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。     

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。     

临南油田注入水改性pH值优化研究

临南油田产出水矿化度高且呈弱酸性,导致处理后的注入水腐蚀性强、结垢严重,注入水严重不达标.研究了注入水水质改性的工艺原理以及注入水改性pH值与腐蚀性、污泥量和结垢的关系,确定了临南油田注水改性优化的pH值为8.20.临南注入水改性后,腐蚀电流密度不及原注入水的1/3,污泥量也仅为优化前污泥量的1/5,结垢量也大大降低.现场应用表明,水质主要指标达标;管网井筒结垢、腐蚀减轻;注水井增注效果变好;注水井启动压力下降、吸水指数提高,对油田开发步入良性循环起到积极作用.     

马王庙油田注水系统结垢原理与防护

油田投入注水开发后,注水系统容易结垢,严重影响地面注水系统运行和注水井吸水能力。通过对马王庙油田注水系统结垢原理分析,改善注入水水质、使用玻璃钢材料、改变管柱结构和采用新型缓蚀酸浸泡等防垢措施,较好地解决了马王庙油田注水系统结垢问题,相应改善了油田注水开发效果。     

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。     

荣兴屯油田注水井吸水能力下降原因分析

以荣光屯油田储层特征研究成果为基础，以室内实验数据为依据、通过现场取样和化验分析，对荣兴屯油田储层吸水能力下降的原因进行了综合性研究分析，结果表明：荣兴屯油田注水井吸水能力下降的主要原因是储层自身物性差、注入水质不合格、注入水与产层不配伍及不适宜的注水强度。研究成果为荣性屯油田的增注措施提供了可靠的依据，同时它对研究和分析其它砂岩油田注水井吸水能力下降的原因也有重要的意义。     

浩口油田注水开发配套的实践与认识

浩口油田具有含油层系多、层间差异大、地层水矿化度高等特点。在注水开发中,注入水水质差、达标率低;分层注水调配难度大;难注井层注水压力高,管柱有效期短;注水系统能耗大,不符合新形势下油田效益开发要求。为此,采用了调储技术、旋转刮排泥技术和量子环防腐、防垢、杀菌技术以提高注水水质技术;配套完善了分层注水技术,采用了注水井智能遥控分层配水技术和免投捞测调一体化技术;配套完善了插管超高压注水管柱技术;进行了分压注水,降低注水系统能耗。     

层状砂岩油藏周期注水动态模拟

为提高不均质油藏注水开发的最终采收，利用反映层状不均质性的二层地质模型，对层状砂岩油藏的周期注开发进行了数值求解，研究了影响周期注水效果的主要因素，并对注入水的波动幅度和波动频率进行了优选，结果表明，地层的非均质性分布状况是影响砂岩油藏周期注水效果的直接因素，在油田开发实践中，为了达到最佳的开发效果，应选择最佳的周期注水动态参数进行周期注水开发。     

试论周矶油田清洁生产清改污工程

针对周矶油田清改污前注水水源不能满足生产开发需要、原输水管线故障率高、清水费用增加、污水能耗增加等问题,对原有工艺进行了优化改造:选择王一合格污水作为周矶油田注入水的水源;新建了周矶站至各井区的输污水玻璃钢低压输水管线;将周矶站的污水外输王一站处理以后,反输周矶站,再外输至各个单井注水井进行注水;王一站增加了精细处理装置提高了水质;周矶单井注水增加防污染措施,安装自动上水装置和流量计核对排量。     

马25井区高压注水技术应用效果分析

马25井区因地层物性差、储层敏感性强以及注水水质差等原因,造成部分注水井注水困难,表现为注水压力上升,吸水量下降或转注初期即注不进等。采用高压注水后,提高了难注井的注水量,改善了区块的开发效果,即:改善难注井注水状况,促进周围油井见效;改善注采矛盾,提高区块水驱开发效果;补充地层能量,促进地层压力的恢复。为确保井区开发效果,应在做好高压注水工作的基础上,进一步加强对储层伤害机理的研究以及对注入水水质的管理工作。     

江汉油区注入水水质指标及确定方法

注水开发油田水质是一个很重要的问题 ,随着江汉油区的不断开发与发展 ,老油田含水率不断上升 ,含油污水越来越多 ;新油田陆续进入注水开发阶段 ,也需要有合理的注入水源。根据SY/T5329 -94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法 ,结合江汉油区实际 ,在对江汉油区注入水水质普查以及大量室内静态和动态试验研究的基础上 ,制定了江汉油区注水水质指标 ,并给出了指标的确定方法。通过使用 ,为江汉油区注水稳产和水质达标起到了重要作用     

