纯化油田回注污水结垢性与配伍性研究

胜利纯化油田注水水源为纯梁 (油气水集输处理 )首站污水 ,碳酸钙结垢引起注水压力上升 ,影响油田生产。在室内通过加入助凝剂和混凝剂进行化学混凝、静置沉降、过滤后加入稳定剂 ,将该污水转变成为符合注入水行业标准的净化水。该净化水 pH =8.0～ 8.3,成垢离子Ca2 + 、Mg2 + 、HCO-3 等含量较高 ,但根据饱和指数SI和稳定指数SAI预测无CaCO3 结垢倾向。配伍性实验结果表明 :在油层温度 (90℃ )下密闭加热 7天 ,首站污水、纯梁油田及其边缘井产出水均产生沉淀 ;不同比例的首站污水与纯梁、边缘井产出水混合水也产生沉淀 ,相互不配伍 ;处理后的首站污水仍保持清澈透明 ,按不同比例与纯化油田及其边缘井产出水混合后 ,水色清亮 ,浊度略上升 。

复杂断裂低渗透薄互层纯化油田开发模式

纯化油田断裂的复杂性在济阳坳陷具有典型性 ,油藏储集层为低渗透、薄互层 ,因此油田开发 3 0年中的主要矛盾是平面与层间矛盾。以早期构造模型和精细构造模型为基础 ,以增储上产为核心 ,先后进行了弹性开发、注水开发、加密完善、分层开采、滚动探边、零星完善及注采结构调整等 ,很好地解决了油田平面矛盾并缓解了层间矛盾。近年来油田剩余油分布规律研究表明 :剩余油富集区实质上位于静态遮挡与动态水势控制而形成的低势闭合区 ,在构造低部位特高含水区的更低部位钻井 ,仍可获得不含水井的显著效果 ,这是与正向型微构造区不同的新类型与新潜力领域 ,对注水老油田的进一步挖潜具有重要的理论与实际意义。

纯化油田高压注水井套管损坏原因及防治措施

针对纯化油田实施高压注水以来,注水井套管损伤日益增多的现象,通过现场调研,找出该油田套管损害的主要原因,并从物理和化学两方面提出了防治措施,即在管柱上加设套管保护封隔器和环空保护液,对已发生套损的井应用套管补贴、换套管、注水泥等方法进行治理,矿场已取得较好效果。

东营凹陷纯化油田西部侵入岩裂缝系统研究

针对东营凹陷纯化油田侵入岩裂缝发育的地质情况,利用常规地震资料、倾角测井资料和测井曲线,采用地震波相干技术、地震波属性分析技术和地层曲率法分析了火成岩裂缝的展布规律,形成了火成岩裂缝识别和追踪技术。距离断层较近或断层发育的构造顶部为裂缝最发育区,根据成因将裂缝分为早期收缩裂缝和晚期构造裂缝。通过对该区的成藏条件分析,提出了纯87-1小火成岩体内高部位和纯97小火成岩体南部2个有利钻探目标。

纯化油田低渗透油层伤害原因及保护技术研究

在对纯化油田油层污染原因进行分析的基础上，结合其采油生产实际情况，研究并应用了７项油层保护技术。目的保护油层，提高产量。结果低密度洗井液、热油洗井及井下洗井开关等技术可有效地保护油层不受污染；低伤害压井液、油井不压井作业等技术可较好地防止压井作业过程中造成的油层伤害；ＦＡＣ有机缓速酸可防止酸化过程中出现二次污染，提高油水井酸化有效率；负压与深抽技术相结合，是低渗透油田开发的一项有效措施。结论纯化油田油层保护技术的应用，使油层污染得到了有效控制，提高了低渗透油田开发效益。

纯化油田酸化技术研究及应用

为进一步提高纯化油田的酸化效果，降低成本，增加效益，针对纯化油田的储层特征和流体特征，系统地将油田目前所用的酸液及各种添加剂进行了试验研究、分析对比、筛选评价，从而优选出了适合纯化油田的各种添加剂及酸化用液：酸化稳定剂DTE或ZJH－03、缓蚀剂KH－91或LG—Ⅱ、互溶剂SCH－1；预处理酸液：12％～15％HCl＋0．5％NTS＋2％LG－Ⅱ＋2％ZJH－03；主体酸液：25％有机酸（FAC）＋4％～5％SCH－1，现场应用后，取得了令人满意的效果，投入产出比为1：6．2，获得了显著的经济效益。

