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姬塬油田注入水与地层水配伍性研究 总被引:1,自引:0,他引:1
姬塬长8储层在采用清水进行注水开发过程中,存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、注采严重失衡等问题,严重影响油田开发效果。本文在对该区块注入水、地层产出水组成分析的基础上,将结垢趋势预测和室内模拟实验相结合,详细分析评价了注入水与地层水的配伍性。配伍性实验结果表明:姬塬长8储层地层水为CaCl2水型、注入水为Na2SO4水型;地层水与注入水以任意比例混合后,在30℃下均无垢生成,80℃下均产生了碳酸钙结垢而无硫酸钙垢形成。结垢趋势预测结果表明:在30℃下地层水与注入水混合后基本不生成碳酸钙垢;在50℃下,随着地层水比例的增加,碳酸钙结垢趋势增加,当地层水与注入水之比为4∶6 10∶0时,显示会有碳酸钙垢生成;在80℃下,碳酸钙垢趋势明显增加,地层水与注入水以任意比例混合后均会产生碳酸钙垢;在30℃、50℃、80℃下地层水与注入水以任意比例混合后均无硫酸钙垢结垢趋势存在。综上所述,姬塬长8储层注入水与地层水配伍性差、结垢是造成姬塬长8储层注水压力高的主要原因之一。 相似文献
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清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl2;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO3。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO3。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。 相似文献
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QK18-1油田沙河街组油藏注水开发近20年,目前75%以上的油井欠注,油田经济效率低。为明确储层损害机理、建立提高油田注水井吸水能力的有效方法,通过室内静态配伍性实验、水敏性评价实验和水质调研结果,结合铸体薄片和电子显微镜照片对比了探井和开发井储层岩心的微观地质特征,分析了该油田注水困难的原因。结果表明,储层损害的关键因素是混合污水与地层水不配伍形成粒径为10~30μm的CaCO_3垢,在储层中呈菱面体、自形程度高的CaCO_3垢晶呈颗粒状分布在孔隙中及喉道处导致储层物性降低;混合污水矿化度低,回注引发水敏损害。水处理系统悬浮物含量超标也是影响注水效果的重要因素。针对油田注水开发中储层损害问题,提出了预防措施和建议,以提高注水井吸水能力,保证油田注采平衡。 相似文献
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针对目前渤中34-1油田注水开发过程中出现的欠注明显和酸化效果差等问题,综合利用储层岩矿分析、敏感性实验评价、清污配伍性实验评价和水质指标现场监测等分析了渤中34-1油田注水过程中的储层损害机理。研究表明:水源水与地层水配伍性较差,产生钙质垢是目前注水困难的关键因素之一。现场注入速度过大引起速敏性损害,目前的水处理系统悬浮物含量、粒径中值等超标是影响注水效果的重要原因。有针对性地提出了预防储层损害的措施和手段,以改善注水效果,提高注水效率。 相似文献
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针对JX1-1油田注水井出现注水阻抗明显上升,吸水能力递减快的问题,进行了储层敏感性实验研究、注入水和地层水静态和动态配伍性研究,注入水(固相颗粒、悬浮油)单独和共同作用与储层的动态配伍性实验研究。实验结果表明,水敏性中等偏强是储层欠注内在因素;清污混合回注过程中结钙质垢也是损害储层的因素之一。另外,一关键因素是注水水质中悬浮物质含量超标对吸水层造成的伤害,建议控制JX1-1油田沙河街储层注入水指标为:ρ(油)≤10mg/L;ρ(悬浮物)≤3mg/L;悬浮物颗粒粒径中值d≤3μm。 相似文献
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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。 相似文献
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陕北延长油田西区采油厂的作业区块存在注水压力升高、渗透率降低和采收率降低等问题。分析该区块延安组的储层物性特征、粘土矿物含量、注入水和地层水组成性质,并进行了储层敏感性流动实验。实验结果表明:该区块储层具有弱速敏和强水敏性,注入水的矿化度明显低于地层水的矿化度,与地层配伍性较差。较低的注水矿化度是造成储层强水敏的主要因素,而强水敏又会导致注水压力迅速升高和渗透率大幅降低。因此,建议在注入淡水时加入粘土稳定剂或者对地层采出水处理后回注。 相似文献
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大庆油田注水开发后期储层性质变化研究 总被引:3,自引:0,他引:3
油田注水开发过程中,由于注人水的长期冲刷以及一系列注采工艺措施的实施,储层性质会发生显著的变化。通过实验研究水洗前后岩心微观、宏观参数的变化特征,结合油田生产实际,揭示了大庆油田注水开发后期储层参数变化规律及其机理,对油田开发后期剩余油分布研究和注采调整措施的制定具有指导意义。 相似文献
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长庆姬塬油田是典型的特低渗透油田,为了解决其注水压力高、注水困难、甚至注不进等问题,对其储层岩石矿物组分、粘土矿物类型及其含量、孔隙结构特征、储层敏感性、油层润湿性、地层水与注入水的化学特征及配伍性和水质情况进行了室内分析和评价。结果表明:储层致密、孔喉细微及油层弱亲油性是注水井压力高的主要原因。此外,储层中等程度的敏感性和注入水与地层水的不配伍产生的BaSO4和CaCO3垢,尤其是BaSO4垢高值区达到了2400mg/L,加剧了储层的伤害。对注水井的不同改造措施效果进行作了分析,得出不加砂酸压和复合酸化工艺最有效,同时清防垢技术能有效地保护地层并延长措施的有效期。 相似文献
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本布图油田投入开发的焉2区块,含油层位为侏罗系三工河组,属低孔低渗储层。这类油藏普遍存在注不进,采不出的矛盾。针对该区块注水井的欠注问题,在开展了储层特征及其对注水井吸水能力影响的研究基础上,通过该区吸水能力研究,确定了合理注水压力;通过研究井网、井距对注水开发的适应性,不断完善注采井网,西北部注水井已基本达到配注要求,满足注采平衡;通过开展室内实验研究,优化出适应储层的酸化配方、施工参数设计,矿场应用起到了显著的降压增注效果;制定了适合该区注入水水质标准并配套实施了水质处理技术,针对注水系统未建洗井回水管汇,引进应用了ZXJC30-Ⅳ型注水井活动洗井车洗井技术,有效地解决了注水井洗井问题和其它相关工艺配套技术应用问题。通过对研究成果的现场应用,使本布图油田焉2区块实现了良性注水开发,同时对于开发类似区块提供了可借鉴的经验。 相似文献