注入水水质对储层的伤害

以胜利油田纯2块储层为研究对象，应用室内岩心模拟试验研究了注入水不同注入速度、悬浮固体颗粒粒径、含油量、含菌浓度、表面活性剂对储层的伤害。研究结果表明，固相颗粒粒径、含油量及含菌浓度是引起纯2块储层伤害的主要因素，建议通过控制注入水中的含油量（〈10．6mg／L）、     

苏丹油田注水伤害及对策研究

苏丹3/7油区采用降压开采,随着地层压力逐渐降低,需要通过注水保持地层能量,而避免注水对储层造成伤害是高效开发的关键.本文采用室内岩心模拟实验,研究注入流速和注水水质及压力等对苏丹3/7油区储层的影响规律.实验结果表明:注入流速、悬浮颗粒粒径、含油量是引起储层伤害的主要原因.建议注入流速小于2 mL/min,注入水的矿化度不小于5070 mg/L,含油量低于40mg/L,固体悬浮颗粒粒径小于1.6 μm,降压开采时压力保持在11MPa以上.图8表3参9     

渤海油田低-特低渗储层注水井堵塞规律实验研究

针对渤海油田注水井压力上升快、堵塞频繁等问题,通过对注入水水质分析及固相颗粒粒径分析,并结合物模实验详细研究了低渗储层注水井堵塞因素和规律。实验结果表明,注入水中固相颗粒(平均粒径大于2μm)是造成储层堵塞的主要原因;低渗、特低渗透储层岩心的渗透率随着注入量的增加及固相颗粒的含量和平均粒径增大而不断减小,伤害程度不断增大;固相颗粒对特低渗透岩心的伤害程度大于低渗透岩心。     

海上S油田注入水水质指标室内模拟试验

针对海上S油田不同储层注水指标调整问题,完成了注入水与不同油组地层水的配伍性室内评价,并且通过悬浮物粒径中值、悬浮物浓度和含油率对岩芯伤害的单因素模拟实验,以及综合水质指标的岩芯伤害实验,对S油田三个油组储层的注水指标进行了优化。实验结果表明,注入水与各个油组地层水具有较好的配伍性。S油田储层可接受的注水指标为:悬浮物质量浓度小于10 mg/L,含油量小于35 mg/L,悬浮物粒径中值小于3μm;或者悬浮物质量浓度小于15 mg/L,含油量小于30 mg/L,悬浮物粒径中值小于2.5μm。     

固相颗粒对储层的伤害规律研究

目前整个延长油田执行的注入水水质标准中悬浮固体含量不大于1.0 mg/L,悬浮固体粒径中值不大于1.0μm[1]。注水开发存在一系列的问题:针对性不强,不同开发层系物性差别很大,却在执行同一个标准;受处理成本、现有水处理工艺和方法等制约,含油污水处理后无法达到上述严苛的注入水水质标准。本论文通过注入水中悬浮固相颗粒浓度、粒径对储层伤害程度进行了研究,最终确定了适合延长油田注入水的水质指标:注入水水质的悬浮固相颗粒含量应不大于10 mg/L,颗粒粒径应不大于5μm。     

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。     

生屑灰岩油藏颗粒伤害与孔喉结构配伍性

中东H油田Mishrif组属于典型的孔隙型生物碎屑灰岩储层,水驱是目前主要的开发方式,但注入水中固相颗粒的质量浓度及粒径严重影响其开发效果。为了弄清注入水对储层物性的影响,并为后期注水开发的水质要求及调整方案设计提供依据,文中基于恒速压汞实验及颗粒运移实验,研究了影响H油田Mishrif组储层渗流能力的主要微观因素以及注入水中悬浮物颗粒质量浓度与粒径的上限,并且分析了悬浮物颗粒粒径与喉道的配伍性。研究结果表明,喉道半径及分布是影响储层渗流能力的主要微观因素。当注入水中悬浮物颗粒粒径为5μm时,颗粒质量浓度的上限为5 mg/L;当悬浮物颗粒质量浓度为3 mg/L时,颗粒粒径的上限为10μm,接近于渗透率贡献峰值处的喉道半径。     

