西峰油田长8储层无机垢结垢规律及解堵措施效果

针对西峰油田长8储层无机垢堵塞严重、注水压力高、注不进等问题,采用结垢趋势预测、静态和动态模拟法对西峰油田长8储层注水过程中的无机垢结垢规律和成分进行研究。实验结果表明:长8储层地层水和注入水配伍性较差,当地层水与注入水比例为9:1时结垢最为严重;实验产生和现场取得的垢样成分主要为碳酸钙;实验室筛选的ZG0501型阻垢剂阻垢效果较好,72 h阻垢率为63.20%;现场解堵措施所用的酸液可以起到很好的解堵、降压增注效果。     

四川筠连地区高阶煤煤层气井解堵技术及应用

四川筠连地区乐平组煤层为低孔、低渗的高阶煤储层。部分煤层气井在生产过程中产气量出现快速下降,严重制约了煤层气井的开发效益。结合排采、水化学、检泵等生产动态信息系统分析煤层气井产气量下降的原因,认为煤层结垢与煤粉堵塞裂缝通道是产气量下降的主要原因。针对堵塞问题,对筠连地区煤层气区块开展了酸洗、水力震荡、等离子脉冲、注水等解堵工艺措施试验。现场排采动态表明,酸洗与等离子脉冲具有较好的增产效果。酸洗主要针对结垢的井,通过将酸液注入井筒,与井筒和近井筒地带无机垢充分反应,以达到解除井筒和近井筒地带通道堵塞的目的,酸洗措施成功率高,投入产出比1∶1.8,是区域内首选低成本有效性措施;等离子脉冲解堵主要针对煤粉和结垢井,通过物理震荡的方式粉碎堵塞物,然后通过洗井将堵塞物携带出井筒,从而实现解堵,实施后增产效果较佳,煤层气产量增产达130%,但因实施数量有限,区域适应性还有待评价;水力震荡、注水等解堵措施主要是针对煤粉堵塞井,通过水力冲击以及水力循环的方式带出煤粉以达到解堵的效果,但该措施本身也会造成储层激动,容易产生副作用,措施整体有效率不到30%,增产效果不明显。上述4种解堵措施均有其适应条件,需要根据堵塞原因,采取与之适应的措施才能获得最佳的解堵效果。研究成果可为我国同类煤层气井解堵、增产提供一定的借鉴。      

复合解堵技术在天然气水合物开发中的应用可行性分析

不同物质如地层颗粒、微生物、注入物等在流固运移、滞留过程中,会造成油气井的堵塞,本文对堵塞区域进行划分,分为地面集输管线堵塞、井筒堵塞、挡砂介质堵塞及地层孔道堵塞4类。阐述造成堵塞的物理、化学、生物等因素及堵塞特征。梳理现阶段海洋油气资源开发过程中常用的解堵工艺技术现状,将解堵技术分为物理、化学、生物、复合4类。同时分析认为复合解堵技术在未来应用于天然气水合物开发中的可能性最大,为今后海域天然气水合物资源开发中解堵技术提供参考。     

地热回灌系统水结垢预测

地热回灌是实现地热能可持续利用的最有效手段.然而,在地热回灌过程中,会有多种因素影响回灌效果,化学堵塞便是普遍存在的影响因素.地热水由于压力和温度的变化,某种矿物成分因过饱和而产生沉淀进而堵塞孔隙喉道导致回灌量衰减.本文根据陕西宾馆于2011年进行的回灌试验,利用水化学分析及结垢预测软件来分析水化学成分和矿物饱和指数(...     

