大庆油田低渗透油层注水伤害实验研究

通过天然岩心的注水伤害实验,总结出了低渗透率油层条件下,注入水中悬浮物粒径、悬浮物含量、含油量、硫酸还原菌含量与岩心渗透率下降幅度的关系.分析实验结果得出:①对于空气渗透率低于50×10-3μm2油层,要使注入水不对油层产生较大伤害,注入水中的悬浮物粒径应小于1.6μm,悬浮物含量低于3mg/L,含油量低于8mg/L,硫酸还原菌含量少于100个/mL;②按照注水标准严格控制注水水质,注入水对地层的伤害程度不明显,注25倍孔隙体积的注入水后,油层渗透率的下降率一般不会超过30%;③超标注水将会对油层造成伤害,伤害后的油层再注入达到水质标准的合格水,油层渗透率无法恢复.     

低渗透油藏有效注入水水质界限

注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式,而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标,且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验,分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度,剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间;通过室内岩心水驱物理模拟实验,定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度,结合喉道分布特征,初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明,岩心渗透率越低,注入水矿化度越接近地层水矿化度;岩心渗透率越低,注入水颗粒粒径越大,对储层渗流能力伤害越大;岩心渗透率越低,注入水颗粒质量浓度越高,对储层渗流能力伤害越大。     

胜利油田SNSH100区块注入水固相悬浮物适配标准研究

注水是油气田开发过程中补充地层能量的有效方式,但是注入水中的固相悬浮物会堵塞地层,降低地层渗透率,造成注水困难。以胜利油田SNSH100区块为例,通过室内试验确定该区块对固相悬浮物的水质适配标准,并形成图版。通过CT扫描的手段研究注入水中固相悬浮物使岩心渗透率下降的机理。CT扫描结果显示,注入水中固相悬浮物降低岩心孔隙连通性,使得岩心渗透率降低。     

低渗透油藏注入水水质适应性实验评价研究

低渗透油藏由于其渗流的特殊性,注水比较困难,而且对储层的伤害也大。特别是水质和储层不匹配的注入水对储层的物性伤害非常大,这会影响油藏的最终采收率及油田的产量。因此,本文将利用油田实际岩心和现场不同的注入水进行岩心驱替实验,并用不同的注入水悬浮物粒径中值、含量和含油量进行匹配和正交驱替实验,以评价其对储层渗透率的伤害大小,优选出适合于低渗透油藏的注入水标准。然后评价其注水强度对油藏渗透率的影响,最终为油田注水方案提供科学依据。     

油田注入,采出水中悬浮颗粒的研究

注水开发是保证油田高产稳产的重要措施。大庆油田注水开发已30年了,目前油田日注水近77×10~4m~3。随时间的推移,日注水量还将愈来愈大。大庆油田的注入水由含油污水、地而污水、地下水和大庆水库水组成。研究注入、采出水中悬浮物颗粒,对于油田低渗透油层注水开发有重要意义。     

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。     

酒东油田注入水对岩心渗透率的损害率实验

酒东油田注水井近井地带易堵塞,严重影响了该油田的采收率。为了研究酒东油田注水井堵塞原因,对其注入水主要水质指标进行了测试分析,并通过岩心驱替实验量化分析了注入水水质指标对岩心渗透率的损害程度。首先,采用单因素分析法开展了注入水矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量对岩心渗透率的损害率实验,然后根据单因素实验结果设计正交实验,通过正交实验研究了矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量协同作用对岩心渗透率的损害率,并对正交实验后的岩心进行扫描电镜分析,进一步明确了注入水对岩心的损害情况。由正交实验结果可知,悬浮物含量对岩心渗透率的损害程度最大,其次是悬浮物粒径和矿化度百分比,含油量对岩心渗透率的损害程度最小。当模拟注入水矿化度百分比90%、悬浮物含量8 mg/L、悬浮物粒径2 μm、含油量6 mg/L时,岩心的渗透率损害率最低。     

注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏开发效果的影响

在特低渗透油田注水开发过程中，注入水中的悬浮颗粒会伤害油层的渗透率，导致注水井的吸水能力降低和油井产能下降，影响开发效果。采用物理实验和油藏工程的方法，研究注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏的注入压力，地层渗透率和产能的影响，得到的结论是：岩心渗透率越低，注入水的注入压力与地层水的注入压力之差越大；在渗透率相同的情况下，滤膜孔径越小，注入水渗流阻力越低；处理注入水的筛网尺寸越大，油层渗透率伤害越大，特低渗透油藏的产量和极限供油半径越小。     

注水水质对注水井吸水能力影响实验研究

在油田注水开发的过程中，由于各种原因，经常发生伤害吸水层渗透率的现象，导致注水井的吸水能力降低和油井产量下降，影响油田的开发效果。在储层特征、部分敏感性研究成果的基础上，采用物理实验模拟的方法，研究注入水水质对吸水能力的影响，对注入水中的悬浮物及注入速度对吸水层的伤害进行了定量研究；得出随着注入水注入倍数的增加，岩心渗透率的损害率增大；在注入体积倍数相同的条件下，中、低渗透层渗透率的损害要高于高渗透层的损害程度。结合前期研究成果，认为注入水的水质不合格，强采强注是造成吸水层损害，导致注水井吸水能力下降的根本原因。     

