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1.
张霞 《中国石油和化工标准与质量》2012,(10):234
以高尚堡油田沙三储层为研究对象,应用室内岩心模拟实验研究了注入水中悬浮固体含量、粒径、含油量和硫酸盐还原菌对储层的伤害,研究结果表明,注入水中的悬浮物、含油、细菌均会对油层产生伤害,建议高尚堡油田注水控制指标为悬浮固相含量小于3mg/L,粒径小于2.5μm,含油小于6mg/L,硫酸盐还原菌小于25个/mL。 相似文献
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针对海上低渗油田注水水质不达标问题,通过理论分析和室内实验的方法 ,从储层伤害机理、固相颗粒浓度、粒径中值、含油量和配伍性等方面开展了注水水质对储层影响的实验研究,并依据企业标准对渤中25油田的水质控制指标进行了优化设计。研究结果表明,水质伤害储层的重点在悬浮固体含量、粒径中值和含油量,当二者共存时将加重伤害程度;为最大限度地降低伤害程度,优化设计渤中25油田的有效注水水质控制指标为:悬浮颗粒粒径中值为1~2μm,悬浮颗粒质量浓度为1~3 mg/L,含油为5~10 mg/L,伤害率控制在20%~40%,实现低渗油田的有效注水开发。 相似文献
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目前国内对低孔特低渗储层注水开发中注入水水质标准的研究较少,具体指标没有系统的实验数据作为支撑。对HH油田C8储层以污水作为回注水源的注入水水质标准进行研究,主要采用岩心驱替实验及动态腐蚀实验得出注入水中的悬浮物粒径中值、悬浮物含量、含油量、细菌含量等主要控制指标。结果表明:悬浮物粒径中值指标2.0μm;悬浮物含量指标3 mg/L;含油量指标15 mg/L;细菌含量指标24个/mL。该结果为HH油田污水回注水质标准提供了具体依据,也为类似区块的注水水质研究提供了参考。 相似文献
4.
油田开采后期,采用注入高压水提压开采,水中含有的固体颗粒,油和细菌,会对地层和油层有影响.固体颗粒粒径较大,含量较多,会堵塞地层;含油量过高,损坏地层渗透率;细菌含量过高会对储层造成严重伤害.海上平台注入水源为海水、原油脱出的含油污水(即油田含油污水)和地层水源(油田水源井水),均需将注入水处理为适合地层的水,减少对地... 相似文献
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为控制大庆油田注入水中细菌的数量和减少硫化物的危害,作者在油田污水注入站进行了二氧化氯杀菌试验,确定了二氧化氯的最佳投加浓度.结果表明,当储水罐内回注水中投加的二氧化氯质量浓度在40mg/L以上时,对污水中硫酸盐还原菌、腐生菌和铁细菌的灭菌率可达90%,回注水中的硫化物含量也明显减少,细菌与硫化物指标达到油田注水标准.腐蚀率却随着二氧化氯浓度的增大而逐渐增加,最高达到0.069 mm/a.在回注水中二氧化氯质量浓度为40 mg/L时,腐蚀率达到Q/SYDQ 0605-2006企业标准. 相似文献
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油田注入水悬浮物和含油超标,会引发悬浮物颗粒、油滴及沉淀物聚集,造成储层的伤害,导致注水井的注入压力逐渐升高,油田长期欠注,进而影响油田的开发效果。针对以上问题,利用岩心驱替实验考察了渤海油田注入水质对岩心渗透率的影响规律。结果表明,随着注入水中悬浮物含量及悬浮物粒径中值的增大,岩心渗透率逐渐降低,注入水对岩心的伤害性越强;注入水中油对岩心的伤害程度要远低于悬浮物;当油和悬浮物同时存在时,对岩心的伤害会产生叠加效应。 相似文献
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本文针对乌干达某油田注水过程中注入压力上升较快、酸化施工频繁这一问题,在室内开展了储层粘土矿物、注入水与地层水配伍性、含油污水以及悬浮物对岩心的损害等研究。研究结果表明:储层粘土矿物含量较高,其中高岭石含量为53.52%,伊/蒙间层矿物含量为10.5%,粘土易水化膨胀造成注水压力偏高;注入水与地层水配伍性较差,注入水:地层水=6:4时,结垢量为115mg/L;质量浓度为2%的FP-6防膨剂的防膨率高达96.52%,质量浓度为30%的阻垢剂BHF-12A的阻垢率为96.2%。注入200PV含油量为20 mg/L的溶液对岩心的损害率高达46.88%;注入100PV粒径中值为5μm、浓度为11mg/L的悬浮物溶液对岩心的伤害率为28.83%。措施液驱替实验中,段塞式注入、连续式注入(120PV溶液)时对岩心伤害率分别为26.15%、14.49%,建议在施工过程中采取连续式驱替方式。 相似文献
