水质精细处理技术在改善注水水质中的试验与应用

低渗透油田的主要特点就是储油层渗透率低（〈0.10μm^2），流体通过能力差，有效孔隙率低，孔道弯曲且孔喉径小，储层对注入水的固体悬浮物的含量和粒径中值指标要求高。因为悬浮物的存在会导致储油层孔喉道堵塞，使注水压力增加，注水量下降，地层能量不能得到有效补充。而且注水压力的升高会带来一系列的负面影响：一是对设备管线安全造成威胁，二是增加了注入单耗。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏回注水水质指标对渗透率的影响

由于目前缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发尚无回注水标准或推荐指标,因此以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油 藏为基础,利用人工刻蚀岩心,分别考察了回注水中悬浮物含量、粒径中值和含油量等水质指标对裂缝型（缝宽为0.1 mm）和缝洞型（缝宽为0.1 mm,洞直径为2 mm）岩心渗透率的影响。结果表明：在回注水的体积为5 000倍孔隙体积,悬浮物粒径中值为30 μm时,岩心渗透率伤害程度小于40%;当悬浮物粒径中值为40 μm时,岩心渗透率伤害程度超过98%。悬浮物含量为30 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于5%;当悬浮物含量达到45 mg/L时,岩心渗透率伤害程度超过98%。当含油量为40 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于50%;当含油量为60 mg/L时,岩心渗透率伤害程度接近70%。对于缝洞型油藏,由于流通通道尺寸较大,注水压力较低,建议将岩心渗透率伤害程度不超过50%作为回注水水质控制指标,该类型油藏的回注水水质指标为：悬浮物含量小于30 mg/L,粒径中值小于30 μm,含油量小于40 mg/L。     

注水水质对胜坨油田注水井吸水能力的影响

该文分析了胜坨油田注水井吸水能力降低的主要原因是黄河水与地层污水混注时，地层水中的Ｓｒ２＋、Ｂａ２＋与黄河水中的ＳＯ２－４反应生成ＢａＳＯ４、ＳｒＳＯ４沉淀。通过试验研究，得出胜坨油田吸水指数的阶段性变化与注水水质的阶段性变化一致的规律。指出要从根本上解决胜坨油田吸水指数变化的问题，必须加强注水管理、提高注水水质、杜绝黄河水与油层污水混注。     

提高老二区注水水质研究

针对老二区注水水质现状，从油站、水站综合治理，努力提高老二区注水水质。     

注水水质

理想的地层注入水不应含悬浮固体或油，应与储层和流体相容，无菌，不结垢。任何注水操作的目的都是将水注水到地层不致因颗粒，分散油，结垢，细菌繁殖或粘土膨胀而堵塞或降低地层渗透率，另外，还应尽可能地防止硫酸盐还原菌使无硫储层酸性化。     

彩南油田注水水质达标

彩南油田是我国开发的第一个沙漠整装油田，其注水水质全面达标保护了环境，开创沙漠油田水处理的先例。这套技术，可为今后沙漠油田的开发提供借鉴。     

桩西特低渗油田注水水质软化处理工艺

胜利桩西油田桩 74块油藏高温、高压、低渗 ,回注污水钙镁含量高 ,引起地层严重结垢 ,因此桩 74站采用了苛性钠软化回注污水工艺。讨论了NaOH软化水的原理。主要考虑NaOH与Ca(HCO3 ) 2 的沉淀反应 ,确定了NaOH加量以及中和需要的盐酸加量。在矿化度 984 8mg/L、含钙 2 84mg/L、含镁 2mg/L的桩 74站污水中加入4 70mg/L的NaOH ,30mg/L的助沉剂 ,使钙镁含量降至 16 .6mg/L ,pH值由 7.0升至 12 .0。污水在 pH =7.0、钙镁含量≤ 15 0mg/L及 pH =80、钙镁含量 <10 0mg/L时 ,175℃ (地层最高温度 )下的结垢率很低。软化并中和后的污水腐蚀率比原水略有增大 ,且随 pH值升高 (5 .5～ 9.5 )而增大。该污水软化工艺已在装备有三级精细过滤装置的桩 74站投入应用 ,前 3个月回注污水的 pH值为 5 .5～ 8.5 ,钙镁含量为 4 .1～ 4 0 .1mg/L ,含油量为 0～ 3.6mg/L ,悬浮物含量为 1.0～ 2 .0mg/L。图 1表 4参 1。     

