乌南油田注入水水质达标研究

乌南油田是比较典型的低渗透油田,小孔喉所占的孔隙体积较多。油井产量受这些小孔喉的影响较大,特别在注水开发过程中,采油井见效慢,并可能在注水井附近憋压。而采油井却得不到能量补充,造成“注不进,采不出”的现象。针对以上原因,通过对乌南油田储层敏感性分析。确定了乌南油田注入水水质推荐标准,并进行了水质达标研究。     

油田注入水堵塞因素探讨

本文用滤膜因数法和岩心模拟试验进行堵塞程度的研究，讨论了注入水中的机械杂质、乳化原油、铁凝胶和腐生菌的含量与造成的堵塞程度的关系。     

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。     

江汉油田注入水水质与管理技术研究

油田注入水水质的监测与管理工作对于注入水水质质量的提高具有积极的促进作用,江汉油田通过对各注水站和重点注水线路上注入水水质的全面定期监测与分析,系统地掌握了其注入水水质的动态变化,明确了影响注入水水质的主要因素,而通过开发研究油田注入水水质管理系统软件并推广应用,使江汉油田注入水水质和管理水平得到明显提高,对油田的稳产和注水开发效果的提高具有重要作用.     

强化萨南油田注入水质的技术管理

萨南油田已开发建设了42年，年生产能力仍保持在860万吨以上的水平。目前含油污水用量已占萨南油田开发生产用量的98．6％以上。然而含油污水质量的好坏对油田稳产的影响非常大，不合格的水注入地下会造成油层堵塞，影响油田最终采收率。     

渤海埕北,绥中36—1油田水质分析及其标准的初步确定

对渤海埕北、绥中３６－１渍田的地层水和注入水水质进行了全面分析，并根据两个油田的特点，结合两个油田和其它油田注水的实际情况和注水经验以及国内外研究成果，通过一定的试验对两个油田注入水水质的各项指标制订了一个切实可行的标准，对注水堵塞机理的研究具有重要的参考价值。     

江汉油田注入水对油层的伤害

水中常伴有许多悬浮固体，根据分析化验得知。油田注入水中确实存在泥砂、油、细菌、铁的氧化物、碳酸钙、硫酸钙等悬浮固体。对损害油层主要因素的室内试验表明，铁的氧化物、细菌、悬浮固体都会不同程度的引起地层堵塞。因此。在注水开发生产过程中，必须选择合理的水源，建立和健全油田水质检测和管理制度。最大限度地消除地层损害。     

注入水水质的鉴别和监控

分析了悬浮固体、腐蚀、结垢、微生物、含油对注入水水质的影响,进而介绍了注入水水质鉴别试验,即用钡离子交换法等确定岩心的阳离子交换能力及水测渗透率,用岩心流动试验确定对地层的适应性,用堵塞试验确定注入水的化学结垢趋势及悬浮固体对地层吸水能力的影响。最后介绍了注水水质的监控方法。     

油田注入水的深度处理

1985年以前我国油田主力开发区为中高渗透油层，然而在“七五”计划的后三年开采的中低渗透油层占的比例相当大，为总开采储量的30％，渗透率在0．050um^2以下的油层储量达50亿吨，占中低渗透油层的50％，在开发中低渗透油层中采用注水工艺技术的仍然是重要的手段，而其中关键的问题之一是如何将水质处理达标，防止注入水中的杂质堵塞中低渗透油层，需对已经常规处理的水再进一步处理，我们称它为“深度”处理。     

注入水质对油田注水的影响

随着油田开发工作不断发展,污水已成为油田注入水主要来源.但由于技术条件和管理水平跟不上,注入水中杂质、总铁含量、污油、细菌、化学离子、溶解氧和硫化氢等指标都比清水中含量高,而目前分层井66%以上都是使用不可洗封隔器管柱,不能洗井,地面注水管线冲洗又达不到预期效果.因此长期注入后,造成井下管柱腐蚀结垢严重,部分中低渗透油层受污染吸水能力下降,特别是近几年来尤其严重,已成为影响油田注水的主要矛盾.     