注水水质对裂缝性油藏储层的影响

以裂缝性油藏储层为研究对象,通过室内岩心模拟实验研究了注入水悬浮物和含油量对储层的伤害。研究结果表明,悬浮物颗粒直径中值、含油量是引起储层伤害的主要因素;当渗透率伤害率上限为20%,缝宽≤50 μm时,注水水质要求为:悬浮物颗粒直径中值(粒径中值)不应超过10 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过10 mg/L;当缝宽介于50~100 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过20 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过20 mg/L;当缝宽介于100~200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过50 μm,悬浮固体含量不应超过50 mg/L,含油量不应超过40 mg/L;当缝宽大于200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过60 μm,悬浮固体含量不应超过80 mg/L,含油量不应超过50 mg/L。研究结果可为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。     

注入水水质地层伤害因素室内研究

应用室内岩心模拟试验和薄膜过滤试验,研究了注入水中固体悬浮颗粒和乳化油的含量及悬浮颗粒粒径与其造成的地层伤害的关系,分析了构成地层伤害的相关机理。研究结果表明,固体悬浮颗粒浓度对地层伤害影响程度远大于含油量的影响。建议注入水中固体悬浮颗家度应严格控制在5mg/L以下,含油浓度可控制在10mg/L以下。     

低渗气藏伤害机理研究

目前我国的天然气资源以低渗储层为主,相对于中、高渗储层,低渗气藏在开采开发过程中面临着诸多问题。如何提高低渗气藏的采收率受到越来越广泛的关注,本文以X区块低渗气藏为例,采用不同压裂液进行伤害实验,对低渗储层的伤害机理进行了研究。结果表明,低渗储层的伤害以水锁伤害为主,固相残渣对储层也会造成一定的伤害,但相对于水锁伤害较小。并提出了预防、降低水锁伤害的方法,如注入表面活性剂、醇类、注氮气、热处理等[1,2]。     

砂岩储层清水和污水混注对储层损害的实验评价

注入水中乳化油含量和悬浮颗粒含量及粒径一直是控制砂岩油藏注入水水质的重要指标。利用正交试验原理,通过实验系统评价了乳化油和悬浮颗粒共存时乳化油滴浓度、固相颗粒含量及粒径、渗透率及注入孔隙体积的相互作用及其对中高渗储层吸水能力的影响。结果表明,对于污水回注或清水、污水混注的砂岩地层,乳化油和悬浮颗粒共存比其单一存在时对地层吸水能力的损害要严重。当油滴粒径小于10μm时,岩心损害程度大于70%,油滴粒径大于30μm时,岩心损害程度低于50%。对于给定孔喉的岩心,有一个临界颗粒粒径。临界固相颗粒粒径随渗透率(即孔喉大小)的变化而变化,而临界油滴粒径基本不随渗透率变化,粒径约为15μm。     

龙虎泡油田活性水驱油室内实验研究

针对大庆外围低渗透油田注水压力高、吸水能力差以及水驱采收率低等问题,选取龙虎泡油田进行活性水驱油室内物理模拟实验研究。表面活性剂筛选实验结果表明,十二烷基苯磺酸钠配制的活性水溶液/原油体系界面张力可达0.2041 mN/m,且与地层水配伍性良好,比水驱采收率提高16.6%。驱油实验结果表明,水驱速度、活性水浓度、活性水注入量、注入时机均对驱油效果产生一定的影响,当水驱速度为1.0 mL/min、活性水浓度为0.3%、活性水注入量为0.3 PV 时驱油效果最佳。现场实验应选取低含水井进行活性水驱油,当含水率较高时,适当提高活性水浓度以保持开发效果。     

渤海埕北油田、绥中36-1油田注水井堵塞机理研究

介绍了埕北油田和绥中36-1油田的油藏物性和完井方式,通过测定岩心阳离子交换容量、体积流过量试验、动态结垢试验与理论预测、温度变化对水相渗透率的影响试验和敏感性试验结果及现场注水资料对两油田注水井水敏性堵塞、酸敏性堵塞、固体颗粒侵入堵塞、微粒运移堵塞、地层结垢堵塞、污油堵塞和地层出砂堵塞的机理进行了研究,得出造成埕北油田注水井堵塞的主要原因是水敏性堵塞、污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞和地层出砂堵塞;绥中36-1油田造成注水井堵塞的主要原因是污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞、地层出砂堵塞和地层结垢堵塞。为解堵方法的选     