改善河南油田稀油田注水水质方法的探讨

河南油田的双河、下二门油田注水水质不稳定,其中的硫酸还原菌和硫化物超标导致设备腐蚀,固体颗粒超标对储层产生损害,污油超标造成地层堵塞。水质不达标的原因是污水处理工艺不完备,污水中聚合物的存在使水质处理更加困难。为改善水水质,应改进工艺流程,增加预除油工艺,改进药剂和滤料,安装单井精细过滤装置,同时做好井下水质治理。     

改善河南油田稀油田注水水质方法的探讨

河南油田的双河、下二门油田注水水质不稳定,其中的硫酸还原菌和硫化物超标导致设备腐蚀,固体颗粒超标对储层产生伤害,污油超标造成地层堵塞。水质不达标的原因是污水处理工艺不完备,污水中聚合物的存在使水质处理更加困难。为改善污水水质,应改进工艺流程,增加预除油工艺,改进药剂和滤料,安装单井精细过滤装置,同时做好井下水质治理。     

注入水水质对储层的伤害

以胜利油田纯2块储层为研究对象,应用室内岩心模拟试验研究了注入水不同注入速度、悬浮固体颗粒粒径、含油量、含菌浓度、表面活性剂对储层的伤害。研究结果表明,固相颗粒粒径、含油量及含菌浓度是引起纯2块储层伤害的主要因素,建议通过控制注入水中的含油量小于10.6mg/L、细菌含量小于101个/mL、固相颗粒的粒径中值小于1.2μm、加入JOP - 1表面活性剂等方法来减轻对储层的伤害。     

注入水水质监测数据的统计分析

在注入水水质评价中通常采用的项目达标率和总达标率，不能反映水质各监测项目的测定值与标准控制值的差距，为此引入了水质指数S的概念，水质指数为各监测项目的检测值与标准控制值之比的加和，该指数值越小，则水质越好，当加和包括全部n个监测项目时，称为全项目水质项目水质指数或水质总指数，记为Sn。考虑到江苏油田试采一厂的情况,n取为7，包括主项目4个（pH值，含量，SRB和TGB菌数），主项目水质指数记为Sn，辅助项目3个（游离CO2，硫化物，总铁含量），又引入了将其中任意一个项目排除在外的水质指数Sn-1(i),i代表创作外项目，Sn与Sn之差，特别是Sn与Sn-1(i)之差，表示该除外项目对水质的影响程度，利用各个S值对比了试采一厂各地区，区块注入水的水质及近几年水质的变化并作了分析讨论，例如影响富民地区水质的首要项目是总结含量，含油量和游离CO2含量也是主要项目，由此得出腐蚀是最重要的问题，简述了提高各地区，区块注入水水质需采取的措施。     

塔中11油田志留系注入水水质标准研究

针对塔中ll油田开发的实际情况,室内研究了溶解氧、CO2、细菌对注入水腐蚀性的影响;评价了悬浮物含量、悬浮物粒径、细菌和Fe3^＋对岩心渗透率的影响程度。确定了塔中11油田志留系注水水质指标。试验结果表明：注入水中含氧量应≤O.5mg／L,CO2含量应≤2.5mg／L;腐生菌TGB含量应≤104^个／ml,铁细菌IB含量应≤103^个／ml,硫酸盐还原菌含量应≤104^个／m1;悬浮物粒径应≤5μm,悬浮物含量应〈7.5mg／L,Fe3^＋含量应≤5mg／L。回注污水含油量应〈10mg／L。     

吐哈油田注入水水质分析误差及改进

报道了吐哈油田按行业标准SY/T 5 32 9 1994检测注入水水质中 4项指标的测定误差及误差来源 ,提出了改进建议。悬浮固体 (SS)测定中有时出现测定值小于零的情况 ,误差来源于SS值过小 ,接近称量误差以及滤膜溶失 ,建议在可能情况下加大水样量 ,使用溶失量小的或惰性的滤膜 ,使用双层滤膜可消除滤膜溶失造成的误差。粒径中值不能反映水质好坏 ,建议根据注水油藏物性和地质特点确定有关指标 ,例如吐哈油田低渗油藏注入的清水中 ,直径 >2 μm的颗粒数不应超过 2 .0× 10 4个 /mL。明显含油的水样有时测不出含油 ,误差来源于所用溶剂和检测方法 ,建议使用CCl4为萃取溶剂 ,以正十六烷、异辛烷等的混合物为标准油样 ,在红外区 3.14 μm处检测。油田现场较难实地测定腐蚀速率 ,推荐了一种注水井井口腐蚀速率测定器。表 2参 2。     

