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（〈10．6mg／L）、     

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。     

河141区块注入水水质对储层的伤害

河141区块属于低孔低渗油藏，因地层能量低，须采用注水方式开发。该文研究了不同注入水水质对该块沙一段储层的损害规律及损害程度，并确定了适合其储层注入水水质推荐指标，提出了水质处理建议。     

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。     

注入水对储层伤害的综合评价

针对注入水引起储层损害因素的多样性，研究出了区分水质问题和储层水敏性问题的试验方法，并从理论上深入阐述了各因素对储层伤害的机理，并对江汉油田新沟咀组目前的注水状况进行了综合评价，认为储层的水敏性损害是导致储层伤害的主要因素。另一方面，注入水水质问题也不能忽视，它会随着注入水累积量的增加而引起储层更为严重的堵塞损害。     

江汉新沟嘴组油藏注入水水质指标体系研究与应用

针对新沟嘴组油藏注入水与地层及其流体不配伍、造成储层伤害严重的问题，文章根据新沟嘴组储层的基本特征，总结出了造成储层伤害的潜在因素。在此基础上，开展注入水配伍性及其对储层伤害的研究，建立了新沟嘴组注水水质指标体系，并配套了水处理药剂，明显改善注入水水质。     

注入水水质对储层损害的影响因素研究

通过不周注入水水质的岩心驱替试验,研究了苏北油区F502井区注入水水质对岩心渗透率的伤害程度。结果表明：①水源井水与F503井地层水的配伍性好,不会产生结垢损害储层。②经0．45μm薄膜过滤后的水源井水对岩心渗透率无伤害。③经3．0μm滤膜过滤后的水源井水对岩心渗透率损害值为9.9％;细菌含量为10^3／ml的水源井水对岩心渗透率损害较大,造成的损害恢复困难。④注入水水质主要控制指标为悬浮物〈4．2mg／L,含油≤9．0mg／L,粒径中值〈3m,细菌含量〈10^3个／ml。     

注入水水质对储层渗流物性影响实验研究

注水开发是世界大多数油藏的主要开发方式,而不合格的注入水水质对储层渗流物性及油藏注水开发动态都会产生重要影响。根据水质对储层渗流物性影响实验研究新理论——水质适应程度系数法,开展了大量的实验研究并获得了注入水水质对储层渗流物性影响的普遍规律。实验结果表明：岩心渗透率的降低是悬浮颗粒浓度与粒径中值共同作用的结果,对不同渗透率岩心,其伤害程度是不同的;实验还确定出临界水质适应程度系数为0．667。大于该值岩心渗透率保留率都较高,小于该值岩心渗透率保留率都急剧下降。实验研究方法与结果具有广泛的适应性和实用性。     

注入水水质地层伤害因素室内研究

应用室内岩心模拟试验和薄膜过滤试验,研究了注入水中固体悬浮颗粒和乳化油的含量及悬浮颗粒粒径与其造成的地层伤害的关系,分析了构成地层伤害的相关机理。研究结果表明,固体悬浮颗粒浓度对地层伤害影响程度远大于含油量的影响。建议注入水中固体悬浮颗家度应严格控制在5mg/L以下,含油浓度可控制在10mg/L以下。     

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。     

商河油田注入水结垢趋势及伤害试验分析

对商河油田注入水进行了水质及垢样试验分析；应用溶度积和电离平衡常数理论，建立了5种类型垢的预测模型；应用自行开发的结垢预测软件，对商河油田四净站来水进行了结垢趋势预测；采用岩心驱替试验评价了商河油田注入水结垢对地层的伤害程度。结果表明，商河油田注入水结垢趋势严重，以CaCO3垢为主，对地层存在一定的伤害。     

注入水中的固相颗粒与储层损害关系的试验研究

通过模拟试验。在低渗透率和中高渗透率的岩样中．研究了注入水中的固相颗粒对岩样渗透率损害率的影响。结果表明．注入水中的固相颗粒直径和含量增加。岩样渗透率损害率增加;注入水中的固相颗粒对低渗透率岩样的损害大干中高渗透率岩样;注水量增加,岩样渗透率损害率增加;对油田注永控制固相颗粒具有重要的意义。     

