歧口17-2油田注入水颗粒粒径与喉道配伍性研究

歧口17-2油田注入水颗粒粒径指标主要是依据行业标准制定的,在此基础上开展其与喉道的配伍性研究是极有必要的。通过对地层系数的计算统计明确了目标油田主力注水层位分布。利用主力注水层位岩心的压汞曲线数据,分析了其微观孔隙结构,获得了主流喉道中值。综合考虑,取渗透率约为2 000mD的24块岩心进行模拟注水实验。根据国标SY/T 5329—94,针对目标油田主力吸水层位渗透率,取最严格质量浓度指标上限5mg/L时,认为渗透率伤害值超过25%的粒径区间即为规避区间,现场注水时粒径需考虑规避区间的下限,目标油田为主流喉道中值的1/8。当注入水颗粒质量浓度为5mg/L,粒径增加至4μm时渗透率伤害率值增大至20%,故目标油田注入水中悬浮颗粒质量浓度应小于5mg/L,粒径应小于4μm。     

核桃壳过滤-超滤工艺处理油田含油污水

采用核桃壳过滤器-超滤装置组合工艺处理油田含油污水,可以实现含油污水的油、悬浮物和颗粒的去除。研究了核桃壳过滤器、超滤装置的除油去浊性能以及超滤装置的水通量变化和膜的清洗方法。结果表明,处理后水中油的质量浓度由115.70 mg/L下降为0.33 mg/L,粒径大于1.0μm的颗粒由原来的1 545 686个/mL下降到13 624个/mL,颗粒平均去除率为99.09%,悬浮物质量浓度由18.06 mg/L下降到0.56 mg/L,滤膜系数由3.16上升到28.61。采用该组合工艺处理油田含油污水,处理后的水质可以满足SY/T5329-94碎屑岩油藏注水水质推荐指标中A1类标准的要求。     

注入水中乳化油滴对储层伤害的实验研究

对于油田注水或污水回注系统，注入水中含油量是注入水水质指标中重要的控制指标之一，也是引起注水地层吸水能力下降的主要因素，如何结合具体储层确定出相适应的含油量指标，一直是注水开发油田水质标准制定工作的难点，利用正交实验原理，首次较为系统夺评价了注入水水中乳化油滴对中低渗砂岩储层的伤害特征，获得了大量有益的结论，对于充分认识注入水水中乳化油滴对储层的堵塞规律、制定合理的水质指标以及如何减少乳化油滴的伤害具有重要指导意义。     

生化处理工艺在红河油田回注污水处理中的应用

针对红河油田已有污水处理工艺处理成本高、处理后水质不达标的问题,引进了微生物+膜生化处理工艺。微生物+膜处理工艺对红河长9污水处理效果良好,处理后水中悬浮物含量下降到1.7 mg/L以内,悬浮物粒径中值下降到0,油含量下降到1.46 mg/L以内,SRB下降到10个/m L以内,TGB下降到100个/m L以内,IB下降到100个/m L以内,运行期间出水水质稳定,完全满足红河长9污水回注水质指标要求,且运行成本比已有污水处理工艺下降49.25%。     

八面河油田与安塞油田坪北区注入水水质评价

注水水质控制要求与油藏地质条件相关。经对八面河油田和安塞油田坪北区注水水质监测分析发现,存在注水水质与地层条件不相配的问题;回注水质不同程度地存在由储水罐及管线产生的二次污染,表现为细菌含量、铁含量明显上升,悬浮物粒径增大等;部分注水站工艺流程也有待完善。     

南块注水站注水水质综合达标率技术研究与应用

南块站注入水中悬浮物含量、粒径中值、含油量、平均腐蚀率等多项指标严重超标,对地面注水设施和井下管柱以及地层产生极大伤害,影响了油藏注水开发效果。为了有效改善该站水质,通过调查分析找出了南块站水质达标率的主要影响因素,从机理上分析了缓蚀、防垢、杀菌及混凝技术上的不达标原因,并提出了相应解决方案,配套完善南块注水站注入水水质管理制度和水处理保证措施,实现注入水水质提升。     

悬浮颗粒对砂岩储层吸水能力影响评价

悬浮颗粒含量和粒径是砂岩油藏注入水水质控制的主要指标之一,评价固相颗粒含量和粒径大小对注水地层吸水能力的影响对于确定合理注入水水质指标十分重要.利用正交试验原理,通过系列实验,系统评价了注入水中固相颗粒含量、粒径、岩芯渗透率及注入孔隙体积之间的相互作用及其对储层渗透性能的影响,利用非线性回归分析技术,通过回归方程获得了储层孔喉与"无伤害"颗粒粒径之间的规律关系,取得了有益的结论,对于油田制定合理的水质控制指标、预测吸水能力变化和制定增注措施具有重要指导意义.     

