软颗粒对宝浪油田低渗储层注水伤害的研究

通过注入水水质分析和控制含铁、含氧量进行的模拟地层水岩心流动驱替实验,认为注水造成储层堵塞的真正原因是注入水含铁含氧量偏高。即使少量的铁氧化合物,因低渗储层孔喉细小,其造成的堵塞也非常明显,在避免水敏的情况下,驱替120PV时伤害率达37·0%,而常规刚性颗粒堵塞,驱替180PV仅3·4%。所以,该低渗油藏注水开发,不但要防膨和控制注入水的颗粒粒径和颗粒浓度,尤为重要的是控制注入水的含铁、含氧量。     

商三区注入水储层伤害判断及解堵实验

商河油田商三区沙二下及沙三上储层在注水开发过程中存在地层堵塞的情况。通过对注入水等水样进行水质检测及地层配伍性方面的实验分析,寻找造成堵塞伤害的原因并进行解堵实验。先对注入水所含颗粒粒径、离子质量浓度和结垢趋势等进行分析,发现其存在颗粒堵塞和结垢现象;再使用过滤后的注入水与区块岩心进行驱替实验,发现其存在水敏损害。针对损害类型进行储层岩心酸化及缩膨实验,其中,商三区沙二下岩心在注入12%盐酸+多氢酸+土酸酸体系后,渗透率大幅度提高。     

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。     

商853特低渗透油藏降压增注工艺初探

低渗及特低渗油藏,由于水质处理工艺不到位,机杂超标,注入水自身结垢、原油乳化损害等因素造成注水井严重欠注。从低渗透油藏内在渗流特征和外在储层损害初步分析了低渗透油藏注水开发困难的主要原因,并针对存在的主要问题：①低渗透油藏储层启动压差高及驱替压力梯度大;②固相颗粒造成的渗滤面堵塞或较浅的内滤饼堵塞。③储层深部无机垢堵塞伤害。根据室内试验和现场分析,提出了相应的对策。实施后取得了初步效果,对同类油藏具有一定的参考价值。     

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。     

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。     

低渗油田注水过程中储层保护技术研究

低渗油田注水过程中储层保护的关键是保护孔喉.以张天渠低渗油田为例,对储层敏感性和注入水水质进行评价,对储层伤害的内部潜在因素和外部诱发因素进行分析,诊断出储层损害的主要因素有水敏、速敏,注入水中固相颗粒堵塞及结垢堵塞,同时存在细菌堵塞、腐蚀物堵塞的可能.根据储层堵塞伤害原因,选择综合保护技术措施.     

注热水开发潍北高凝油藏

潍北低渗高凝油藏的原油含蜡量高达30%左右,其流动性对温度极其敏感.当温度低于析蜡点时,蜡逐渐结晶析出;当温度低于反常点时,原油黏度急剧增加,且储层具有较为严重的水敏效应.油藏在注水开发过程中,存在有机堵塞、水敏堵塞、冷伤害堵塞以及固体颗粒堵塞问题;注热水保持油层温度和压力,可达到储层解堵和提高储层吸水能力的目的,而且注入水温度优化后,还可以节能降耗,降低注水开发成本.     

特低渗透砂岩微观模型水驱油实验影响驱油效率因素

通过鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,探讨了驱油效率的控制因素。研究发现,特低渗透砂岩储层水驱油过程中,润湿性不同,驱替机理不同。水湿储层表现为驱替机理和剥蚀机理;油湿储层表现为驱替机理和油沿孔道壁流动机理。特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,其中包括物性、孔隙结构、注入量、注水速度、润湿性等。特低渗透砂岩储层水驱开发效果对注水速度较为敏感。针对不同的储层,采取合适的注水速度,才能取得较好的开发效果。     

双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究

考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素;膨胀性黏土，悬浮固体颗粒。细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉，在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14．5％、11．1％及0．02％；注入100PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7％和4％、9％和7％。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降，粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大，则渗透率越低。在粒径2．1μm或颗粒浓度3mg／L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降，含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小，注入含菌50个／L的水100PV使岩心渗透率下降7％。岩心对注水合油量敏感，注入含油量20mg／L的水50PV使岩心渗透率下降20％。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心，其次是双河北岩心．江河岩心较轻，注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少．说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞，研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液，与南阳油田使用的低伤害酸液一起，用于1口注水井的解堵，效果良好。图7表4参5。     

流体pH值对致密砂岩储层渗透率的影响

地层流体pH值一般分布在4～9范围，一旦侵入储层的流体pH值过高或过低，将引发外来流体与储层流体、储层矿物不配伍的问题，必然造成储层损害。文章以川中香溪群致密砂岩气层为例，开展流体pH值逐级升高和pH值逐级降低对储层渗透率改变的综合评价实验。实验表明，储层具有强碱敏、强的HCl酸敏感性。研究指出，高pH值流体条件诱发粘土矿物微结构的破坏，导致伊利石、绿泥石等粘土矿物溶解、脱落、分散（运移），渗透率大幅度下降；低pH值流体破坏绿泥石的晶体结构，使结构中的Fe²⁺、Fe³⁺、Mg²⁺等离子析出，产生Fe(OH)₃以及Mg(OH)₂沉淀，堵塞喉道。     