PL19-9油田注水过程中损害机理研究

PL19-9油田是典型的疏松砂岩稠油油藏,其正式投入开发不久后,与PL19-3设计注水量相比,暴露出注入压力高、油井欠注等一系列问题,原油产量明显下降。本文在深化研究该油田储层地质特征的基础上,利用储层敏感性矿物分析、配伍性实验、电镜能谱、X射线衍射、红外光谱分析、室内岩芯驱替、平台水质调研等手段,明确了注水过程中储层损害机理。研究结果表明:PL19-9油田岩石胶结疏松、黏土矿物含量高、层间非均质性强是注水困难的客观因素;储层具有强速敏,注入强度过大是影响注水效果的重要原因;注入水与地层水存在轻度不配伍,不配伍比例在3∶1—1∶3之间;注入40PV时损害程度为中等偏弱;水质不达标是注水困难的关键外因,注入水中对储层造成伤害的物质主要为油污、腐蚀产物,其次为少量垢和地层颗粒。针对上述损害机理采取相应的措施,提高注水井的吸水能力,保证注采平衡,促进高效稳产。     

高矿化度矿井水结垢趋势及影响因素研究

通过对某矿区矿井水水质进行分析,利用Davis-Stiff饱和指数法对不同pH值、温度、Ca²⁺浓度以及浓缩倍数下高矿化度矿井水中碳酸钙的结垢趋势预测,并通过静态结垢实验对不同条件下模拟水样中的结垢量测定,研究了矿井水中碳酸钙的结垢规律。结果表明:研究区矿井水中主要无机结垢为碳酸钙;矿井水中碳酸钙的结垢量会随着温度、pH值、Ca²⁺、浓缩倍数的升高而增大。     

西宁盆地地热水特征及回灌结垢风险

青海西宁盆地中低温地热资源丰富,但热储地层以含黏土矿物的弱胶结砂岩为主,地热水溶解性总固体较高,回灌过程中存在显著的结垢风险。基于对西宁盆地地热成因及资源分布特征分析,采用矿物溶解度法、饱和指数法等方法对典型地热水回灌结垢趋势及风险进行了综合判断。结果表明:西宁盆地“凹中凸”构造有利于地热水在深部热储富集和增温,同时将深部溶解的大量矿物质带到西宁地区中央凸起地带;西宁地区地热储层埋深主要在700～1600 m,水温30～70 ℃,主要为SO₄·Cl—Na水化学类型,溶解性总固体1.85×103～4.80×104 mg/L;回灌过程中结垢以碳酸钙结垢为主,当回灌水与地下热水性质相近时,结垢风险主要发生在回灌井筒中,地层结垢风险较小,而当回灌水与地下热水性质差异较大时,不配伍性将导致地层结垢风险大大提高,其中药王泉与DR2005原1∶ 1混合时结垢量最大可达177.57 mg/L,而其他地热水结垢量较小。根据以上特征,提出以下综合解决方案:物理防垢+管材防腐、系统增压防垢+管材防腐和地面预处理+管材防腐,并辅之以阴极保护防腐、优化排量、酸洗井筒等措施,可为今后保障地热水回灌能力措施的制定提供理论依据与技术支持。     

生物酶活性复合驱在杏子川采油厂王214油区的应用

杏子川采油厂王214油区属低孔、低渗储层,该区块以注水为开发方式。针对该区块储层欠压,非均质性强,注入水与地层水配伍性差等原因造成水驱采收率低的问题,对该区驱油方式进行调整,具体方法是：采用0.5%生物酶+0.5%表面活性剂的生物酶活性复合驱对王214油区储层进行了室内实验和现场试验研究。结果表明：0.5%生物酶+0.5%表面活性剂生物酶活性复合驱可有效改善注水井吸水能力,达到解堵、降低含水率,增加驱油效率,从而提高原油最终采收率的效果。     