注水系统沿程水质稳定技术研究

随着油田开发工艺的日益增多,原始水处理工艺存在水处理水质不达标、腐蚀结构严重和二次污染等问题。而影响回注水水质稳定的主要因素为Fe²⁺、细菌、H2S和少量溶解氧;注水系统中沿程水质二次污染的主要原因是管线内污垢和细菌大量滋生。为控制水质使其达标,通过日常生产中的经验累积,开发了源头控制和沿程控制两种水质控制模式。源头控制模式主要是控制腐蚀结垢及细菌繁殖,去除原水中亚铁、硫及成垢离子,提高水质稳定性;沿程控制模式主要是加强过程控制,消除残留细菌,破坏其滋生环境并抑制腐蚀,延缓沿程管线污染和老化。沿程水质稳定技术在现场实施后,有效解决了水质不达标问题,注水井口水质稳定率达95%以上。     

我国注水油田常规注水潜力宏观评估

评估了我国注水油田用常规注水方法能够提高采收率的最大幅度。以１９９７年的采收率为基准,采用如下常规注水方法提高采收率幅度：①延长油田生产含水率界限,含水率从０．９８延长到０．９９,可提高采收率１．７％;②钻加密调整井可提高采收率１．８％;③降低油水井数可提高采收率０．６％;④注采井距均匀化可提高采收率０．４％;⑤各种井下措施可提高采收率０．５％。会计可最大提高采收率５％。据统计,我国注水砂岩油田１     

中原油田注水水质改性技术

中原油田注入水水源以油田产出水为主，也使用洗井回水及清水。过去采用“除油－沉降－过滤”并加入杀菌剂、缓蚀剂、净水剂、阻垢剂的三段式水处理工艺，处理后水质不达标而且不稳定，沿注入系统流程不断恶化，特别是腐蚀性十分严重，其原因是该水富含游离CO2和HCO3^-，形成了弱酸性缓冲溶液。据此提出了调整水中离子、改变水性的水处理方法；将油田产出污水和清水（或其他污水）混合，加入pH调节剂（石灰乳）如絮凝剂，经沉淀、过滤后加入水质稳定剂，得到水质合格并稳定的注入水。产生的污泥压榨脱水后制成含水50％的泥饼。该水处理工艺从1995年到1999年先后经过初步矿场试验和工业性试验，在中原油田9个污水站成功推广应用，处理后的注入水pH值8.0-8.5，腐蚀速率0.003-0.040mm/a，溶解氧、S^-、悬浮油、含油、MF值、总铁、SRB、TGB、Fe细菌数等水质项目均达到注入水行业标准且稳定性良好，在地面系统和地层内不结垢。产后污泥量大及污泥利用问题正在解决中。图2表2参4。     

低渗透油田注水系统问题探讨

目前注水系统现状存在的问题主要是注水井堵塞、泵井压差大、各个小层吸水不均匀、低效泵注水和注水泵效低等。注水系统存在的问题包括油井分布零散、注水井布局不合理、同一区域由于地质条件不同而注水差异大,注水井压力差异大、注水系统设备老化和自动化程度低等。该文以低渗透油田注水系统为背景,从注水参数、注采井网适应性、调剖决策施工工艺技术、分压注水工艺和限压注水工艺方面对优化注水工艺技术及效果进行了系统的分析,并提出几点认识。     

油田回注污水三项水质指标检测方法研究

胜利油田按照行业标准SY／T5329-1994检测油田回注污水特别是精细过滤水水质时，发现某些指标测定值误差较大或不能反映水质好坏。悬浮固体含量测定误差来源于水质的不稳定性，通过避氧取样、水样密闭及添加稳定剂可得到准确的测定结果。含油量测定中，汽油萃取法只适用于含油量大于10mg／L的污水，精细过滤水含油量低，建议用石油醚萃取，在波长225nm处测紫外光的透光度，求得含油量。粒径中值反映水质好坏有局限性，建议增加水样中固体颗粒总数和颗粒直径数量分布两项指标，并根据注水地层物性参数判定水质是否合格。图2表3。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。