新疆油田超低渗透油藏注水开发储层损害研究

超低渗透储层由于其特殊的孔喉特性,在注水开发过程中对外来流体的悬浮物含量与结垢性等都有很严格的要求,如何在注水开发过程中降低储层损害与有效保护储层孔喉成为高效开发超低渗透油藏的关键。以新疆油田某区块为例,通过储层敏感性评价与注入水结垢分析,明确了注水开发过程中储层的损害因素。结果表明：该区块储层具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害;混合注入水容易产生以Ca2＋为主的不溶性结垢,导致堵塞注水管线及储层孔喉。因此,超低渗透油藏在注水开发过程中,不仅要注重储层保护措施,更要严格控制注入水水质,从而有效地保护储层,为长期高效的开发奠定基础。     

榆树林油田砂岩储层敏感性研究

榆树林油田储层粘土矿物含量较高，各种注入条件和施工条件都会对该储层造成相应的伤害，应采取相应的防护措施，为防止速敏的发生，储层的注水速度应控制在临界流速（1.0mL/min）以下，在油井转注时，可先注入1.09PV的含粘土稳定剂的进行处理，以提高产量或注入量，注入阴离子表面活性剂配置的活性水再注入地层水，不能增加地层水的渗透率，该项试验研究对指导榆树林油田的开发具有重要的意义。     

宝力格油田巴38断块注水压力抬升机理

宝力格油田巴38断块投注初期,注水压力上升较快,严重影响正常注水.通过对储层岩心、现场取回的不同注入水进行水质分析,研究了地层水、清水、污水之间的配伍性和结垢性,并通过不同条件下的污水驱替实验,研究其对储层渗透率的影响,分析了引起储层伤害的主要原因和机理,阐明了该区块注入水质应达到的主要指标.研究结果表明,储层岩石的敏感性及注入清水在地层中结垢是造成注水压力上升的主要原因.     

东河CⅢ~1岩性段低渗透砂岩储层注水伤害实验研究

通过大量室内实验研究了东河CⅢ~1储层注水开发中的潜在伤害因素。实验结果表明,其潜在伤害因素较多、复杂。储层岩石表现出的弱速敏、中等偏强水敏的伤害特征;在清污混注过程中,注入水机械杂质粒径超标、粘土膨胀运移、无机盐结垢等因素是储层欠注的主要因素;1岩性段储层岩石表现出亲油性,克服毛管阻力所需的注水压力较高,也是储层欠注的关键因素。     

河86地区生物灰岩油藏注水水源评价及储层伤害研究

注入水与地层水的配伍性和水质对地层的伤害是影响低渗透油藏开发的重要因素。在五敏实验研究的基础上，通过结垢趋势计算、室内流动实验对河86生物灰岩油藏注水水源进行了系统评价；通过膜滤实验、岩心堵塞实验、细菌堵塞实验等对注水水质控制指标进行了研究。研究结果表明，郝现联合站、史南联合站污水经处理后是理想的注水水源，并给出了主要水质控制指标。     

含聚污水回注对储层损害机理研究

渤海某油田注水井注入压力高、酸化有效期短等问题突出。结合油田储层地质特征和注水开发历史,系统研究了清水与含聚污水清污配伍性、悬浮物组分、HPAM微观形貌与分子尺寸、注入水与岩心适应性等方面内容。研究表明：悬浮物堵塞是主要的损害形式,悬浮物为产出聚合物与污水处理剂、Ca2＋、Mg2＋等二价离子絮凝的产物,其次为产出聚合物与地层微粒形成的包络物,悬浮物中还含少量CaCO3和FeCO3沉淀。早期注清水导致储层发生强水敏损害,清污混注生成的CaCO3和FeCO3等刚性颗粒加剧了近井地带储层的堵塞程度,产出聚合物的絮凝沉淀等产物对储层深部形成堵塞,是导致注水困难和酸化效果较差的主要原因。     

注入水中固相颗粒对地层的伤害分析

中高渗透油藏在注入污水过程中，常常由于固体颗粒的堵塞而造成油层污染。为选择合适的水质，通过对注入水中固体颗粒的粒度、含量分析、伤害机理评价及室内伤害试验，指出了固相颗粒对不同参数储层的伤害程度，确定了适合本区注入水的水质指标。     

288断块砾岩油藏注水过程中储层损害机理研究

288断块油藏为低孔低渗油藏,储层物性差,注水开发过程中出现注水压力升高快、吸水量下降的现象。综合利用储层岩矿分析、岩石物性测定、敏感性实验评价方法,分析了288断块吸水层储层损害机理。研究表明,288断块油藏储层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层受损的内在因素,回注污水中硫酸还原茵严重超标、回注污水矿化度太低以及工作制度不合理是外在因素。针对性提出了预防注水井储层损害的措施和手段,提高注水井的吸水能力,保证油田正常注水。     

新场气田JS21致密储层低伤害压裂液应用研究

新场气田JS2^1气层属典型的致密碎屑岩储层，储层具低渗、强水敏、强贾敏效应等地质特点，存在较大的潜在损害因素，开展水力加砂压裂储层改造技术对压裂液整体性能要求较高。针对其储层地质特征，研制出具耐温抗剪切性好、携砂力强、破胶彻底、滤失小的低伤害压裂液配方体系，在现场应用中取得较好效果。