步勘探决策提供油气运移方面的依据，根据对该油田延长组原油的中性含氮化合物研究探讨油气运移问题。结果表明，原油的中性含氮化合物在平面和剖面方向均存在着明显的运移分馏效应．但是长。油层组原油中咔唑类化合物的绝对丰度和异构体参数值变化较小，说明该油层组油气经历了短距离运移。根据含氮化合物的运移分馏特征认为，平面上长s油层组油气主要从北东方向注入并向南西运移，部分原油从南部西33井地区注入并向北部运移；纵向上长s油层组油气由上向下运移，研究区西部长8、长3和延8油层组油气则自下而上从长。油层组向延s油层组方向运移。这种油气运移方向与研究区流体压力的指向一致。依据油气运移途径推断，该区油气主要来自长7段油源层。图5表2参10     

油田注采压力系统研究及应用

合理注采压力系统是指既能满足油田提高产液量的地层能量的需要,又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力系统。运用注采平衡的原理,对临盘油田合理流动压力、合理注水压力和合理地层压力进行系统研究,确定了该油田的合理的压力系统,为今后油田开发提供了参考依据。     

西峰油田长8储层增注工艺研究

西峰油田是近年来国内发现的少有的几个整装油田之一,对长庆油田上产、稳产具有重要意义。但随着开发时间的延长,油水井堵塞问题日益严重,欠注水井逐年增多,严重影响了油田的稳产及高效开发。根据西峰油田长8储层特征和注水现状,分析了注水压力升高原因,对前期增注工艺效果进行了评价。在此基础上,近几年在西峰油田长8储层开展了氧化型深部酸化增注工艺试验,并对压裂增注工艺进行了改进,取得明显效果,油田开发形势得到一定改善。通过对2种增注工艺的适应性、优缺点及措施效果的评价,提出了西峰油田下一步增注工艺的方向。     

江汉油田注水井动态监测新技术

介绍了江汉油田采油院在注水井动态测试方面的几种新方法。主要包括：用于污水回注井井下分层流量测试的涡街流量计；配合分层注水管柱使用的分层地层压力测试仪；用于分层注水管柱工作状况在线监测的井下测量装置。文中阐述了其工作原理和现场测试资料的用途。     

西峰油田集输工艺研究

介绍了长庆油田公司在开发西峰油田的过程中，地面建设借鉴安塞油田、靖安油田的成功经验，以生产实践为依据，成功地采用了一系列新技术、新工艺，研制出高效简化的工艺设备，从而使地面投资大幅下降，经济效益显著提高。     

西峰油田西40井密闭取心现场实验

密闭取心技术用于评价油田开发效果、计算油田储量、为制定合理开发方案提供依据。以西40井为例综述了利用示踪剂进行密闭取心测定钻井液侵入岩心量的工艺方法以及测定方法和步骤，并对影响检测效果的因素进行探讨。     

渤海A油田注水井压力上升原因及对策研究

渤海A油田注水开发过程中,注水井逐渐出现压力升高、注水不足现象。为此,在注入水水质及注入压力资料调研与分析的基础上,开展注水井堵塞机理研究,从注入水水质、结垢和腐蚀、配伍性分析以及微粒运移和出砂等方面,分析了注水压力上升原因,并针对此开展注水井解堵技术实验研究。结果表明,注入水中固悬物、粒径中值、含油量均超标,从而引起堵塞;溶解氧含量、总铁含量,细菌等均超标,导致注水过程中结垢和腐蚀管线,造成水井堵塞;复合酸体系7较好地解堵增油效果,可为A油田注水井的解堵增油提供可靠的技术保障。     

渤南低渗油田注水井欠注层伤害机理研究

渤南油田五区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层;油藏为轻质油-稀油油藏。原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点,组分含硫量低;地层水总矿化度较高,水型为NaHCO3型。研究了渤南油田注水井伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素;注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高,易形成盐酸不溶垢和有机垢;细菌和油质的共同作用增加管路的腐蚀,形成铁垢,逐渐降低地层的渗透率,严重时堵塞地层。     

西峰油田长8层注水现状及投注措施效果

为了查明西峰油田长8层注水井注水初期压力高、注水压力上升速度过快的原因,对其储集层物性、水敏性、润湿性、地层水化学特征及注入水水质进行了室内分析与实验.储集层致密、孔隙喉道细微和油层的中性弱亲油特性是导致水井注水初期压力较高的主要因素.岩心注水实验表明,中等程度水敏及注入水与地层水不配伍产生BaSO4、CaCO3结垢是造成地层伤害、注水压力升高过快的主要原因.统计和分析了油田注水井不同完井工艺及投注措施对注水压力的影响,认为对长8层而言,保障注水质量、以射孔 水力压裂复合工艺完井、注水前用复配以防垢剂和黏土稳定剂的活性水洗井并对地层进行挤注活性水段塞处理(防膨及解堵措施处理半径应大干4 m)、同层污水回注等措施均有利于预防和减轻地层结垢和水敏伤害,保持注水压力稳定.图8表6参15     

榆树林油田注水井解堵清垢规模探讨

大庆榆树林油田注水系统和地层的结垢（类型以CaCO3为主）非常严重，已导致地层堵塞，注水井吸水能力下降，油田开发效果变差，室内实验研究表明，结垢对岩心渗透型的伤害很大，当注水量达到800倍孔隙体积时，岩心渗透率下降80%～100%。根据模拟实验和定量分析，地层结垢集中在井筒周围4m以内。通过理论推导，解堵清垢能取得最大经济效益的最佳酸化半径应当在4m左右。进行了7口井的现场试验，成功率达到100%，取得了较好的增注效果。图5表2参6