SZ36-1油田三种水源水混注的实验研究

SZ36-1油田提供的注入水水样为海水、污水和地层水。注入水的结垢是影响该油田注水井吸水能力和油田注水开发效果的重要因素。水分析结果表明，海水中SO^2-4浓度高达3670mn/L，因此，注水时特别注意与海水混合水源水的Ba^2 浓度，以免产生BaSO4垢，三种水源水中均含有一定量的HCO^-3，注水时需考虑由于温度变化打破水系统的平衡而产生CaCO3垢。用正交方法对三种水源水混合水样在常温下（20℃）和地层温度（60℃）结垢趋势进行了实验研究，结果表明，三种水源水的混合水样的最大结垢量在地层温度和常温下相差很大（分别为139mg/L和12mg/L）；同时，得到了三种水源水混注的最佳配比和最差配比，为该油田的清水/污水/海水混注提供了可靠依据。     

新沟嘴组油藏注入水伤害分析及对策研究

新沟嘴组油藏为多种敏感性并存储层,普遍表现为中等偏强水敏、中等偏强酸敏。研究新沟嘴组注入水水质指标,从储层敏感性以及悬浮物、细菌和总铁含量等方面展开注入水对储层伤害的分析,并提出三项对策:控制注入水流速与矿化度;控制悬浮物含量及颗粒直径;采取有效杀菌技术特别是电解杀菌技术。     

砂岩储层配伍性注水水质方案研究

注入水与储层岩石和流体具有良好的配伍性，是油田注水开发（特别对于中低渗透砂岩储层）过程中“注够水、注好水”的前题条件，其配伍的程度直接影响注水井的吸水能力。因此，必须根据配伍性要求，对注入水的水质进行规范。文中从注入水损害地层机理出发，阐述了评价注水水质指标的技术思路，提出了配伍性注水水质方案的决策思路，并研制了相应的配伍性注水管理软件，对提高配伍性注水的操作与管理水平具有重要的指导意义。     

低渗透中等偏强水敏油层储层保护技术的研究——以辽河油田强1块为例

强1块本身储层物性差,属于低孔、低一特低渗储层,粘土含量高,水敏表现为中等偏强。对于这种低渗区块进行注水开发时,储层的保护措施尤其关键。针对上述特点,确定各种工作液注入时相关临界值参数,同时开展防膨剂优选和注入水质的研究,采用离心法和X衍射法筛选了12种防膨剂的防膨效果,并进一步优化防膨剂的注入方式和注入浓度。结果表明,6#防膨剂效果好,现场可以先期采用注入质量分数为1％段塞,之后采用防膨剂质量分数为0．5％连续注入;从而实现该块自实施注水以来,注水压力稳定,且达到日配注量的要求,成功实施注水开发。     

江汉油区注入水水质标准控制指标评价和优选

按照国际石油行业的腐蚀分类标准和国内有关注水水质标准文献,对注水水质标准控制指标进行评价和优选,取得了良好的效果。具体的做法是:采用岩心流动试验确定悬浮固体含量、颗粒直径中值、含油量、铁细菌和腐生菌五项控制指标;采用旋转腐蚀挂片实验确定硫酸盐还原菌和平均腐蚀率指标;采用结垢预测和敏感性实验确定平均结垢率和总矿化度指标。     

尕斯油田注入水和地层水混注对储层的影响

利用溶度积规则预测尕斯油田注入水和地层水混注时储层的结垢类型,在此基础上通过天然岩心流动实验,分析注入水和地层水混注时地层渗透率下降的影响。结果表明,混注水在储层中主要生成CaCO3垢,储层渗透率有明显下降,且当混注水以1∶1注入时储层的渗透率下降最大。     

二类油层聚驱注入相对分子质量匹配关系研究

研究了目标油层在水聚干扰相对较为严重的情况下,不同井组分别注入中、高相对分子量聚合物以后,依据现场资料分析总结出井组周围油井的见效情况、含水率变化、阶段采出程度,得到了二类油层井组合适的参数,以保证注入的聚合物的质量以及注入聚合物的效果,从而极大地提高采收率以及目标区块的开发效益。结果表明,该油层更适合注入1 200~1 600万相对分子量的聚合物,黏度应在30~50 mPa∙s;在背景条件相近的情况下,中分更适合动用薄差油层,使该二类油层高聚合物质量浓度驱含水率下降幅度大,增加产油量的效果非常好,采取该技术可以提高采收率,较常规聚合物质量浓度高10%以上。     

渭北油田注水水质现状评价与分析

注水开发成为目前国内外油田为提高开采效果而普遍采用的重要开发方式,而注入水水质将直接影响油田注水量以及开发效果。为此,对渭北油田注入水水源进行了优选,并评价了其注水井注入水的含油量、SRB菌、悬浮固体含量、平均腐蚀率等主要指标,分析了影响注水开发效果的主要因素。在此基础上,提出了相应处理措施建议,为提高油田注水开发效果提供了技术保障。     

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是:储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。