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。     

渤中28-2南油田注入水伤害研究

注水开发是渤中28-2南油田的开采方式,本文通过储层敏感性分析、注入水水质分析、注入水与储层流体配伍性分析、注入水结垢伤害预测,确定注入水水质超标,注入水及污水与地层水不配伍产生碳酸盐垢,注入水悬浮物含量、粒径、盐敏、速敏是引起渤中28-2南油田储层伤害的关键因素。因此,应采取防垢措施,改善注入水水质,保证油田注采平衡。     

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl₂;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO₃。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO₃。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。     

酒东油田注水系统结垢分析及应对措施

为了解决酒东油田注水系统结垢严重的问题,分析了酒东油田注水(K1g1与K1g3油藏采出水混合)结垢原因,评价了7种阻垢剂对碳酸钙垢和硫酸钙垢阻垢效果,通过扫描电镜分析了结垢晶体的形貌。研究结果表明:酒东油田注水结垢类型为碳酸钙,含少量硫酸钙垢。聚天冬氨酸(PASP)对注入水的阻垢效果最好。PASP的分子结构中含有的羧酸阴离子与Ca~(2+)形成溶于水的螯合分子,吸附在结晶体表面的PASP降低了分子间的作用力,破坏了晶体结构,使晶体形态发生畸变,有效阻止晶体的生成。在酒东油田注入水中加入PASP可较好地解决采出水回注的结垢问题。图5表5参11     

M油田注水井堵塞原因分析及解堵增注措施研究

M油田经过较长时间的注水开发后,部分注水井出现了注水压力升高的现象,且经过常规酸化解堵措施后,有效期较短,因此,需要研究更加高效合理的解堵增注措施以满足该油田注水开发的需要。通过对M油田注水井堵塞原因分析,结果表明,该油田注入水和地层水中均含有较多的成垢离子,在储层温度和压力条件下容易结无机垢对储层造成堵塞,另外,注入水中悬浮物含量和含油量较高,容易对注水井造成固相颗粒堵塞和原油乳化堵塞。岩心驱替实验结果表明,注入水和地层水混合结垢对储层天然岩心的渗透率损害率可以达到45%以上,注入水中固相颗粒对岩心的渗透率损害率达到35%以上,而注入水中原油乳化对岩心的渗透率损害率达到30%以上。解堵增注措施研究结果表明,高效复合解堵增注液能够有效解除M油田储层段天然岩心的堵塞损害现象,达到良好的降压增注效果。     

靖安油田采出水回注指标修订探讨

随着油田不断开发,注水水源紧缺与大量采出水未充分利用的矛盾日益突出,国家环保法规要求,采出水回注地层才是最佳去向。注入水水质的好坏直接影响储藏堵塞程度,回注水质控制指标是衡量水质合格的尺度,是水质管理和注水管理必须遵守的准则。油田开发中后期,油井见水程度差异较大,油井、水井措施力度大,储层结构发生变化,原有的水质回注控制指标已不能满足油田开发需求,因此,重新修订水质回注控制指标已势在必行。     

QK18-1 油田注水开发储层损害研究

QK18-1油田沙河街组油藏注水开发近20年,目前75%以上的油井欠注,油田经济效率低。为明确储层损害机理、建立提高油田注水井吸水能力的有效方法,通过室内静态配伍性实验、水敏性评价实验和水质调研结果,结合铸体薄片和电子显微镜照片对比了探井和开发井储层岩心的微观地质特征,分析了该油田注水困难的原因。结果表明,储层损害的关键因素是混合污水与地层水不配伍形成粒径为10~30μm的CaCO_3垢,在储层中呈菱面体、自形程度高的CaCO_3垢晶呈颗粒状分布在孔隙中及喉道处导致储层物性降低;混合污水矿化度低,回注引发水敏损害。水处理系统悬浮物含量超标也是影响注水效果的重要因素。针对油田注水开发中储层损害问题,提出了预防措施和建议,以提高注水井吸水能力,保证油田注采平衡。     

渤中34-1油田欠注原因分析

针对目前渤中34-1油田注水开发过程中出现的欠注明显和酸化效果差等问题,综合利用储层岩矿分析、敏感性实验评价、清污配伍性实验评价和水质指标现场监测等分析了渤中34-1油田注水过程中的储层损害机理。研究表明:水源水与地层水配伍性较差,产生钙质垢是目前注水困难的关键因素之一。现场注入速度过大引起速敏性损害,目前的水处理系统悬浮物含量、粒径中值等超标是影响注水效果的重要原因。有针对性地提出了预防储层损害的措施和手段,以改善注水效果,提高注水效率。     

