渤海西部海域某区块油田注水过程储层伤害机理

基于海上油田高效开发的理念,如何在注水开发过程中降低储层伤害成为高效开发海上油田的关键。针对渤海油田某区块注水过程中注入压力偏高、地层欠注等问题,进行了储层敏感性分析,以及悬浮物、垢样的扫描电镜分析等。实验发现:储层具有中等偏强的水敏伤害,黏土矿物蒙皂石以及伊/蒙间层不同程度地发生膨胀、分散,造成储层堵塞。注入水中的悬浮物含量高达16.7mg/L,严重超出平台标准要求;注入水中的颗粒粒径大约集中在30μm,容易造成储层堵塞。储层经过注水冲刷,孔喉中零星分布着大量的碳酸盐颗粒,使得储层渗透率降低。在明确了注水开发过程中储层伤害机理的基础上,提出了优化加药方式、酸化等保护措施。施工后注水井井口注入压力下降了7MPa,日注水量增加了6倍,酸化解堵效果明显。     

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。     

渤海L油田注水井欠注原因及对策分析

渤海L油田部分注水井投注后表现出注入压力快速升高、注入困难的情况,注水量无法满足油藏配注量。为此对L油田注水井欠注原因进行分析,通过岩心驱替实验评价储层岩石敏感性、钻完井液损害以及注入水对储层伤害,采用静态配伍性实验评价注入水与地层水之间的配伍性。结果显示储层具有强速敏损害,而部分注水井在投注初期注入量即远远超过了速敏损害临界注入量,造成了不可逆的微粒运移伤害。钻完井顺序工作液对岩心渗透率损害率可达35.5%～48.2%,单一注入水对岩心渗透率损害率达31%～35.2%,钻井液固相侵入和注水水质长期超标造成的储层损害是L油田注水井普遍注入能力较差的关键原因。建议L油田新井返排后投注或在投注初期进行酸化减弱钻井液损害,初期注入量应控制在速敏临界流量之下,逐级提高注入量避免发生微粒运移伤害,同时加强注入水悬浮物含量、含油量以及硫酸盐还原菌等关键指标的控制。     

南堡油田中低渗透油藏污水回注储层伤害评价

回注污水中的固相悬浮颗粒粒径过大会堵塞储层孔喉通道,造成储层伤害,影响注水开发效果,因此悬浮固相颗粒粒径是油田回注水质评价体系中最重要的指标之一。针对南堡油田中低渗透油藏回注污水中悬浮颗粒对储层伤害规律认识不清的问题,开展了污水回注岩心的流动实验,并运用CT扫描数字岩心分析技术,对A1 （悬浮物颗粒直径≤1μm）、C1（悬浮物颗粒直径≤3μm）两种水质中悬浮颗粒对储层伤害程度及其在储层中的伤害深度进行了定量评价。结果表明：注入水中悬浮颗粒的粒径大小是影响注入性能、储层伤害及驱油效果的重要因素,污水中颗粒直径与储层孔喉直径的匹配关系是悬浮颗粒对储层造成不同伤害的最直接原因,注A1水质污水时,整体体现为贯穿性堵塞伤害,注入井近处为过渡性堵塞;注C1水质污水时,注入井近处为严重堵塞,远处体现为贯穿性堵塞形式;根据实验研究结果,推荐A1水质为南堡油田中低渗透油藏注水水质标准。研究成果可为该类油藏注水开发制定合理的水质指标提供更科学的决策依据及技术支持。     

渤中28-2南油田注入水伤害研究

注水开发是渤中28-2南油田的开采方式,本文通过储层敏感性分析、注入水水质分析、注入水与储层流体配伍性分析、注入水结垢伤害预测,确定注入水水质超标,注入水及污水与地层水不配伍产生碳酸盐垢,注入水悬浮物含量、粒径、盐敏、速敏是引起渤中28-2南油田储层伤害的关键因素。因此,应采取防垢措施,改善注入水水质,保证油田注采平衡。     