注水水质造成油层损害的评价技术

研究了注水水质造成油层损害的评价技术,分析了注水过程中因水质不合格可能引起油层损害的主要机制,给出各项损害因素引起的表皮系数的具体计算方法,并以利津油田为例,进行油田注水水质引起油层损害的情况分析。结果表明,利津油田目前注水引起的地层损害严重,损害程度较大的注水层段主要是固相损害,潜在损害机制的影响相对较小。     

渤南油田注入水对油层的伤害和保护措施

分析了渤南油田注入水水质，探讨了其对油层的伤害。结果表明，渤南油田注入水结垢严重，注入水中固相颗粒对油层的伤害较大，据此选用阻垢剂S2－3保护油层，对其进行评价表明，阻垢率可达90％以上。     

桩西油田回注污水对储层损害的室内实验研究

桩西油田回注污水水质多项测定值超过行业标准B3级指标。结合桩西油田实际情况讨论了5种因素对地层渗透率的伤害:悬浮固体颗粒;含油量;污水腐蚀;细菌(腐生菌和硫酸盐还原菌)及其代谢和腐蚀产物;污水结垢(预测及注水井油管、地面管线结垢物组成)。在模拟油藏温度(120℃)、压力(30MPa)下,用4组油藏岩心(用2%KCl溶液测定的基准渗透率在0.05×10-3～2.0×10-3μm2范围)分别考察了含不同粒径(<0.45,<0.2,<4.0μm)固体颗粒、不同乳化原油含量(10和20mg/L)、不同铁含量(10和15mg/L,以Fe(OH)3计)的模拟实验污水及现场回注污水对岩心渗透率的伤害程度,结果表明:在本实验条件下,悬浮固体颗粒的伤害程度随渗透率减小和颗粒粒径增大而增大;乳化油滴的伤害十分严重;胶态铁在高浓度(15mg/L)才造成伤害;现场回注污水对基准渗透率～1.0×10-3和～0.05×10-3μm2的2个岩心的伤害程度相当高,渗透率较低时伤害较严重。图11表3参1。     

临南油田注水井伤害评价及对策

通过室内试验，研究了临南油田注水井伤害机理。结果表明．造成该油田注水井堵塞的原因有：固相颗粒堵塞、注入水与地面水不配伍形成无机垢堵塞、细菌堵塞。针对注水井储层伤害．采用油层保护技术，进行水质改造，实施合理的解堵工艺，来延长解堵增注措施有效期，经现场应用后效果显著。     

彩133井区西山窑组油藏储层敏感性特征及注水防膨评价

通过对彩133井区西山窑组储层敏感性实验、注入水与地层水配伍性评价、储层注人水储层伤害评价、防膨稳定剂效果评价的研究发现,该井区储层具有强水敏特征,其临界矿化度为12447.46mg/L;注入水与地层水配伍性良好;当注入达30倍孔隙体积倍数时,储层注入水伤害模拟评价其渗透率损失率平均为41.6%;0.3%的彩-12#防膨稳定剂对储层具较好的防膨稳定效果.     

An Experimental Study of the Effects of Salt Solutions on Formation Damage in a Water Injection Operation in Petroleum Reservoirs

Abstract

Many laboratory studies show that numerous variables related to crude oil, reservoir rock, and salt water exists that affect production rates. Meanwhile, many observations have shown that the combination of salt-water properties and injection conditions has a prominent effect on the microscopic displacement of crude oil by injecting water. A crucial reduction of injectivity of wells may occur due to formation damage during the process of water injection in petroleum reservoirs. Therefore, study of the effect of different salts in the injected water on the level of permeability reduction of reservoir rock and formation damage and the corresponding reduction of oil production is critical. The authors investigated the effect of salts including NaCl, KCl, CaCl₂, and MgCl₂ on reduction of the permeability of formations in different temperatures, flow rates, and concentrations. Also, a comparison of the type of salt in the same conditions was performed. Moreover, different solutions were made by a combination of salts including NaCl, CaCl₂, and KCl and the solutions were compared based on the permeability reduction at the same concentration, temperature, and flow rates. At the end, of interesting suggestions were proposed regarding the composition and conditions of injected water to minimize formation damage and increases crude oil production.