JX1-1油田沙河街储层注入水与储层配伍性研究

针对JX1-1油田注水井出现注水阻抗明显上升,吸水能力递减快的问题,进行了储层敏感性实验研究、注入水和地层水静态和动态配伍性研究,注入水(固相颗粒、悬浮油)单独和共同作用与储层的动态配伍性实验研究。实验结果表明,水敏性中等偏强是储层欠注内在因素;清污混合回注过程中结钙质垢也是损害储层的因素之一。另外,一关键因素是注水水质中悬浮物质含量超标对吸水层造成的伤害,建议控制JX1-1油田沙河街储层注入水指标为:ρ(油)≤10mg/L;ρ(悬浮物)≤3mg/L;悬浮物颗粒粒径中值d≤3μm。     

南堡油田注水系统阻垢技术研究与应用

南堡油田注水开发过程中,由于注入水水质不稳定、注水水性变化以及外来液矿化度高等因素,造成供水管道、注水管柱及注水层结垢,给油田开发带来严重的危害。通过采用扫描电子显微镜元素分析和化学分析方法量化垢的组分,分析注水结垢的影响因素,找出供水管道和注水井注水管柱结垢的主要原因,从而有针对性地开展阻垢技术研究。通过采取控制成垢离子含量、物理防垢、化学防垢等综合措施,明显降低了结垢趋势,保障了油田注水开发。     

商三区中块沙二下油藏开发存在的问题与对策

商河油田商三区沙二下亚段储层属低孔低渗储层．其岩性以粉砂、细砂为主．砂泥岩薄互层。储层砂体层间差异小,但层内非均质性很强。经过多年的注水开发．研究区在注采井砸、油水井套损、注入水水质等方面的问题日益突出。根据油田的开发现状．针对存在的问题．建议修好并开启所有注水井和生产井．提高注入水的水质．对研究区沙二下采用脉冲式周期注水开发方式开采。     

低渗透油田注入水配伍性实验方法研究

对于注水开发油田,特别是对低孔、低渗及非均质性较强的低渗透油田来说,一旦与储层及储层流体不配伍的水注入到储层后,将直接影响注水井的吸水能力,导致严重的储层伤害,因此研究注入水与储层岩石及流体的配伍性是低渗透油田"注好水"的重要前提。分别从注入水自身稳定性、注入水与地层水配伍性以及注入水与储层配伍性三方面着手,总结对比了研究低渗透油田注入水与地层水及储层配伍性的室内实验方法,并对低渗透油田注水开发中遇到的注入水配伍性问题提出了相应的建议。     

南堡油田中低渗透油藏污水回注储层伤害评价

回注污水中的固相悬浮颗粒粒径过大会堵塞储层孔喉通道,造成储层伤害,影响注水开发效果,因此悬浮固相颗粒粒径是油田回注水质评价体系中最重要的指标之一。针对南堡油田中低渗透油藏回注污水中悬浮颗粒对储层伤害规律认识不清的问题,开展了污水回注岩心的流动实验,并运用CT扫描数字岩心分析技术,对A1 （悬浮物颗粒直径≤1μm）、C1（悬浮物颗粒直径≤3μm）两种水质中悬浮颗粒对储层伤害程度及其在储层中的伤害深度进行了定量评价。结果表明：注入水中悬浮颗粒的粒径大小是影响注入性能、储层伤害及驱油效果的重要因素,污水中颗粒直径与储层孔喉直径的匹配关系是悬浮颗粒对储层造成不同伤害的最直接原因,注A1水质污水时,整体体现为贯穿性堵塞伤害,注入井近处为过渡性堵塞;注C1水质污水时,注入井近处为严重堵塞,远处体现为贯穿性堵塞形式;根据实验研究结果,推荐A1水质为南堡油田中低渗透油藏注水水质标准。研究成果可为该类油藏注水开发制定合理的水质指标提供更科学的决策依据及技术支持。     

西区延_9储层注水过程中敏感性伤害因素分析

陕北延长油田西区采油厂的作业区块存在注水压力升高、渗透率降低和采收率降低等问题。分析该区块延安组的储层物性特征、粘土矿物含量、注入水和地层水组成性质,并进行了储层敏感性流动实验。实验结果表明:该区块储层具有弱速敏和强水敏性,注入水的矿化度明显低于地层水的矿化度,与地层配伍性较差。较低的注水矿化度是造成储层强水敏的主要因素,而强水敏又会导致注水压力迅速升高和渗透率大幅降低。因此,建议在注入淡水时加入粘土稳定剂或者对地层采出水处理后回注。     

