马寨油田注入水水体改性前后地层情况变化

为了探索１９９５年马寨油田注入水水体改性工程完成后，弱碱性注入水对地层造成的影响，从分析马寨油田地质特征，注体，开采现状以及注入水，产出水水体性质入手，研究了注入水，产出水中多种离子变化规律，对地层结垢，渗 率的影响，与地层矿物，地层水的配伍性。     

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。     

大庆扶余油层注水过程结垢对注水压力的影响研究

大庆扶余油层分布在大庆外围油田的各个厂区,该油层的特点是孔隙发育较差、连通性较差,渗透率低,属特低渗透油层。由于大庆地区注入水的硬度、碱度较高,扶余油层地层温度较高（75℃~100℃）,注入过程结垢现象异常严重。用现场水和去离子水驱替扶余油层的天然岩心,研究了扶余油层注水过程结垢对注水压力的影响。     

油田注水结垢影响因素研究

模拟某油田注水环境,通过测定模拟水样失钙率和SEM观察垢物晶型,分析常压静态和高温、高压动态条件下油田结垢的影响因素．试验结果表明：在常压静态条件下,随着矿化度的提高,水样中NaCl浓度提高,失钙率先提高后下降;在高温、高压动态条件下,随着温度的升高和pH值的增加,模拟水样的失钙率提高,油田结垢趋势增强;随着压力、流速的增加,模拟水样的失钙率下降,油田结垢趋势减弱．SEM观察结果表明：某油田结垢的主要原因是温度变化和注水与地层水混合后pH值的变化,阻垢措施应为：调节注水的酸碱度和选用耐温性好的阻垢剂．     

中原油田储层结垢预测

详细分析研究了中原油田地层产出水、注入水和各种处理水的离子组成及特点，并采用结垢指数法、饱和系数法和饱和指数法对储层结垢进行了预测．结果表明：中原油田文一污、文二污、濮一污泵前注入水和各种处理水等在油藏条件下都有结垢趋势存在，结垢物质主要为ＣａＣＯ３、ＣａＳＯ４、ＢａＳＯ４、ＳｒＳＯ４，其中ＣａＣＯ３的结垢趋势最大，ＣａＳＯ４、ＢａＳＯ４、ＳｒＳＯ４的结垢趋势相对较小；随着储层温度增加；ＣａＣＯ３、ＣａＳＯ４、ＳｒＳＯ４的结垢趋势增加；ｐＨ值增加，ＣａＣＯ３的结垢趋势增加．     

中原油田储层结垢预测

详细分析研究了中原油田地层产出水，注入水和各种处理水遥离子组成及特点，并采用结垢指数法，饱和系数法和饱和指数法对储层结垢进行了预测。结果表明，中原油田文一污，文二污，濮一污前注入水和各种处理水等在油藏条件下都有结垢趋势存在，结后物质主要为ＣａＣＯ３、ＣａＳＯ４、ＢａＳＯ４、ＳｒＳＯ４，其中ＣａＣＯ３的结垢趋势最大，ＣａＳＯ４、ＢａＳＯ４、ＳｒＳＯ４的结垢趋势相对较小；随着储层温度增加，ＣａＣＯ３、     

饱和系数法在歧口17-2油田结垢预测中的应用

结垢是油田注水过程中遇到的最严重的问题之一。为了避免由于结垢而造成的一系列不良后果，应对油田水结垢进行科学预测，并提出相应合理的防垢措施。对过去已有的结垢预测方法进行了综合对比，从热力学平衡原理出发，考虑了水矿化度、温度、压力等因素对结垢的影响，提出了更加符合油田实际的预测油田水结垢情况的方法饱和系数法。利用建立起来的方法通过编程计算，分析了歧口１７－２油田实验区地下水和注入水及其混合水的结垢情况，预测结果与实际情况基本吻合     

陆梁油田生产系统结垢机理及防垢对策研究

在陆梁油田生产系统中,生产井筒、抽油杆、集输管线、分离器、加热炉、注水管线等部位都存在不同程度的结垢现象,严重影响了油田的正常生产和安全。水质分析表明陆梁油田的采出水、注入水和地表水均为高矿化度水,有氯化钙和重碳酸氢钠两种水型,水质极不稳定,具有成垢的离子条件。垢物成份分析表明主要以碳酸钙垢为主。说明陆梁油田不同层位的采出水、注入水互不相容,在一定的温度和压力等条件下,一经混合则发生结垢。提出了相应的防垢对策,对保证油田的正常生产具有重要意义。     

饱和系数法在歧口17—2油田结垢预测中的应用

结垢是油田注水过程中遇到的最严重的问题之一，为了避免由于结垢而造成的一系列不良后果，应对油田水结垢进行科学预测，并提出相应合理的防垢措施，对过去的结垢预测方法进行了综合对比，从热力学平衡原理出发，考虑了水矿化度，温度，压力等因素对结垢的影响，提出了更加符合油田实际的预测油田水结垢情况的方法－饱和系数法，利用建立起来的方法通过编程计算，分析了歧口１７－２油田实验区地下水和注入水及其混合水的结垢情况，     

