对岩芯注水试验用水含悬浮固体颗粒的要求

采用注水开发的油田，注入水水质的质量，是直接影响油田开发的关键。而注入水中悬浮固体颗粒的含量及大小又是影响注水水质的重要指标。造成伤害地层的重要因素。在油田开发过程中．根据油田情况、油藏物性，采用岩芯注水试验法研究注入水中悬浮固体颗粒的含量及大小对地层伤害机理，确定注入水水质控制指标，对选择技术上可行，经济上合理的注入水水质处理工艺有着重大的指导意义。在研究过程中，对试验用含悬浮固体颗粒的注入水应有统一的要求，以保证试验终论断科学性。准确性、通用性，本交通过对国内外应用岩芯注水试验开展注入水中悬泽固体颗粒对地层伤害机理研究的探讨，提出开展若芯注水试验对含悬浮固体颗粒注入水的几点要求。     

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。     

渤南油田注入水对油层的伤害和保护措施

分析了渤南油田注入水水质，探讨了其对油层的伤害。结果表明，渤南油田注入水结垢严重，注入水中固相颗粒对油层的伤害较大，据此选用阻垢剂S2－3保护油层，对其进行评价表明，阻垢率可达90％以上。     

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。     

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     

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     

长庆低渗透油田注水水质稳定技术

大庆油田是低渗、特低渗透油田。注水水质是影响注水开发效果的重要因素之一。长庆油田主要以洛河层水为注入水，影响水质的因素中，主要因溶解氧及硫酸盐还原菌产生腐蚀性，固体颗粒含量和粒径对低渗透砂岩造成严重伤害。注入水与地层水普遍不配伍，垢型以BaSO4、CaCO3为主，垢量最大可达2.3g/L，注水层大多为弱速敏、弱水敏，但长2层普遍存在中等偏弱到中等程度的水敏，通过室内试验及现场实施适合于长庆油田的除（隔）氧、精细过滤、注入水杀菌防腐、防治注水地层结垢、水敏地层防水敏等注水水质稳定技术，为长期稳定注水从而提高油田注水开发效果提供了技术保障。     

低渗透油藏有效注入水水质界限

注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式,而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标,且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验,分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度,剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间;通过室内岩心水驱物理模拟实验,定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度,结合喉道分布特征,初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明,岩心渗透率越低,注入水矿化度越接近地层水矿化度;岩心渗透率越低,注入水颗粒粒径越大,对储层渗流能力伤害越大;岩心渗透率越低,注入水颗粒质量浓度越高,对储层渗流能力伤害越大。     

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。     

江汉新沟嘴组油藏注入水水质指标体系研究与应用

针对新沟嘴组油藏注入水与地层及其流体不配伍、造成储层伤害严重的问题，文章根据新沟嘴组储层的基本特征，总结出了造成储层伤害的潜在因素。在此基础上，开展注入水配伍性及其对储层伤害的研究，建立了新沟嘴组注水水质指标体系，并配套了水处理药剂，明显改善注入水水质。     

临南油田注水井伤害评价及对策

通过室内试验，研究了临南油田注水井伤害机理。结果表明．造成该油田注水井堵塞的原因有：固相颗粒堵塞、注入水与地面水不配伍形成无机垢堵塞、细菌堵塞。针对注水井储层伤害．采用油层保护技术，进行水质改造，实施合理的解堵工艺，来延长解堵增注措施有效期，经现场应用后效果显著。     

伊拉克Ahdeb油田储层损害机理研究

伊拉克Ahdeb油田储层属中—高孔低渗孔隙型碳酸盐岩油藏,测试的表皮因数平均高达6.21,属严重污染。由于其岩性、物性、孔隙结构和敏感性矿物特征与国内灰岩储层有较大的差异,所以其损害机理也不尽相同,为此开展了储层敏感性实验评价。研究结果表明,伊拉克Ahdeb油田的主要损害机理为水敏、盐敏、应力敏感性损害、水锁以及漏失引起的固相损害。提出了应注重强化钻井液对井壁的封堵性,尽量降低钻井液滤失量,选用可酸溶油溶的随钻堵漏材料等储层保护措施。     

渤海L油田注水井欠注原因及对策分析

渤海L油田部分注水井投注后表现出注入压力快速升高、注入困难的情况,注水量无法满足油藏配注量。为此对L油田注水井欠注原因进行分析,通过岩心驱替实验评价储层岩石敏感性、钻完井液损害以及注入水对储层伤害,采用静态配伍性实验评价注入水与地层水之间的配伍性。结果显示储层具有强速敏损害,而部分注水井在投注初期注入量即远远超过了速敏损害临界注入量,造成了不可逆的微粒运移伤害。钻完井顺序工作液对岩心渗透率损害率可达35.5%～48.2%,单一注入水对岩心渗透率损害率达31%～35.2%,钻井液固相侵入和注水水质长期超标造成的储层损害是L油田注水井普遍注入能力较差的关键原因。建议L油田新井返排后投注或在投注初期进行酸化减弱钻井液损害,初期注入量应控制在速敏临界流量之下,逐级提高注入量避免发生微粒运移伤害,同时加强注入水悬浮物含量、含油量以及硫酸盐还原菌等关键指标的控制。     