低渗透油田精细油水井管理

<正>注水和采油是油田开发中的两件大事,要注了水、采出油,注好水、采好油。随着油田逐年开发,可动用剩余油枯竭,达到经济极限而最终报废是油田开发的基本规律;对于注水开发的油藏,注水和采油是油田开发中的两件大事,要注了水、采出油,注好水、采好油。在长庆油田低渗透油田注水开发中,油水井是油田开发过程中最基本的单元,采油通过注水交替,注水井将注入水通过注水井井筒注入     

大庆油田注水开发后期储层性质变化研究

油田注水开发过程中,由于注人水的长期冲刷以及一系列注采工艺措施的实施,储层性质会发生显著的变化。通过实验研究水洗前后岩心微观、宏观参数的变化特征,结合油田生产实际,揭示了大庆油田注水开发后期储层参数变化规律及其机理,对油田开发后期剩余油分布研究和注采调整措施的制定具有指导意义。     

老新油田老二区储层伤害因素分析及防治措施

江汉油田老新油田老二区在注水开发过程中出现油井低液低产、注水井吸水能力下降,地层能量严重不足,水驱开发效果变差等问题。从注入水的配伍性、储层敏感性、注水水质等方面分析了老二区储层伤害的潜在因素,认为老二区储层伤害的主因素为储层水敏、结垢及注入水水质不达标,并针对伤害因素提出了相应的防治措施,实施效果明显。     

长庆油田姬塬长8油藏增注工艺技术研究

长庆姬塬油田是典型的特低渗透油田,为了解决其注水压力高、注水困难、甚至注不进等问题,对其储层岩石矿物组分、粘土矿物类型及其含量、孔隙结构特征、储层敏感性、油层润湿性、地层水与注入水的化学特征及配伍性和水质情况进行了室内分析和评价。结果表明:储层致密、孔喉细微及油层弱亲油性是注水井压力高的主要原因。此外,储层中等程度的敏感性和注入水与地层水的不配伍产生的BaSO4和CaCO3垢,尤其是BaSO4垢高值区达到了2400mg/L,加剧了储层的伤害。对注水井的不同改造措施效果进行作了分析,得出不加砂酸压和复合酸化工艺最有效,同时清防垢技术能有效地保护地层并延长措施的有效期。     

改善低孔低渗油藏注水技术研究及应用

本布图油田投入开发的焉2区块,含油层位为侏罗系三工河组,属低孔低渗储层。这类油藏普遍存在注不进,采不出的矛盾。针对该区块注水井的欠注问题,在开展了储层特征及其对注水井吸水能力影响的研究基础上,通过该区吸水能力研究,确定了合理注水压力;通过研究井网、井距对注水开发的适应性,不断完善注采井网,西北部注水井已基本达到配注要求,满足注采平衡;通过开展室内实验研究,优化出适应储层的酸化配方、施工参数设计,矿场应用起到了显著的降压增注效果;制定了适合该区注入水水质标准并配套实施了水质处理技术,针对注水系统未建洗井回水管汇,引进应用了ZXJC30-Ⅳ型注水井活动洗井车洗井技术,有效地解决了注水井洗井问题和其它相关工艺配套技术应用问题。通过对研究成果的现场应用,使本布图油田焉2区块实现了良性注水开发,同时对于开发类似区块提供了可借鉴的经验。     

渤海西部海域某区块油田注水过程储层伤害机理

基于海上油田高效开发的理念,如何在注水开发过程中降低储层伤害成为高效开发海上油田的关键。针对渤海油田某区块注水过程中注入压力偏高、地层欠注等问题,进行了储层敏感性分析,以及悬浮物、垢样的扫描电镜分析等。实验发现:储层具有中等偏强的水敏伤害,黏土矿物蒙皂石以及伊/蒙间层不同程度地发生膨胀、分散,造成储层堵塞。注入水中的悬浮物含量高达16.7mg/L,严重超出平台标准要求;注入水中的颗粒粒径大约集中在30μm,容易造成储层堵塞。储层经过注水冲刷,孔喉中零星分布着大量的碳酸盐颗粒,使得储层渗透率降低。在明确了注水开发过程中储层伤害机理的基础上,提出了优化加药方式、酸化等保护措施。施工后注水井井口注入压力下降了7MPa,日注水量增加了6倍,酸化解堵效果明显。