商河油田商二区注入水与储层配伍性研究

针对商河油田商二区注水并储层注入能力下降问题．通过室内静态评价实验以及岩心流动实验．研究了该油田注入水与储层的配伍性。结果表明：商二区储层注入水与地层水混合后有结垢趋势．注入水与储层原油配伍性较好，与储层岩石接触后无粘土膨胀现象；注入水水质指标中细菌含量、固体颗粒含量较大，引起渗透率下降，建议油田在注水过程中加强防垢措施，改善水质。     

低渗透油田注入水配伍性实验方法研究

对于注水开发油田,特别是对低孔、低渗及非均质性较强的低渗透油田来说,一旦与储层及储层流体不配伍的水注入到储层后,将直接影响注水井的吸水能力,导致严重的储层伤害,因此研究注入水与储层岩石及流体的配伍性是低渗透油田"注好水"的重要前提。分别从注入水自身稳定性、注入水与地层水配伍性以及注入水与储层配伍性三方面着手,总结对比了研究低渗透油田注入水与地层水及储层配伍性的室内实验方法,并对低渗透油田注水开发中遇到的注入水配伍性问题提出了相应的建议。     

姬塬油田注入水与地层水配伍性研究

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。     

注入水与产层配伍性研究

在油田注水工艺中,由于注入水与储层及地下流体不配伍,会引起粘土水化膨胀、分散、运移、地层结垢和油水乳化等而伤害地层。如何有效地保护油层,最大限度地减轻储层伤害是保持油田长期稳定生产的关键所在。本研究借助物理模型,采用万能研究显微镜分析、扫描电镜和能谱鉴定等现代化试验手段, 并结合辽河油田张一块储层特征综合分析,得出了注入水对储层伤害程度评价及改进意见,提出了满足储层配伍性要求的注入水水源,为合理制定调整新老区块注采工艺方案提供了可靠依据,对保护油层、提高原油采收率具有一定的现实意义。     

注入水、活性水、CO_2与泾河油田致密砂岩油藏储层配伍性研究

泾河油田长8致密砂岩油藏储层物性差,天然能量开发效果不理想,为此开展了注入水、活性水、CO_2与泾河油田储层配伍性研究,为后期补充能量开发注入介质优选提供依据。结果表明:采用洛河组水源水作为注入水时,与地层水产生沉淀,造成储层渗透率下降;活性水对储层产生轻微损害,与储层配伍性较好;CO_2与地层水配伍性较好,但与原油配伍性差,CO_2的萃取作用造成原油重质组分析出,导致储层渗透率下降严重。根据储层配伍性结果,补充能量介质优选活性水。     

延长油田两区块注入水与地层水的配伍性

对延长油田川46井块和老草湾区块注入水与地层水进行化验分析。注入水与地层水按不同比例进行混合,8h后反应基本完成,混合结果除川46井块的长4+5层外,其余3个都发生一定量结垢。以川46井块的长6层水为例,在45℃恒温下放置48h进行阻垢实验,阻垢剂EDTMPS阻垢效果明显,添加量50mg/L效果要好于100mg/L。     

注入水配伍性静态试验评价方法研究——以中原油田文三污水处理站处理水配伍性评价为例

结合中原油田文三污水处理站处理水配伍性评价,比较了离子分析法、比色分析法以及质量分析法等试验方法的特点,指出了质量分析法的优势。针对配伍性试验质量分析法存在的不足,提出了悬浮固体对试验结果影响的消除方法,根据油田水样高含二价铁的特征及其对混配后试验结果的明显影响,阐述了垢物含铁分析方法及对试验结果的修正方法。通过对文三污水处理站处理水与地层水配伍性评价试验结果的分析研究,明确了处理水与地层水配伍性好,也验证了试验方法对配伍性评价的可行性和科学性。     

樊学地区注入水与产层水的配伍性及注水处理工艺

针对延长石油樊学地区注入水与产层水混合结垢严重的问题, 通过分析水样离子组成和配伍性, 预测了混注水结垢趋势, 确定了注水处理工艺, 并进行了岩心伤害实验。结果表明： 产层水矿化度在 104 mg/L数量级, 其中钡锶离子质量浓度高达 1000 mg/L, 注入水中的硫酸根离子质量浓度约 1000 mg/L。同层回注时, 控制硫酸根浓度是水处理工艺的关键。当硫酸根质量浓度低于 100 mg/L时, 不会产生硫酸锶沉淀; 当硫酸根质量浓度高于1 mg/L时, 会形成硫酸钡垢。采用预混合+沉淀剂+阻垢剂联合处理工艺, 可将硫酸根浓度降至 50 mg/L以下, 再加入 40 mg/L的阻垢剂即可使混注水达到要求。处理后混注水对岩心的伤害率为 15%。图2表 3参 15     

商三区注入水储层伤害判断及解堵实验

商河油田商三区沙二下及沙三上储层在注水开发过程中存在地层堵塞的情况。通过对注入水等水样进行水质检测及地层配伍性方面的实验分析,寻找造成堵塞伤害的原因并进行解堵实验。先对注入水所含颗粒粒径、离子质量浓度和结垢趋势等进行分析,发现其存在颗粒堵塞和结垢现象;再使用过滤后的注入水与区块岩心进行驱替实验,发现其存在水敏损害。针对损害类型进行储层岩心酸化及缩膨实验,其中,商三区沙二下岩心在注入12%盐酸+多氢酸+土酸酸体系后,渗透率大幅度提高。     