深度污水处理站过滤工艺的改进

由于现有过滤设备中的粒状滤料难以达到油田深度污水站水质标准，为改善低渗透油层注水水质，率先工业化推广应用了改性纤维球滤料，进而优化深度污水处理站的过滤组合，选用“一级石英砂单向过滤、二级改性纤维球过滤”工艺，它可为油田探索一种新型高效的过滤方式。     

苏北油田注入水腐蚀套管分析

苏北地区草舍、储家楼、洲城三油田目前均采用浅层地下水作注入水水源。通过对三油田注入水水质的现场监测及室内试验，发现注入水中游离ＣＯ２、溶解氧、腐生菌（ＴＧＢ）含量超标及硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）繁殖是引起地面注水管线及井下油（套）管腐蚀的主要因素。针对三油田现场水质状况和注水方式，提出了具体的注水防腐工作建议     

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。     

跃进二号东高点油田储层特征分析及注入水水质标准的确定

针对跃进二号东高点油田目前注水比较困难,严重影响油田的注水开发效果这一情况,通过对该油田的储层物性参数、岩石性质,孔隙结构等分析研究,并结合注水水质行业标准,确定出适合于该油田的注水水质指标,为注水开发的顺利进行奠定了基础。     

双河油田注入水对管路的腐蚀研究

双河油田注入水中溶解氧，硫化氢等会对地面工程设备造成腐蚀、缩短注水设备、管线等的使用寿命，其腐蚀产物随注入水入井会造成储层污染，本实验通过实验模拟现场各种单一腐蚀因素及现场注入水地金属腐蚀情况的研究，搞清了它们对金属腐蚀速率的大小，通过分析找出管路产生腐蚀的主要因素，为减少现场设备记腐蚀措施提供理论依据及试验数据，并根据腐蚀情况提出了减少注入水对地面设备及管道腐蚀的办法。     

榆树林油田注入水悬浮颗粒浓度与粒径的确定

用压汞法测定了有代表性的榆树林油田储层岩心(Ka≈1×10-3μm2)的微观孔隙结构,构建了喉道半径、孔隙半径、孔喉半径比分布曲线。由所得孔隙结构数据,取喉道半径约1.275μm、Ka约1×10-3μm2的8个岩心进行模拟注水实验。模拟注水为仅含模拟悬浮颗粒(石英砂)的蒸馏水,石英砂的粒径(平均值和分布范围)用滤膜过滤法控制。岩心饱和模拟地层水后注入含一定浓度、一定粒径石英砂的蒸馏水,测岩心水测渗透率损失率。认为渗透率损失率超过30%时地层受到的伤害不可忽视。当石英砂半径上限为0.365μm,石英浓度增加至0.5mg/L时渗透率损失率增大至30%;当石英砂浓度为0.5mg/L,石英砂平均半径增加至0.5μm时渗透率损失率增大至30%。认为Ka为1×10-3μm2的榆树林油田注入水中悬浮颗粒浓度应小于0.5mg/L,粒径应小于1μm。讨论了颗粒堵塞多孔介质的机理。图7表1参5     

双河油田注入水对管路的腐蚀研究

双河油田注入水中的溶解氧,硫化氢等会对地面工程设备造成腐蚀,缩短注水设备、管线等的使用寿命,其腐蚀产物随注入水入井会造成储层污染。本实验通过实验模拟现场各种单一腐蚀因素及现场注入水对金属腐蚀情况的研究,搞清了它们对金属腐蚀速率的大小,通过分析找出对管路产生腐蚀的主要因素,为减少现场设备的腐蚀及实施防腐蚀措施提供理论依据及试验数据,并根据腐蚀情况提出了减少注入水对地面设备及管路腐蚀的办法。     

注入水水质控制中一个问题的初探

粘土矿物的膨胀、分散和微粒运移造成地层孔隙的堵塞,是水敏性砂岩地层注水工艺中地层损害并导致吸水能力下降的重要原因,水质控制问题是一个十分关键的问题。本文初步建立了颗粒表面电荷特征的系统分类模式,以及这一模式与粘土矿物的膨胀、分散和微粒运移规律之间的本质联系,及其与注入水水质控制之间的相关规律,对中低渗透性矽岩油藏注水工艺中防止地层损害具有十分重要的参考作用。     

注入水水质控制中一个问题的初探

粘土矿物的膨胀、分散和微粒运移造成地层孔隙的堵塞,是水敏性砂岩地层注水工艺中地层损害并导致吸水能力下降的重要原因,水质控制问题是一个十分关键的问题。本文初步建立了颗粒表面电荷特征的系统分类模式,以及这一模式与粘土矿物的膨胀、分散和微粒运移规律之间的本质联系,及其与注入水水质控制之间的相关规律,对中低渗透性矽岩油藏注水工艺中防止地层损害具有十分重要的参考作用。     

注水水质对水驱砂岩油田开发效果的影响

河南稀油油田进入开发后期以来,绝大多数水井采用污水回注采油工艺。由于长时间污水回注,储层孔隙结构发生较大改变,吸水能力变差,注水开发效果受到影响,且需进一步加大污水处理工作的力度。通过改造联合站污水处理工艺流程,采用多余污水油区以外回注、污泥固化处理、注水干线水质稳定技术、干线防腐处理、井站部分区域精细过滤等措施。改善了回注污水质量,确保了整个回注污水工艺流程污水达标.对油田注水开发后期稳油控水起到了一定的作用。