纯化油田注入水中细菌堵塞岩心实验研究

岩心流动实验装置全系统灭菌;地层水和注入水过滤、灭菌;储层岩心洗油、饱和地层水;用注入水接种培养,制备低、中、高含菌量的驱替用水,其中TGB、SRB、IB菌总菌数分别为1.06×102、1.49×103、1.29×104个/mL。用低、中、高含菌量的3种含菌水驱替岩心,注入量分别为70、70、64PV,岩心对地层水的渗透率分别由9.06×10-3、15.93×10-3、11.84×10-3μm2变为10.16×10-3、1.45×10-3、0.72×10-3μm2,对岩心渗透率的伤害分别为-12.1%、90.9%、93.9%,岩心流出液中总菌数分别为0、4.0×100、4.1×101个/mL。讨论了注水过程中细菌在岩心孔隙中的截留和岩心堵塞。认为纯化油田砂岩油藏注入水中各种细菌的总数应控制在1×102个/mL以下。图3表4参2。

纯化油田低渗透砂岩油藏解除水锁伤害研究

水锁伤害是影响高效开发纯化低渗透油藏重要的因素之一。根据纯化低渗透砂岩油藏的特点,进行水锁伤害室内评价试验,对解除水锁伤害措施进行了探讨。研究表明,增加驱动压力和使用表面活性剂后油藏渗透率恢复率较低,解除水锁伤害效果较差,而利用HCY水锁解除剂后油藏渗透率恢复率高(达85%以上),解除水锁伤害效果好。

纯化油田纯东地区断裂控烃成藏机理及模式

纯化油田纯东地区的断块油气成藏条件较为复杂,采用断裂控烃理论研究其成藏主控因素.该区的油气聚集包含3种特殊的油气运聚成藏机理,即沿断裂向下的异常高压驱油运移机理、圈闭下倾方向顺层断裂开启导油运移机理和圈闭上倾方向反向断裂的遮挡油气聚集成藏机理.油气成藏以下倾方向油源断裂供油、上倾方向遮挡断裂聚油为特征,从而形成工区特有的油气成藏模式.

纯化油田回注污水改性处理可行性研究

纯化油田是典型的多层系、薄互层、中低渗透油田,油田开发方式主要以注水开发为主。自1992年回注污水以来,由于水质不合格,给油田开发带来了较大的危害。针对此种情况,在室内开展了改性水处理研究,主要从改性处理水处理工艺、改性水与地层水配伍性、不同含油量的改性水对地层损害程度及不同粒径中值、不同细菌含量、不同pH值的改性污水水质对地层伤害等几个方面进行了试验研究,试验结果表明,纯化油田回注污水进行改性处理是可行的,处理后的水对地层基本无伤害。

纯化油田沙四下亚段水淹层测井响应特征研究

水淹层识别技术已成为油田开发调整方案的重要方法。针对纯化油田古近系沙河街组沙四下亚段储层薄、物性差、非均质性强、注入水类型复杂等特点,按照不同的水淹类型总结出水淹层的测井响应特征,提出了利用自然电位、感应电导率、4m底部梯度电阻率等测井资料进行水淹层识别的方法和利用高频感应测井划分薄层及进行水淹层识别的方法。该方法可以按照不同的水淹类型得出其测井响应特征,提高了水淹层评价的成功率。

纯化油田注水系统结垢倾向预测

无机结垢是油田注水过程中遇到的最严重的问题之一。结垢给油田开发带来了较大的经济损失。为了高效开发油田,应对结垢进行科学预测,并提出相应的防垢措施。采用饱和指数法、稳定指数法和溶解度法对纯化油田注水系统的结垢倾向进行的预测结果表明:纯化油田污水易结CaCO3垢,且结垢倾向较严重。