纯化油田回注污水结垢性与配伍性研究

胜利纯化油田注水水源为纯梁（油气水集输处理），首站污水，碳酸钙结垢引起注水压力上升，影响油田生产，在室内通过加入助凝剂和混凝土剂进行化学混凝，静置沉降，过滤后加入稳定剂，将该污水转变成为符合注入水行业标准的净化水，该净化水pH=8.-8.3，成垢离子Ca^2 ,Mg^2 ,HCO3^-1等含量较高，但根据饱和指数SI和稳定指数SAI预测无CaCO3结垢倾向，配伍性实验结果表明；在油层温度（90℃），下密闭加热7天，首站污水，纯梁油田及其边缘井产出水均产生沉淀，不同比例的首站污水与纯梁，边缘井产出水混合水也产生沉淀，相互不配伍，处理后的首站污水仍保持清澈透明，按不同比例与纯化油田及其边缘井产出水混后后，水色清亮，浊度略上升，但无沉淀生成。     

油田注入水引起储层伤害的试验评价

油田注入水与储层不配伍时会导致储层伤害。注入水引起储层伤害的原因是多方面的，既有水质不合格的问题，也有储层敏感性方面的问题。对这二个问题从理论上进行了分析研究，从机理上对各因素引起的储层伤害进行了剖析，设计出了区分各因素所引起的储层伤害的室内试验方法。同时针对室内岩心试验与实际储层注水状况的差别，设计出了评价注入水性能以及注水状况的综合试验方法。     

南海西部低渗油田注入水源选择配伍性研究

南海西部RX-1油田因衰竭开发导致压力系数下降,急需注水补充地层能量。此文在RX-1油田地层水分析基础上,通过静态配伍性实验、动态配伍性试验及岩心配伍性实验,对4种拟注入水源配伍性进行研究。实验结果表明:地层水自身具有结垢趋势;地层水与海水、生产污水及水源井水配伍性差,混合比例7∶3结垢量最大;纳滤水与地层水混合后几乎无沉淀,岩心驱替100 PV渗透率下降20%以内,能够有效降低结垢风险。     

沙南油田注入水水质标准研究

通过大量的试验研究，得出了符合沙南油田注入水水质标准，从而满足了油田生产需要。     

注水采油中注入水与产层配伍性分析

本文在储层地质研究的基础上，采用岩心流动，粘土膨胀、滤膜系数，腐蚀挂片，细菌培植和油水乳化等６项常规试验手段，通过显微镜及扫描电镜的观察分析，对辽河油田冷东４３断块注水采油的开发方案进行全面的先期分析评价，为注水方案提供了可靠的决策依据。结论：注入水矿化度尽可能和实际地层水接近；水的滤膜系数应大于１０；注水水矿化度尽可能和实际地层水接近；水的滤膜系数应大于１０；注水速度应低于１．８６ｍｌ／ｓ。文中     

低渗透水敏性油藏注入水配伍工艺研究及应用

结合注水配伍工艺在油油田的应用实例,说明注入水配伍对于低渗、中－强水敏油藏储层保护、高效注水尤为重要。注入水配伍工艺的研究方法是确注入水源、确定预处理工艺、确定地层受到伤害后的处理、确定三防、精细过滤等配套措施,尽量做到污水回注或清污混注;防膨应做为一项常规措施,普通实施;对低渗高强或极强水敏地层应采取酸化预处理工艺增大孔道半径,降低粘土的膨胀性性地层,减少颗粒运移。     

华庆油田注入水对长6储层伤害机理及对策研究

针对华庆长6储层渗透率低,储层压力低,空隙半径小等复杂问题,结合该油田长6主要区块的岩石矿物特征、储层微观孔隙结构、储层敏感性、储层注入水样、地层水样等资料,全面分析了华庆注入水对地层的伤害因素,同时对注入水配伍性、防垢剂性能、杀菌剂效果、水处理剂配伍性进行试验研究。研究结果表明:细菌滋生、机杂含量、铁离子含量高是影响华庆油田水质稳定的因素之一;注入水和地层水配伍性差;AD-52、SJ99杀菌剂对华庆地区有一定的的灭菌效果;PBTCA、HPAA、PESA防垢剂对该区硫酸钡有良好的防垢效果且与该油田常用处理剂具有较好配伍性。     

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。     

注入水水质对储层适应程度评价方法研究

选取与注水水质有关的4类(14个)地质因素和3类(15个)水质因素,依据模糊综合评判原理和现行水质标准(SY／T5329-94),提出并建立了储层及注入水水质综合物性评价指标体系、评价标准,提出了以储层综合物性评价结果建立注入水水质标准的基本思想,并通过模糊综合评判结果建立了确定注入水水质对储层适应程度的“模糊综合评判法”。该方法能够较准确地确定注入水水质对储层的适应程度,可用于不同类型油藏的注入水水质对储层适应度评价,具有广泛的适应性。     

川西气田地层水与储层配伍性研究

川西须家河组气藏和沙溪庙组气藏地层水产量大、矿化度高,目前最有效的处理方式是异层回注处理。但对不同气藏的地层水同时进行回注时,要保证回注成功和回注系统正常运行,必须对水质进行配伍实验。针对川西地区须家河组气藏与沙溪庙组气藏地层水的水质特征和储层特性,进行水质、储层配伍性实验,从而了解影响回注效果的因素,提出了地层水回注过程中的注意事项与解决措施。     

锦45断块蒸汽冷凝水与储层配伍性研究

针对锦45断块注水压力高、油井出砂严重、酸化短期效应等现状。通过对该区块四个油层组的地质资料分析，利用室内配伍性评价手段，评价该区块储层自身的敏感性及蒸汽冷凝水对储层的损害类型和损害程度，认为该储层是一个弱速敏、水敏中等、弱碱敏的储层；通过岩心损害率实验发现，蒸汽冷凝水对该储层的损害较大。根据以上结论提出了有针对性的措施和建议。