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为满足低渗油田回注水的水质要求,采用自行设计并建造的功能陶瓷膜含油污水处理装置对油田回注水进行处理,试验研究了进水中悬浮物浓度、悬浮物粒径中值及含油量对功能陶瓷膜处理装置运行效果的影响,当进水中悬浮物质量浓度低于120 mg/L、悬浮物粒径中值小于5μm以及油质量浓度小于80 mg/L时,功能陶瓷膜装置的出水水质达到SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中低渗油田回注水水质"5.1.1"标准,并且装置已连续运行超过6个月,出水水质保持稳定。 相似文献
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油田注入水引起储层伤害研究 总被引:1,自引:0,他引:1
油田注水开发是提高原油采收率的重要手段,大量研究表明,其主要的影响因素是注入水水质方案和操作及管理水平。油田经长期的注水开发,注入水改变了储层的物性、岩电性及油水动态分布,本文研究了注入水对储层伤害机理及变化特征,注入水中含油量、固体颗粒粒径、含菌浓度对开发的影响。 相似文献
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《中国石油和化工标准与质量》2013,(21)
通过对元城油田储层岩心进行水敏实验,找到引起储层损害临界矿化度,并计算由水敏引起的储层损害程度,从而为合理的注入水开发提供科学依据。实验表明:水敏是元50-10-77、元50-10-89、元50-10-61、元56-70岩石伤害的潜在因素。在注水开发中,注入水的矿化度应不低于90000mg/L,或者在注入水中加入高效粘土稳定剂防止造成伤害。 相似文献
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彭振祥 《中国石油和化工标准与质量》2012,33(8):36
牛心坨油田注水水源是高二联处理后的污水和清水的混合水,由于高二联污水中含有硫酸盐还原菌,导致硫化氢含量达超标牛心坨油田注入水中硫化氢含量较高,硫化氢与铁离子形成黑色的硫化亚铁胶体,使水呈黑色,水中悬浮物增加。在污水处理系统中采用电解盐水杀菌工艺技术,能消除污水中的硫酸盐还原菌,减少硫化氢来源,有效解决这一问题。 相似文献
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油田回注水大部分来自物化处理后的油田废水,为避免回注后水中各类细菌微生物对管道造成堵塞、腐蚀,回注前需对其进行杀菌处理。本文使用1227(十二烷基二甲基苄基氯化铵)和戊二醛在特定条件下复配为SP12-8作为杀菌剂,考察硫酸盐还原菌、铁细菌、腐生菌在杀菌剂不同加量,不同培养温度下其杀菌效果。结果表明回注水杀菌剂SP12-8的使用温度应控制在30℃左右,投加量为0.07 mg/L,SRB菌的菌量数为4.5个/m L(小于10),铁细菌的菌量数为9.5×102个/m L,TGB菌的菌量数为9.5×102个/m L,满足回注要求。 相似文献
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低渗透油田油层物性差,非均质性强,在注水开发过程中容易对储层造成堵塞,导致渗透率下降。注入水中悬浮物含量、悬浮固体粒径、含油量、细茵含量是诱发油层伤害的主要因素。针对低渗透油田注水水质要求及常规控制指标,结合油田实际生产情况,科学的对其水质进行优化。 相似文献
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研究回注污水水质对油藏储层渗透率影响规律对油田提高注水效果具有重要意义。针对大庆杏南油田7种不同渗透率的油藏天然岩心,设计了6种不同水质的污水(不同浓度及粒径的悬浮固体浓度、不同含油量)室内岩心流动实验,揭示了污水水质对油藏储层渗透率的影响规律。结果表明:污水中悬浮物对储层的堵塞类型为贯穿性堵塞、过渡性堵塞和浅部堵塞三种形式,其中贯穿性堵塞起主要作用;堵塞形式主要受水中悬浮物粒径控制;建立了6种回注污水对不同渗透率储层的影响图版,为油田现场提供了技术指导;针对大庆杏南油田,建议3×10~(-3)、7×10~(-3)、20×10~(-3)、50×10~(-3)μm~2储层注入回注污水界限为5.3.1水(悬浮固体浓度5 mg/L、粒径3μm、含油量1 mg/L),110×10~(-3)、180×10~(-3)μm~2储层注入回注污水界限为5.5.2水,250×10~(-3)μm~2储层适合注入回注污水界限为8.5.2。 相似文献
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常规注水开发是目前低渗透油田最为常见的开发手段。随着开发的进行,受储层物性及注入水水质的影响,地层内部易受到一定程度损害导致储层渗透性进一步降低,地层亏空加剧。通过对XX油田低渗透油藏BL49区块进行储层岩性特征、微观孔隙结构特征及注入水水质等分析研究,发现该块储层具有一定的水敏、盐敏及酸敏性;储层喉道半径主要集中在0.2~0.9μm之间,与注入水中的悬浮颗粒粒径不配伍,易在地层内形成堵塞。同时注入水细菌含量及含油量超标,会对储层造成一定程度伤害。 相似文献