砾岩低渗透油藏注入水中固体悬浮物的伤害实验

砾岩低渗透油藏储层非均质性强、孔喉半径小、矿物成分复杂,在注水开发中,回注水中固体悬浮物含量和粒径大小成为导致储层伤害的主要因素,而现有碎屑岩低渗透油藏注水水质推荐指标难以满足砾岩低渗透油藏,因此,需根据砾岩低渗透油藏储层特点,制定科学的注水水质指标。根据砾岩低渗透油藏储层孔隙结构及黏土矿物特性,采用CT扫描、扫描电镜及X射线衍射等实验方法,多角度分析了该类油藏潜在的注水伤害主要因素,同时根据颗粒堵塞理论,在注入过程中注入水中的固体悬浮物（SS）,会堵塞孔喉通道导致渗透率下降,从而对砾岩低渗透岩心造成严重伤害。实验结果表明,SS质量浓度和粒径中值对不同渗透率的砾岩岩心的储层伤害差异较大,若要实现目标区块储层伤害率≤20%,当储层渗透率小于等于9.28 mD时,SS质量浓度≤1.43 mg/L,粒径中值≤1.9 μm;当储层渗透率大于9.28 mD但小于46.9 mD时,SS质量浓度≤3.1 mg/L,粒径中值≤2.6 μm;而储层渗透率大于等于117mD时,可放宽到SS质量浓度≤5.1 mg/L,粒径中值≤4.8 μm。     

曲9—21块沙三段储层注入水与储层配伍性研究

为了考察曲9-21块沙三段储层注水的可行性,进行了储层物性特征研究、水源水和地层水静态配伍性研究、储层敏感性实验研究及水源水与储层的动态配伍性实验研究。同时还对注水过程中的伤害机理进行分析,并制定了相应的注水水质指标。室内动、静态实验研究认为,水源水矿化度高于地层水矿化度及水源水中机械杂质是影响注水开发的重要因素,未经处理的现场水源水长期注入储层对储层岩心造成了较大的伤害,岩心渗透率保留率仅为29.4%,因此减少水源水中的机械杂质含量是降低储层伤害的主要措施。为了尽量减少机械杂质对储层的伤害,曲9-21块沙三段注水水源的机械杂质指标推荐为B2级。图2表5参6     

乌石凹陷低渗储层伤害机理研究与注入水源优选

针对乌石凹陷低渗强水敏储层水敏伤害机理认识不清制约注入水源选择的问题，通过铸体薄片、扫描电镜、图像分析、全岩分析等手段详细研究储层特征，由于储层中黏土矿物含量并不高，且膨胀性黏土矿物含量相对较少，因此，乌石凹陷低渗储层水敏伤害机理不同于常规储层水敏伤害机理。分析认为储层水敏伤害机理主要为在内表面水化过程基础上存在一定程度的渗透水化过程，即微观"速敏"现象。在此基础上进行储层配伍性实验和黏土膨胀抑制实验，评价注入水与地层水结垢和水驱油过程中黏土矿物膨胀、分散、运移对储层伤害的影响，指导油田注入水源优选，降低储层伤害风险。     

南梁长4+5低渗透油藏注水伤害机理

针对南梁长₄₊₅低渗透油藏注水开发过程中地层伤害机理认识不清的问题,利用电镜扫描、铸体薄片、共聚焦成像、XRD等实验方法,分析了水驱前后储层岩心的孔隙结构及岩石组成,明确注水开发对储层孔隙特征的影响,通过注入水与地层水矿化度与物质含量对比,分析注水过程的潜在伤害、岩心渗透率的实时变化规律,总结地层结垢堵塞机理。结果认为:南梁长₄₊₅油藏注水地层伤害机理主要为注入水、地层水、储层的不配伍引发的盐敏、结垢,以及注入水水质较差引起的储层机械杂质堵塞。该研究成果为低渗透油藏注水伤害机理认识提供了方法及理论支撑。     

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。