合理应用高压注水技术 开发好低渗透油藏

低渗透油藏物性条件差 ,常规注水难以达到配注要求 ,注水效果不理想。采取高压注水措施 ,可以有效提高注水量 ,促进油井见效增产 ,达到提高低渗透油田注水波及效率和采收率的目的。本文总结了近几年来江汉油田高压注水的实践效果 ,对开发好低渗透油藏具有重要的指导意义     

裂缝水窜形成的剩余油研究

裂缝水窜在注水开发的火山岩、变质岩类块状裂缝型油藏中相当普遍,位于裂缝发育带附近的高产井,常常就是裂缝水窜最严重的井.裂缝性油田一个显著特点就是少数几口高产井控制着全油田多数的储量和产量,开发效果好坏决定全油田的开发成败.以克拉玛依及内蒙古注水开发的火山岩油田为例,研究发现,国内多个火山岩油田,存在相当数量快速水淹的高产井,当这些高产井水窜水淹以后,只要采取及时的停注强排措施,油井产能大部分就可顺利恢复.分析出现这种生产动态的原因,在于裂缝水窜水流形成连续相以后,运动粘度较低的水流形成"水锁"封闭流道中的可动油.据此提出了裂缝与大孔洞水窜机理以及水窜后的剩余油分布模式.     

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。     

广6注水系统注入水防垢机理的研究与应用

广6注入水系统注入水结垢的主要原因是地层产出水中含有大量的成垢离子,加上水中含泥砂太多,在生产过程中,地层水从地层到地面温度和压力都下降,使地层水的溶解平衡被破坏,原来饱和的地层水为达到新的平衡而结晶,析出后与地层中的泥沙一起沉积在管壁上。针对这种情况,采取控制PH值、去除溶解气、进行水的软化处理等方法进行防垢,效果较好。在广6注水系统投加缓蚀阻垢剂DF-3(浓度为30mg/l),其缓蚀率为91.2%,阻垢率为97.8%。     

醇处理减缓低渗气藏水锁效应的实验研究

水锁效应是低渗透砂岩气藏开发中普遍存在的问题.为提高低渗透砂岩气藏的气体有效渗透率,尝试用醇来减缓低渗透砂岩气藏水锁效应.以室内实验为基础,时醇处理原理进行了探讨,评价并比较了几种醇溶液用于减缓低渗透砂岩气藏水锁效应的应用效果,实验结果显示:醇处理措施可以有效的减缓低渗透砂岩气藏中由水锁效应产生的伤害.     

温州市水库型水源地水质安全问题及保护对策

温州山区乡镇企业“低、小、散”问题,农业生产、城镇生活等因素,都对水库型水源地水质安全形成威胁,减少库区经济发展对水源地的影响,应部门联合、统筹协调水源保护,有针对性地治理、预防污染源,实现水质、风险源信息共享,强化水污染事故的预防与应急处理,实施生态补偿机制,强化水源保护,确保温州地区用水安全．     

川中大安寨裂缝性油藏渗吸注水实验研究

渗吸注水是低渗透裂缝性油藏注水开采的重要机理，合理的注水方式与注水参数对改善低渗透裂缝性油藏水驱开发效果具有指导意义。通过大量的室内实验研究，获得了大安寨油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律，为制定合理的油藏渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

H油田注入水水质指标评价和优选

H油田MB储层是以孔隙为主的碳酸盐岩储层,注水开发是主要的开发方式,注入水的水质影响着油田开发的效果。对H油田的注入水水质标准进行研究,主要采用岩心驱替实验及动态腐蚀实验得出注入水中的悬浮物粒径中值、悬浮物含量、油量、细菌含量等主要控制指标。结果表明,悬浮物粒径中值≤2.5 μm;悬浮物质量浓度≤10 mg/L;油质量浓度≤15 mg/L;腐生菌（TGB）含量≤100 个/mL,铁细菌（IB）含量≤10 个/mL,硫酸盐还原菌（SRB）含量≤10 个/mL;该结果为H油田注入水水质标准提供了实验依据,亦为类似区块的注水水质研究提供了参考。