吉林油田低渗透油藏注入水水质实验研究

吉林油田低渗透油藏95%以上采用注水开发的方式,而注入水大多是污水回注,因此,有必要对其水质情况进行研究,改善水质,从而提高油层采收率.以吉林油田八面台油田方44、方68两个区块储层为研究对象,从目前注入水水质现状分析入手,对注入水与地层水的配伍性、注入水与地层的敏感性、注入水水质对储层的影响等进行研究,内、外因相结合,综合分析注水伤害情况,给出水质改善建议.     

双河油田注水配伍性特征的研究

双河油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中部。主要油层组长6储集层的平均孔隙度为12.05%,平均渗透率为0.992×10-3μm2,属特低渗储层。双河油田油藏原始地层压力和气油比均较低,油藏的天然能量有限。从分析双河油田注入水与地层水的特性、敏感性实验、配伍性实验等方面的研究。来保证注入水质满足油藏对注入水水质要求,保护储层,为提高注水开发效果及油田注水工艺方案提供重要的依据。     

海上油田生产水的水质分析与优化处理

在海上石油开采过程中，往往通过将油田生产水处理合格后进行回注向地层补充能量，此举可以提高油田采收率，还可以避免生产污水排放入海造成海洋环境污染。然而如何使回注的生产水满足油田回注水质要求，以防止集输系统、井筒腐蚀和结垢，使回注水对地层的伤害最小化，一直是油田生产水处理的难题。根据海上某油田生产的实际情况，分析了其水质状况，并提出了相对应的优化措施。     

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。     

渤海油田注入水除铁技术及中试研究

针对渤海某油田水源井水和污水中含有一定量Fe~(2+)而影响注入水水质和聚合物溶液性能的问题,开展了现场活性滤料除铁影响因素的实验研究,并在此基础上设计了除铁工艺及中试装置。结果表明,实验装置可使水中铁离子质量浓度由入口1.50 mg/L左右降到出口0.10 mg/L左右,总铁和亚铁去除率可达到90%以上。除铁后水中悬浮固体质量浓度降低到3.00 mg/L左右,井口聚合物溶液黏度明显提升,各项指标满足油田对注入水水质及注聚质量的要求。     

基于等级加权法的油田注水水质优选方法

目前油田注水水质选择依据SY/T 5329—2012标准,以注入层平均空气渗透率作为唯一评价指标,缺乏必要理论支撑与数据支持。综合考虑渗流物性、孔隙结构、胶结物性质以及地层水性质4个指标,以注水水质优选为目标,采用等级加权法对影响4个指标的各因素进行赋值以及权重的分配,建立油田注水水质优选方法,并利用Matlab软件编写计算程序,对X和M油田注水水质进行了优选。结果表明:X油田注水水质应选择SY/T 5329—2012标准中注入层平均空气渗透率为(0. 05～0. 5)μm2对应的注水水质控制指标,优选结果与标准一致,但评价结果更全面地考虑了各因素的影响; M油田注水水质应选择SY/T 5329—2012标准中注入层平均空气渗透率为(0. 05～0. 5)μm2对应的注水水质控制指标,优选结果严格于行业标准。优选方法可以指导注水水质的合理选择,减少后期酸化解堵的费用,提高油田的开发效益。     

油田注入水中悬浮固体颗粒提取实验及研究方法

针对注入水中固体颗粒对低渗透储层孔隙结构及注水效果的影响，进行了探讨性实验研究。首次采用亚沸浓缩－真空过滤方法，成功地从注入水中提取出悬浮固体颗粒，并通过扫描电镜和能谱分析进行了系统观察、研究。同时，结合油层岩心室内模拟注水实验，对注水前后岩心孔隙中的微粒分布与渗透率变化做了分析对比。实验结果表明，新的实验方法合理简便，对从微观方面研究分析油田注水开发效果及注入水水质迈进了新的一步。     

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。     

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,首次较为系统地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。     