海上S油田注入水水质指标室内模拟试验

针对海上S油田不同储层注水指标调整问题,完成了注入水与不同油组地层水的配伍性室内评价,并且通过悬浮物粒径中值、悬浮物浓度和含油率对岩芯伤害的单因素模拟实验,以及综合水质指标的岩芯伤害实验,对S油田三个油组储层的注水指标进行了优化。实验结果表明,注入水与各个油组地层水具有较好的配伍性。S油田储层可接受的注水指标为:悬浮物质量浓度小于10 mg/L,含油量小于35 mg/L,悬浮物粒径中值小于3μm;或者悬浮物质量浓度小于15 mg/L,含油量小于30 mg/L,悬浮物粒径中值小于2.5μm。     

生屑灰岩油藏颗粒伤害与孔喉结构配伍性

中东H油田Mishrif组属于典型的孔隙型生物碎屑灰岩储层,水驱是目前主要的开发方式,但注入水中固相颗粒的质量浓度及粒径严重影响其开发效果。为了弄清注入水对储层物性的影响,并为后期注水开发的水质要求及调整方案设计提供依据,文中基于恒速压汞实验及颗粒运移实验,研究了影响H油田Mishrif组储层渗流能力的主要微观因素以及注入水中悬浮物颗粒质量浓度与粒径的上限,并且分析了悬浮物颗粒粒径与喉道的配伍性。研究结果表明,喉道半径及分布是影响储层渗流能力的主要微观因素。当注入水中悬浮物颗粒粒径为5μm时,颗粒质量浓度的上限为5 mg/L;当悬浮物颗粒质量浓度为3 mg/L时,颗粒粒径的上限为10μm,接近于渗透率贡献峰值处的喉道半径。     

注入水悬浮固体含量对低渗油藏的敏感性研究

注水是油田稳产的重要措施,注入水的质量直接关系到原油生产。注入水的水质要求有几个方面,其中悬浮固体含量是一项重要指标。针对注入水悬浮固体含量对低渗油藏的敏感性进行岩心流动实验研究,结果表明低渗透油藏对悬浮固体含量的变化十分敏感,一旦悬浮固体含量达到临界值,油藏的渗透率明显降低。     

JX1-1油田沙河街储层注入水与储层配伍性研究

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。     

注入水水质指标对不同渗透率储层的影响

本文研究了油田储层注入水悬浮物和含油量对不同渗透率储层的影响,通过正交实验得出注入水具体指标对其的影响幅度。     

双河油田注入污水悬浮物储层伤害实验评价

针对双河油田注入污水中含有大量的悬浮固相颗粒和油珠,通过对悬浮物引起储层的伤害剖析,设计出了室内实验方法。实验表明,固相颗粒堵塞多为帚状淤塞,油珠则为桥堵,二者堵塞可使渗透率伤害率达35％～50％。建议依据区块储层渗透率高低按推荐措施分类注水,低渗油藏注水井增加井口精细过滤装置。     

双河油田注入污水悬浮物储层伤害实验评价

针对双河油田注入污水中含有大量的悬浮固相颗粒和油珠，通过对悬浮物引起储层的伤害剖析，设计出了室内实验方法。实验表明，固相颗粒堵塞多为帚状淤塞，油珠则为桥堵，二者堵塞可使渗透率伤害率达35％～50％。建议依据区块储层渗透率高低按推荐措施分类注水，低渗油藏注水井增加井口精细过滤装置。     

特低渗透油田注水地层结垢矿物特征及其影响

通过注入水和地层水的配伍实验、检查井岩心矿物鉴定、孔隙度与渗透率恢复实验,研究了安塞特低渗透油田注水地层结垢对地层孔隙度和渗透率的影响.结果表明,注入水为Na2SO4型,地层水为CaCl2型且含Ba2+,由于注入水和地层水不配伍.储层长期注水后形成了较为丰富的结垢矿物即方解石、重晶石.结垢矿物的生成量与孔隙度、渗透率的下降幅度具有很好的相关性.注水开发20年后,孔隙度平均下降幅度为15%.渗透率平均下降幅度为31.73%.就储层伤害而言,碳酸钙垢大于硫酸钡垢.     

注水水质对油田开发效果影响研究

注水水质是影响注水效果的重要因素,当注入不合格的注入水时,岩石渗透率下降,且下降程度与渗透率大小有关。注入不合格的注入水对低渗透层的伤害程度严重,且对纵向非均质性产生更加严重的影响,使纵向渗透率变异系数增大,最终影响到水驱采收率。试验结果表明,当注入不合格的水引起地层损害后,地层平均渗透率降低,而地层渗透率是影响采收率的重要因素,渗透率越小,采收率越低。     

杀菌技术在含油污水处理中的应用

油田进入注水开发过程后．早期实施的注水水质标准只对含铁量．悬浮物、含油量作了规定。随着技术的发展，在大量试验研究和现场验证的基础上，补充完善了注水水质标准．其中对不同渗透率油藏的注入水水质中危害最大的菌类指标．包括硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌以及铁细菌进行了详细的规定．油田杀菌技术也获得了长足发展．进一步完善了油田地面系统工作。     

涠11-1油田注水过程中的储层保护

运用JHDG新型动态结垢试验仪,以渗透率恢复值(Kd/K0)为主要评价指标,从加入注水化学剂前后注入水与地层水的混配比等方面,对涠11-1油田注水过程中的储层保护进行了试验研究。结果表明,90℃时注入水(天然海水)和地层水的混配比为1∶1时结垢趋势最大;天然海水中加入注水化学剂后,结垢程度减轻,岩心渗透率恢复值大于90.0%,能满足注水开采时的储层保护要求。