纯化油田采出液改性减缓腐蚀的研究

通过对纯化油田采出液酸值进行分析,结合生产设备及集输管线的腐蚀现状,调节采出液pH值对采出液进行改性处理。评价采出液改性对设备的腐蚀率及对硫酸盐还原菌生长繁殖的影响,得出pH为8时,腐蚀率最低,且无硫酸盐还原菌生长繁殖,采出液改性可减缓设备腐蚀。

纯化油田采油污水处理效果及影响因素研究

在室内实验研究的基础上提出了处理纯化油田含油污水的方法,讨论了污水含油、pH值、温度、搅拌强度及沉降时间等影响污水处理效果的主要因素。处理后的水质达到油田注水标准SY/T5329-94。

纯化油田薄互层低渗油藏径向水射流矿场实践

纯化油田薄互层低渗油藏处于中高含水开发阶段,由于层多、层薄、非均质性强,"注不进、采不出"的矛盾突出。径向水射流作为一项低成本技术在纯化油田薄互层低渗透油藏开发调整过程中得到较多应用。基于油水井所在区域的物性、动态、径向水射流等数据,研究了径向水射流在薄互层低渗油藏的适应性及开发效果的影响因素,建立了薄互层低渗油藏径向水射流适应性标准。实践表明:径向水射流和井网井距、层系相适配,改善了水驱开发效果,单井注入能力大幅度改善,但增油效果差异较大;径向水射流油水井存在明显的增产、增注有效期及均衡驱替有效期。

纯化油田套损原因分析及防治对策

通过分析产生套损的机理,并结合纯化油田的实际地质开发特征,认为导致套损的原因在于断层的影响、泥岩蠕变、吸水膨胀、高压注水、采取了酸化或压裂的增产措施、腐蚀以及套管质量等。针对存在的问题,提出限制注水压力、油层改造过程中采取一定保护措施、提高封固质量以隔绝腐蚀介质与套管之间的通道、采用厚壁、小直径、高强度套管等相应的防治对策。

纯化油田机抽井泵效损失原因及防治措施

纯化油田是我厂的主力油田。目前,纯化油田已进入开发中后期,各种开发矛盾日渐突出。纯化油田目前有各类生产油井493口,目前开井283口,机械采油井为276口,其中,采用机械采油的井数占所有开井数的97.5%。文章对我厂纯化油田正常生产的机抽井进行了归类统计,以机抽井泵效为切入点,进行了基础理论研究分析,以此,提出针对性的下步防治措施。这将为纯化油田的持续高效开发做出积极的贡献。

纯化油田中高含水期开发技术界限

针对纯化油田地质及开发特征 ,评价了该油田目前的开发效果。利用统计分析和油藏工程方法 ,确定了纯化油田中、高含水期开发的技术界限 ,包括合理井网密度、合理注采比、合理井底流压、合理采油速度、合理注水速度、合理注水压力、平均单井日产油量及经济极限含水率等开发指标。

纯化油田湖相滩坝薄储层含油性差异及控制因素

纯化油田滩坝储层岩性复杂,泥岩、砂岩和碳酸盐岩呈薄层状频繁互层,不同储层的物性差异明显。综合运用岩心、测井、扫描电镜、物性实验和生产动态等资料,对储层含油性差异及控制因素进行了研究。结果表明:研究区发育坝、砂质滩、颗粒滩、泥晶滩及浅湖泥5种微相,物源、成岩作用、沉积微相和储层厚度均对储层含油性有控制作用。优质储层在垂向上有分层性,纯上砂层组砂岩储层优于纯下砂层组碳酸盐岩储层,其中成岩作用改造作用明显,钙质胶结使砂岩物性变差,溶蚀作用使鲕粒灰岩孔渗性优于泥晶灰岩;平面上有分区性,与沉积微相密切相关,坝、砂质滩最好,颗粒滩次之,泥晶滩最差;同一相带内又受储层厚度影响,厚度越大产油越好。

精细油藏描述成果在纯化油田增产增注中的应用

纯化油田属于典型的高压、低渗、低饱和、岩性复杂的层状构造油藏,经过近30年的开发,纯化油田已进入中高含水期,平面剩余潜力大,剩余可采储量高。通过精细的油藏描述,深入研究剩余油分布规律,探讨提高油田采收率的方向和具体措施,达到为油田后期稳产提供战略决策和战术准备目的。