克依构造带气藏储层特征及伤害因素分析

克依构造带是塔里木盆地最大的储气构造。由于对储层特征及储层潜在伤害的因素认识不足,导致工艺措施不当对储层造成伤害,从而影响气井产能。通过岩心分析测试和室内试验评价,对克依构造带储层特征作了分析研究,并对储层潜在伤害因素进行了简要分析,提出了相应的储层保护措施。研究表明,克依构造带气藏储层属于碎屑岩、中—小孔—微孔、中—低渗、中—细短喉道,具有强层内和平面非均质性的气藏。对于不同区块、不同层位的储层应采取不同的储层保护措施。对于克拉苏区块巴什基奇克组应防止固相颗粒侵入、液相侵入和各种敏感性伤害;对于大北、吐北和吐孜区块的浅层气藏应注意各种敏感性伤害、水锁和固相颗粒及液相的侵入;对于依奇克里克构造带阳霞组和阿合组主要应防止储层的水锁伤害和自吸水,同时注意各种敏感性伤害,储层段如果发育各种成因的裂缝,在高比重泥浆条件下要防止压裂式井漏。     

大牛地气田砂岩储层敏感性实验研究

在钻井、压裂等开发过程中会对砂岩储层造成伤害，如果解决不善，将直接严重影响天然气的产量。为减少在大牛地气田开发过程中对砂岩储层造成伤害，文章针对砂岩储层的敏感性进行了试验研究。分析鄂尔多斯盆地大牛地气田砂岩储层的敏感性伤害机理认为，在钻井、固井过程中应选择较好的钻井液体系，尽量减少钻井液固相颗粒堵塞以及粘土水化膨胀；在压裂过程中应尽量选择破胶效果好，残渣少易反排的压裂液体系，以减少微粒运移、水锁及颗粒固相堵塞等造成的储层渗透率下降；在开采过程中，应注意排采速度以尽量减少对储层的伤害，从而实现气田的高产、稳产。     

锦2-14-111c减少侧钻井油层损害的新途径

介绍了侧钻井扩孔施工工艺，探讨了用扩孔技术减少侧钻井油层损害的机理。侧钻后对小井眼进行扩孔，可以去掉钻井过程中形成的污染带，降低钻井液侵入油层的深度，减少对油层的损害。扩孔后井壁上形成的滤饼薄且疏松，可以有效地提高第二界面的固井质量，减少后期的油气水窜，有效延长生产井的寿命。     

注入水中固相颗粒损害地层机理分析

当含有固相颗粒的注入水进入地层时,水中的固相颗粒将不同程度地滞留在孔隙网络中,使地层渗透能力下降。分析胜利油田商三区和胜二区注入水中固相颗粒分布特征、地层孔喉特征,以此为基础,采用实验方法研究注入水中固相颗粒与岩石孔喉的匹配关系,分析固相颗粒损害地层的机理。研究结果表明从水站到注水井,注入水水质沿流程变差;在双对数坐标下,商三区和胜二区岩石孔喉半径与渗透率存在线性关系;当水质一定时,微小粒径的固相颗粒进入岩石孔隙内部形成深部损害,粒径较大的固相颗粒只能在岩石表面和浅表部位附着或桥堵而形成表面(层)损害。根据架桥法则,确定了商三区和胜二区注入水中固相颗粒指标。图3表3参4（秦积舜摘）     

聚磺混油钻井液对深层裂缝性致密储层的保护能力评价

为了评价和优化塔里木盆地北部深层裂缝性致密砂岩油藏开发中使用的聚磺混油钻井液对储层的保护效果,进行了钻井液动/静态伤害、滤饼承压、流体敏感性、水相圈闭伤害和流体配伍性实验。分析了钻井液伤害的主要机理,探讨了钻井液保护效果评价方法,提出了聚磺混油钻井液优化策略。实验表明:储层钻井液动态伤害中—强,滤液静态伤害中—强,100μm及以下缝宽裂缝承压达10 MPa,流体敏感性伤害较弱,水相圈闭伤害强,滤液与地层流体配伍性差;水相圈闭、流体不配伍和固相侵入是钻井液伤害储层的主要方式;聚磺混油钻井液对储层大缝宽裂缝封堵较差、对小缝宽裂缝控滤失较差是造成储层伤害的主要原因。钻井液储层保护效果评价需综合分析钻井液伤害的主要因素,充分挖潜钻井液动态伤害实验数据,评价钻井液的固相磨蚀粒度降级率。提高钻井液屏蔽暂堵性能、改善钻井液与储层流体配伍性、加入表面活性剂将提升聚磺混油钻井液对深层裂缝性致密砂岩油藏的保护能力。     

孤北油田低渗透砂岩储集层损害机理与保护措施

孤北油田属胜利油区开发难度大的油藏类型,主要原因是该油田低渗透砂岩储集层在不同演化阶段经历了错综复杂的成岩作用,造成原始储集层格架内孔隙体积的缩减,致使钻井过程中被入井液严重污染。为了认识孤北油田油层渗透性损害过程,采用岩石矿物鉴定、样品微区电镜扫描等技术,结合钻井施工过程中配置的入井液性能,对其低渗透砂岩储集层的岩性分布及成分、结构的不均衡性进行了分析,研究钻井过程中入井液的固相微粒迁移、钻井液滤液侵入和黏土矿物影响对储集层渗透性损害的机理。提出了孤北油田在钻井过程中保护低渗透砂岩储集层的措施:采用正电胶钻井液体系;钻井过程中进行钻井液密度动态调整,保证近平衡压力钻进;采用屏蔽暂堵技术阻止钻井液(尤其是其中的固相微粒)进入储集层。采用正电胶钻井液体系和屏蔽暂堵技术后,以往低效试产井区新钻的井试产获商业性油流,获得明显经济效益。表2参3(张守鹏摘)