华北油田油井腐蚀原因分析*

针对油井腐蚀、结垢严重影响油田正常生产的问题,开展了腐蚀、结垢原因及机理分析研究。通过对不同断块不同油层200多口油井采出水离子、腐蚀结垢产物、腐蚀速率仿真计算以及油田生产中发现的腐蚀结垢实际情况的综合分析,认为：产出液含水量升高是产生油井腐蚀的直接原因。由于地层水偏酸性,游离CO2,H2S,HCO?3含量高,矿化度高,电化学反应强烈是腐蚀存在的机理;而产出液中Ca2+,Fe3+,Fe2+及Mg2+含量的不同是导致多油井结垢程度不一致的根本原因。为快速定性地明确油井腐蚀、结垢类型和结垢治理奠定了基础。     

分析注水井调剖的新方法

提出了分析注水井吸水剖面改善状况的一种新方法，该方法通过建立渗透率分布概率模型和分析注水井注入动态，定量地估算和评价注水井吸水剖面改善状况，并编写了相应的计算机分析程序。本文提出的方法能为调剖施工设计提供必要的地质依据和有关参数。     

疏松砂岩注水破裂机理及完整性研究

常规的注水压力设计仅考虑裂缝开裂的压力,不能预测长期注水过程地层岩石物理参数及地应力的变化。从疏松砂岩注水过程近井筒周边受力分析入手,分析地层周边地应力及岩石力学性质变化,得到疏松砂岩在注水过程中拉伸及剪切破坏机理;并根据有效应力概念预测出地层孔隙度和渗透率变化。通过分析长期注水过程油藏及上覆盖层岩石物理性质及地应力的变化,建立以盖层的剪切破坏、拉伸破坏和断层的重新开启为依据的注水完整性分析模型。以乌干达Buffalo油田为例,通过数值模拟分析了地层参数及应力变化及不同注水压力敏感性分析,确定了该油田的安全注水压力,通过该方法大大提高了注水能力,在保证注水安全的情况下,为油田的增产增注提供了保障。     

荣兴屯油田注水井吸水能力下降原因分析

以荣兴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。     

吉林油田注水系统结垢趋势预测

针对吉林油田注水系统的特点,对碳酸盐垢,硫酸盐垢的结垢趋势分别进行了理论预测,同时对实验室仿真模拟实验中的结垢样品进行了Ｘ射线衍射分析,理论预测结果表明,吉林油田注水系统中可能会形成碳酸盐垢而不会形成硫酸盐垢,理论预测和实验室仿真实验完全相符,为吉林油田注水系统选择合适的阻垢剂提供了依据。     

煤气热水器的化学清洗

对煤气热水器管壁水垢的形成原因及其化学成分进行了分析，基于煤气热水器的铜管壁构造特点，采用柠檬酸与表面活性剂复配技术，研究了用化学清洗法除去换热器的铜管壁水垢，恢复热水器性能的方法；使用该清洗方法可以有效保护煤气热水器不受强酸的化学腐蚀，同时又能够延长煤气热水器的使用寿命和提高煤气热水器的热效率。     

陕北油田X联合站复合清垢技术研究与应用

由于地形与成本制约,陕北油田X联合站接收多层系来液,不同层位地层水不相配伍导致联合站内管线结垢严重、阻垢困难、成本攀升等一系列问题,严重影响联合站的正常运转。本文通过对采出水进行水质分析与垢样的组成分析,进一步通过配伍性实验明确不同层位采出水配伍性、结垢物成分和结垢量,通过化学阻垢与模拟计算定点机械清垢相结合的复合式清垢工艺有针对性地解决了现场混层集输的实际问题。结果表明：不同层位采出液中CO32-、SO42-、Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+成垢离子含量均较高,延8、延10层位与长2、长6层位地层不配伍并具有较强的结垢趋势;100mg/L的YS-1阻垢剂可有效改变晶体结构,使其不易黏附在管壁上,通过FLUENT软件模拟计算选择X联合站流速最慢、结垢物最易沉积管段安装清管器将松散的垢进行定期清除,解决了由于多层位采出液集输管线相遇的严重结垢而产生的频繁堵塞问题,在低成本、高效开发中、老油田具有广阔的应用前景。     

注聚合物后转后续水驱油田整体调剖研究

针对孤岛油田中一区Ng3层段注聚合物后转后续水驱时对应油井聚合物产出浓度高的问题 ,开发出一套相应的调剖治理技术。综合考虑注聚合物井的渗透率、吸水剖面、注入动态、井口压降曲线及对应油井的聚合物产出浓度等因素 ,利用模糊综合评判原理优选出最佳的调剖井 ,并根据注入动态优化了堵剂类型和堵剂用量。在矿场实施后 ,处理井的视吸水指数下降 ,剖面得到改善 ,对应的油井聚合物浓度降低 ,日产油量增加。 11口调剖井对应的 49口油井中 ,见效 35口 ,受效率达 71 4%。说明这套调剖技术能有效地改善注聚合物后转后续水驱油田的开发效果。     

高含水期油田堵调综合治理方法

以孤东油田八区 5- 6层系为研究对象 ,提出了一套高含水期油田以注水井调剖为中心、辅以油井堵水的堵调综合治理方法。利用模糊综合决策方法优选最佳的堵调措施井 ,设计了最佳的工艺参数 ,并根据油水井的生产特征实施了不同堵剂组合的堵调工艺措施。矿场试验结果表明 ,所有措施水井的视吸水指数下降 ,压力指数上升 ,吸水剖面明显改善。对应的油井含水率下降 ,日产油量上升 ,水驱开发效果有所改善 ,原油采收率提高了 5.5%。