微生物与膜处理工艺在姚店油田水处理中的应用

主要介绍了微生物与膜处理工艺在姚店油田的现场应用情况,并根据姚店特低渗油田的地质特征对原有的污水处理工艺进行调整。现场运行情况表明,调整后的微生物与瞙处理工艺技术能够满足低渗、特低渗油藏污水回注工作的需要,处理后污水水质能够达到延长油田注入水水质实用标准。     

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。     

大港油田回注水水质分析与配伍性研究

大港油田石油开采废水组成复杂,含盐量高,而大港南部各个油田注水所用水源为经污水站处理之后的南部油井开采废水,若处理后水质没有达到油田注水标准,则注入水容易结成碳酸钙垢从而导致油井内压力上升,严重影响油田生产.通过对大港南部三个区块的8种回注水水样进行分析,几种注入水的悬浮固体、粒径中值、总铁含量等均超标,尤其是南大港回注污水水质较差,色度大,浑浊,明显见油,平均腐蚀率超标,即使是局控指标也难以达到.配伍性实验结果表明:在不同温度(20℃或70℃)下,密闭恒温72h,上述几种水质配伍性好.     

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。     

油田采油阻垢剂筛选研究

为了筛选出适合某油田使用的阻垢剂,通过分析油田水质及垢样的 XRD,发现垢样成分主要为碳酸钙和硫酸钙. 在测定了 11 种阻垢剂钙容忍度的基础上,采用静态实验法和模拟油田水体法,测定了各种阻垢剂的阻垢率,对比后,筛选出了适合油田水质特点和垢体类型的 POCA 阻垢剂,在 80 ℃油田水质环境下,其添加质量浓度为 20 mg/L 时,阻垢率为 81.27%,钙容忍度高于 20 000.     

某油田原油分离器水相出口管线防垢新思路

生产流程管线结垢是油田生产中常见的问题,结垢会堵塞管道、降低设备的处理量,影响油田安全平稳生产。生产现场传统的防垢方法以防垢剂注入为主。针对某海上油田原油分离器水相出口管线结垢问题,通过垢样化验,掌握结垢的成分,从水质状况、流程参数等多方面因素进行全面分析,找到油田管线结垢问题的关键点,通过流程调整、参数优化等措施,使原油分离器水相出口管线结垢问题得到解决,节约了大量的人力物力成本。     

防止采油污水外排计算机仿真模拟技术

在油田供水系统中,采油污水经各级处理后,由管网输送到相应的注水站注入地层。由于供水系统流程复杂、水质多样化,局部区块采油污水产出与回注矛盾突出。管网压力不均衡,经常会出现采油污水调运受阻,就地向外排放,污染环境。对某油田供水系统中的主要水力元件建立了数学模型,根据节点流量平衡原理建立了供水系统仿真数学模型,并且从生产实际出发,对供水系统完成两种类型的仿真模拟。把仿真模拟技术用于某油田供水系统,指导现场完成供水管网局部改造和实现仿真模拟调水。应用结果表明,该项技术能够平衡管网系统各节点压力,确保污水调运畅通,使采油污水全部回注,给油田生产和供水系统的科学管理提供必要的理论依据。     

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。     

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。     

桥口油田注水难原因及增注措施选择

针对油田油层本身的地质因素，如孔隙喉道小、地层温度高、黏土含量少以及注入水水质条件的限制，逐渐形成了注水井注水压力高，注水量小等弊病，分析了注入水的水质及在油层部位形成CaCO3与堵塞物的情况。在50－3井中采取高能气体压裂与PCT复合处理措施，总结了各种措施的效果。结果表明：采用高能气体在注水层部位形成多条径向裂孔等能更好地沟通水井与地层的联系，如：PCT处理液把油层的黏土缩膨、扩大空隙度和渗透率，在生产中均为有效。     

油田注入水中细菌的类型及危害

详细介绍卫油田注入水中细菌的类型，分析了各种不同类型的细菌对注入水系统的危害，研究了各种类型细菌的损害机理，最后研究了杀菌剂的类型和作用机理，并展望了油田注水用杀菌剂研究与发展的趋势。