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。     

塞152区块注水压力快速上升机理研究与防治

安塞油田塞152区块2000年投入注水开发,原始地层压力6.12MPa。随着油田开发时间的延长、累计注水量的增加,注水压力快速上升,由初期5.6MPa上升到目前清水系统的14.5MPa,污水系统压力上升到18.5MPa,导致系统压力超过设计压力,地层吸水变差,水驱效率降低,严重影响开发效果。采用敏感性分析的方法,对水质伤害、注入水与地层水的配伍性进行分析研究,确定了塞152区块注水压力快速上升的形成机理,通过室内试验和筛选,进行注低浓度表面活性剂降压增注试验,收到较好的效果。     

低渗透中等偏强水敏油层储层保护技术的研究——以辽河油田强1块为例

强1块本身储层物性差,属于低孔、低一特低渗储层,粘土含量高,水敏表现为中等偏强。对于这种低渗区块进行注水开发时,储层的保护措施尤其关键。针对上述特点,确定各种工作液注入时相关临界值参数,同时开展防膨剂优选和注入水质的研究,采用离心法和X衍射法筛选了12种防膨剂的防膨效果,并进一步优化防膨剂的注入方式和注入浓度。结果表明,6#防膨剂效果好,现场可以先期采用注入质量分数为1％段塞,之后采用防膨剂质量分数为0．5％连续注入;从而实现该块自实施注水以来,注水压力稳定,且达到日配注量的要求,成功实施注水开发。     

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。     

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.     

悬浮颗粒对砂岩储层吸水能力影响评价

悬浮颗粒含量和粒径是砂岩油藏注入水水质控制的主要指标之一,评价固相颗粒含量和粒径大小对注水地层吸水能力的影响对于确定合理注入水水质指标十分重要.利用正交试验原理,通过系列实验,系统评价了注入水中固相颗粒含量、粒径、岩芯渗透率及注入孔隙体积之间的相互作用及其对储层渗透性能的影响,利用非线性回归分析技术,通过回归方程获得了储层孔喉与"无伤害"颗粒粒径之间的规律关系,取得了有益的结论,对于油田制定合理的水质控制指标、预测吸水能力变化和制定增注措施具有重要指导意义.     

南块注水站注水水质综合达标率技术研究与应用

南块站注入水中悬浮物含量、粒径中值、含油量、平均腐蚀率等多项指标严重超标,对地面注水设施和井下管柱以及地层产生极大伤害,影响了油藏注水开发效果。为了有效改善该站水质,通过调查分析找出了南块站水质达标率的主要影响因素,从机理上分析了缓蚀、防垢、杀菌及混凝技术上的不达标原因,并提出了相应解决方案,配套完善南块注水站注入水水质管理制度和水处理保证措施,实现注入水水质提升。     

同兴站改善注入水水质技术探讨

荆州采油厂同兴注水站注入水水质控制能力严重下降,采出水pH值偏低,含有大量二价铁离子及有害细菌,即使经过投加多种方式处理,注入水水质指标仍无法达标。水质含铁高、pH值偏低问题,主要来源于采出污水,经过液碱处理后,能有效提高水中pH值,抑制腐蚀;同时能大幅度降低水中铁含量,剩余铁含量以离子形式进入储层,没有对储层造成堵塞伤害。细菌指标超标及结垢严重的问题,主要来源于所掺入的地层清水,如后期仍需掺入清水,建议更换水源,改为长江水或者自来水,同时对清水投加合理的防膨剂和杀菌剂。     

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。     

商三区块注水井堵塞机理研究

针对商河油田商三区块注水面临的地层堵塞问题,进行了商三区块储层堵塞机理理论研究和实验研究,进而对酸化解堵增产措施进行了分析。结果表明,注入水水质不合格及注入水与储层的不配伍造成了注入水堵塞地层;储层岩样解堵实验推荐用盐酸＋低浓度土酸＋多氢酸体系来改善沙二下储层;缩膨剂缩膨效果评价实验表明,缩膨剂能恢复地层的渗透率。矿场试验表明,质量分数为12％盐酸＋质量分数为1％氢氟酸＋质量分数为5％多氢酸＋缩膨剂的复合解堵工艺能明显改善储层,达到注水井增注、油井增产的目的。     