油田注入水中固体颗粒对地层伤害的数学模型

建立了模拟注水过程中由于固体颗粒侵入造成地层伤害的一维（径向）两相（油、水）数学模型。该模型为一组非线性偏微分方程，它反映了固体颗粒在地层孔道中的运移、孔壁深积与孔喉堵塞引起的颗粒滞留及其对地层孔隙度、渗透率及油水两相流动状况的影响。用有限差分方法求解数学模型，编制了模拟计算程序。举例说明了数学模型在３个方面的应用：分析注入水中颗粒浓度对地层伤害程度的影响；预测不同注水量下地层伤害程度；求出地层伤     

催化裂化装置油浆固体质量浓度升高原因分析及对策

针对某石化公司3.3 Mt/a催化裂化装置在第1个运行周期内出现油浆固体质量浓度升高的现象,分析了油浆细粉变化规律以及沉降器催化剂跑损原因,并采取相应处理措施。结果表明:当油浆细粉粒径＞20~40 μm颗粒增加,是由于平衡剂细粉含量升高导致的催化剂跑损;当粒径40 μm以上的大颗粒明显增加,则是由于沉降器旋风分离器分离效率下降导致的催化剂跑损;降低油浆固体质量浓度的有效措施为:通过控制喷嘴线速度不大于95 m/s,减少原料油对催化剂的冲击破碎;控制新鲜剂及助剂粒径小于40 μm的细粉粒度分布不大于13%,磨损指数偏差不大于0.2 %/h,防止2种剂相互摩擦破碎,减少平衡剂细粉含量;改善沉降器旋风分离器分离效率,清理重锤阀结焦,避免料腿窜气,防止催化剂跑损。     

橡胶颗粒复合调剖体系在复杂断块油田的应用

采用传统的调剖体系对文明寨、卫城中高渗复杂断块油藏进行多轮次调剖后,调剖效果变差,需要研究新的经济适用的调剖体系。橡胶颗粒调剖体系由橡胶颗粒、交联聚合物和聚丙烯酰胺等组成,应用砾石充填方法对橡胶颗粒体系与地层孔喉匹配性、橡胶颗粒调剖体系在不同渗透率填砂管中的调剖作用进行了研究;通过用不同粒径和浓度的橡胶颗粒与不同浓度的交联聚合物和聚丙烯酰胺配比研究,确定了最佳注入浓度配比。2008年以来,在文明寨、卫城油田进行了9口井的应用,对应油井有较明显的增油降水效果,累计增油773t,投入产出比1∶1.75。该橡胶颗粒复合调剖体系有很好的推广应用前景。     

储层损害对阿南油田注水受效影响

储层损害对注水效果起着重要的作用。讨论了阿南油田注入水的水敏性和速敏性损害以及由于注入水水质不合格带来的储层损害。阿南油田注入水为油田产出水,经隔油、加药、过滤等污水工艺处理后回注到地下,注入水中有几项性能严重超标悬浮固体含量(32.6mg/L),悬浮固体直径(56μm),含油量(70.28mg/L),硫酸盐还原菌SRB含量(10000个/mL)。分析了注入水水质损害机理,提出了改善注入水水质的建议。同时,分析了采油井储层损害的原因,即生产压差过大造成井底流压低于饱和压力;用不合格的压井液进行施工。最后提出了降低采油井储层损害程度的建议。     

三相泡沫堵水试验在草109单元的应用

针对草109单元边部油井多轮次调剖效果差的问题,通过室内实验对三相泡沫体系固相颗粒的粒径、浓度、起泡剂浓度和气液比等参数进行了优化,在草109单元进行了应用,并对现场效果进行了分析。试验表明,三相泡沫体系配方为:10%黏土+0.6%~1%起泡剂+氮气,黏土粒径为400目,气液比为1∶1~2∶1。三相泡沫堵水后,C109-P18含水由措施前的99%下降至80%,周期累计增油3557 t;C109-P1含水由措施前的94%下降至83%,累计增油1826 t。两口受效井产出投入达到8.37,有效地改善了边水稠油油藏边部中高含水期油井的开发效果,可将该技术推广应用至其他同类稠油油藏。     

苏北盆地海安凹陷红1井区防膨注水开发实验研究

在注水油田开发过程中,防止注水引起储层黏土膨胀是非常重要的.苏北油区红1井区储层岩石的水敏指数为0.43,临界矿化度为6 000 mg/L,表现为中等偏强水敏,储层能量不足,油层压力低,地层水型为CaCl2,总矿化度111 643.71 mg/L.文章结合拟注入的清水,研究了三种防膨剂在不同温度下的防膨率,其中1#防膨...