示踪剂模拟技术在边水油藏水驱前缘研究中的应用以哈德油田为例

现场示踪剂监测周期大多为150～360d,不能准确判断监测周期之后注入水波及范围,并且对研究区两套油层分别优势注水方向、推进速度和判断油井来水方向(注水井或边水)等问题不能有效解决。介绍示踪剂模拟技术,并充分考虑示踪流体扩散、弥散现象的影响,在动态历史拟合、示踪流体已监测分析结果拟合基础上,对注水井水驱前缘及边水推进进行分析研究。结果表明:示踪剂模拟结果与现场示踪剂已监测情况基本吻合,可以利用数值模型对区块进行更长周期监测,弥补了实测过程中施工复杂、监测周期耗时等缺点;通过模型运算得出注水井水驱前缘状况、注入水波及范围、推进速度及优势注水方向,进一步对油藏两套油层注采渗流规律进行评价预测。     

不同注水开发阶段水淹层混合地层水电阻率计算方法

水淹层混合地层水电阻率是水淹层剩余油饱和度评价必须确定的参数.在开发中后期,注入水会与原始地层水发生离子交换作用,因此不能简单地利用并联导电模型计算混合地层水电阻率,从而增加了计算的困难.首先根据注入水和原始地层水未进行离子交换和离子交换完全两种情况确定出不同的混合地层水电阻率计算方法;再考虑实际注水过程,确定动态的混合地层水电阻率计算模型,在动态模型中利用离子交换率表示不同阶段混合地层水电阻率的变化规律,并提出利用岩电实验和阿尔奇公式确定离子交换率的方法;最后给出混合地层水电阻率在饱和度计算时的应用方法,为定量测井解释的大批量数据处理提供编程思路.     

The analysis and forecast for fouling in water pipelines in Daqing oilfield

In order to maintain the reservoir pressure and improve oil recovery efficiency, water flood recovery is used commonly in the middle and last periods of oilfield exploitation. At the same time, in order to avoid environmental pollution, the oilfield sewage should be reinjected. During that manufacture, variations in the conditions of pressure, temperature and unstability and incompatibility of thermodynamics make scale formation in water flood assize, casing, bottom of the wells, surface equipments and gathering lines. Taking the Daqing oil field for example, in which the surface gathering lines the scale forming is comparatively serious. In order to improve crude oil processing effect to warm up wet oil, this measure results in scale formation constant in pipelines and equipments, so inner diameter becomes less, leading to back pressure ascent in pipelines, the loss of efficiency of processing equipment, these all have a strong impact on normal activities in oilfield, increase the frequency of maintenance repairs and replacements for pipelines and equipments, and reduce the completion benefit. So forecasting the scaling tendency of surface gathering pipelines, and judging the degree of the scaling tendency or possibility, preventing and controlling scaling effectively is not a negligible research topic in petroleum production technology and oil-gas-water treatment technology. This paper introduces the fouling process, fouling mechanism and the influence factors of the scale, mainly analyses the formation mechanism of calcium carbonate and calcium sulfate, and some factors, such as temperature, pressure, salinity and some thermodynamics conditions. All these factors lead to changes in ionic equilibrium condition, so they will influence the fouling. This paper analyses the main kinds of scale in the gathered transportation water pipeline in the forth plant in the Daqing Oilfield, adopts the method of saturation exponent and energetic solubility to forecast the trend of fouling, reduces the calcium carbonate showing scaling tendency, calcium sulfate having the possibility of scaling.     

注聚调驱井聚合物堵塞物的矿物复合结构形貌及组成特征

胜利油田渤19区块注交联聚合物开采多年后,因注入水的水质不达标导致聚合物过度交联形成强凝胶,造成聚合物注入区块许多油水井的堵塞。对现场聚合物垢样品所做的化学组分、表面元素能谱及红外光谱的研究表明,垢的主体结构由交联的聚丙烯酰胺组成,交联体吸收了大量水分,在交联体内小环境中因富集而形成氯化物矿物晶体无机垢结构,而在成垢的过程中又将地层内的一些粘土矿物包裹于交联体内,形成具有聚合物-矿物复合结构的强胶凝态物质,严重影响聚合物注入—调剖—驱油过程中的聚合物溶液的流动。     