K30井堵塞原因分析及解堵措施

基于对K30井井下堵塞物质的组分与成因分析,导致K30井欠注原因是注入水含有聚合物和污油,含聚污油造成了注入层堵塞,注水压力升高。针对含聚污油设计了酸化与破胶复配的解堵液,并进行了室内解堵性能评价和解堵工艺设计。该解堵方案现场应用表明,解堵后注入压力下降4 MPa,注水量由85 m~3/d上升到595 m~3/d,增注效果明显。     

油藏注水困难原因分析及解决措施——以M油田复杂小断块砂岩油藏为例

M油田复杂小断块砂岩油藏因开发效果不理想由天然能量开发转注水开发,转注井最大井口注入压力试注后仍注不进水,结合本区块储层物性、孔隙结构特征、黏土矿物含量、地层水矿化度和储层敏感性等导致注水困难的因素进行分析,认为该地区因储层黏土矿物中伊利石含量高导致喉道堵塞、地层水矿化度高,引起储层水敏性伤害,导致注水困难。提出采用土酸酸化处理,现场实施缓速土酸酸化后,消除了近井地带污染,注水井注入压力稳定,能完成配注要求。     

西峡沟低渗透油藏酸化增注技术研究及应用

针对三塘湖油田西峡沟区块储层低渗、注水效果不好、欠注严重的实际情况,开展了储层伤害因素分析和酸化增油技术研究,进行了酸液体系的配方优化,优选出的酸液具有对金属腐蚀性小,与地下流体配伍性好,对岩屑溶蚀率高的特点。现场实验取得了较好的增注效果,3口井实施有效率100%,注水压力下降了2-5 MPa。     

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。     

沙丘5井区注水防膨技术研究

针对沙丘5井区具有中-强水敏的特性，详细分析了水敏性给注水开发带来的不利影响。阐明了产生水敏的机理。完成了储层水敏性的评价。从17种防膨剂中筛选出RWD-05做为选用防膨剂，并对注入浓度注入方式进行了全面评价，对现场已实施的多种防膨方式进行了全面的对比与评价，在研究充分的基础上，现场采用了连续降浓度的防膨方式。取得了良好的效果。     

特低渗断块油藏注水实验评价及矿场试验分析

特低渗断块油藏由于储层物性较差、注水容易造成储层损害而不能进行有效开发.在此以花园断块油藏为例,通过对特低渗油藏的油藏特征分析和储层伤害分析,有针对性地进行注水配伍试验、储层结垢预测、注水药剂的筛选和酸化预处理工艺研究等注水实验评价,为特低渗油藏注水抑制储层损害、方案优化提供基础数据,在现场试验中取得明显效果.     

低渗透油藏注入水损害储层主控因素研究

针对南堡油田低渗油藏普遍存在注水压力不断上升、吸水指数降低、产液量下降等油田开发问题,以南堡13-52井低渗储层天然岩心及注入水为研究对象,评价储层敏感性、注入水结垢及固相颗粒堵塞等因素造成的储层渗透率损害程度.敏感性损害实验表明储层水敏损害程度中等偏强;常温及地层温度下注入水离子含量变化表明,地层温度下注入水极不稳定...     

油田注水开发过程中结垢与水敏的防治

江汉油区地层水矿化度高,根据室内试验显示,在油田注水开发过程中,注入水与地层水不配伍容易产生结垢;另一方面矿化度太低的注入水对部分区域来说因水敏性而引起粘土膨胀。因此,在注水开发过程中,需要加强动态观察和生产管理,在注水过程中加入适当的阻垢剂减少结垢,对于水敏伤害,则可以加入合适的防膨剂改善注水开发效果,提高原油最终采收率。     

尕斯油田注入水和地层水混注对储层的影响

利用溶度积规则预测尕斯油田注入水和地层水混注时储层的结垢类型,在此基础上通过天然岩心流动实验,分析注入水和地层水混注时地层渗透率下降的影响。结果表明,混注水在储层中主要生成CaCO3垢,储层渗透率有明显下降,且当混注水以1∶1注入时储层的渗透率下降最大。     

提高马25井区开发效果的主要做法及效果

马25井区油层断失现象比较普遍,断失层剩余油富集,利用老井侧钻挖掘断失层剩余油是有效的增油手段;马25井区注入水水质差,对地层产生了严重的伤害,只有改善注水水质,利用水井增注解除地层伤害,方能保证油井稳产;马25井区的层间差异大,非主力层储层物性差,要保证挖潜效果,必须油、水并重。