胜坨油田老区加密井钻井技术及其应用

胜坨油田属于胜利采油厂老油区,油田开发进入中后期,由于经过长时间的注水开采,地层压力紊乱,且部署井网密集。为保持产量稳定,在原有老井场进行加密钻井。加密井存在着防碰绕障、井眼轨迹控制和钻井井控等技术难点,因此,根据实际钻井情况制定有针对性的技术方案和应急预案,防碰段采用“牙轮钻头 单弯螺杆”,注水井提前关井停注泄压。以胜坨油田三区1个井组(5口井)和1口单井为例,从钻井工程设计、井眼轨迹控制、底部钻具组合优化和井控技术等方面进行了分析,进而提出了解决施工难点的对策。实践证明所采取措施科学可行,为油田老区相同类井钻井提供了技术经验。     

哈萨克斯坦B油田M02段综合地震储层预测

哈萨克斯坦B油田下白垩统上达乌尔组M02段为辫状河相沉积,储层以含砾砂岩和细砂岩为主,砂体在纵横向上变化较快,储层展布规律认识不清严重制约了油田的滚动勘探开发进程。本次研究基于新一轮精细构造解释成果,通过精细合成记录标定、地震正演模拟、地震属性分析、常规地震反演以及地质统计学反演等储层预测技术的综合应用,消除了地震属性分析存在的多解性,弄清了砂体宏观展布规律,并且突破了常规地震分辨率的限制,落实了M02段薄砂体展布特征,建立了适用于本油田的综合地震储层预测技术序列。通过该技术序列在本地区的成功应用,为油田的滚动评价和注水开发提供了有力依据,对油田的增储上产做出了巨大贡献,同时对类似区块的储层预测工作具有借鉴和指导意义。     

水驱原油稠化对剩余油富集的有利影响

胜利油田虽已进入含水率约99%的特高含水期,但从取心情况来看,岩心含油饱和度主体在60%~80%之间,即岩心 含水饱和度低、水驱采出液高含水、电加热采出液几乎为纯油不含水。为解释这三点看似矛盾的现象,提出了地下原油水 驱后逐渐生物降解稠化的新型解释,认为油田长期开采后,会因为水驱而发生快速的生物降解。实验状态下,生物降解至 6 级以上大约需要8 周时间。由于原油的逐渐稠化,使胜利油田早期出现地表采出液特高含水的情况。地下含油饱和度仍较 高,且主体为难于采出的稠油和沥青,使剩余油富集。水驱的增稠作用虽然对过去的采收率有一定影响,然而就目前而 言,稠化后形成的周边沥青,对剩余油的富集反而起到了有利的保存作用。     

胜利探区水网区地震采集技术

胜利探区水网密集,常规的地震采集方法难以使用.通过多年的实践,胜利油田有限公司物探公司形成了一套适合水网区的施工方法,在胜利探区的施工中取得了明显的效果,为油田的增储上产做出了贡献.     

强边底水油藏特高含水期CO2吞吐差异挖潜技术研究

冀东油田浅层强边底水油藏已整体进入特高含水开发阶段,剩余油高度分散、含油饱和度不均,不同油井CO₂吞吐效果差异大,难以实现油藏整体高效开发。考虑到油藏含油饱和度不同,差异设计CO₂吞吐段塞组合及开发政策,改善CO₂吞吐开发效果是十分必要的。利用二维物理模拟及油藏数值模拟,研究不同CO₂吞吐方式控水增油机理,定量评价不同CO₂吞吐方式适应含油饱和度界限,建立不同含油饱和度下吞吐注采参数差异化设计图版。研究结果表明:剩余油饱和度介于0.47~0.50之间时,CO₂吞吐技术经济综合效果最优;剩余油饱和度介于0.43~0.47之间时,CO₂+堵剂吞吐方式最优;剩余油饱和度介于0.375~0.430之间时,CO₂+表活剂+堵剂吞吐方式最佳。上述研究成果对特高含水油藏CO₂吞吐差异设计精准挖潜剩余油,实现油藏整体高效开发具有重要意义。