M油田注水井堵塞原因分析及解堵增注措施研究

M油田经过较长时间的注水开发后,部分注水井出现了注水压力升高的现象,且经过常规酸化解堵措施后,有效期较短,因此,需要研究更加高效合理的解堵增注措施以满足该油田注水开发的需要。通过对M油田注水井堵塞原因分析,结果表明,该油田注入水和地层水中均含有较多的成垢离子,在储层温度和压力条件下容易结无机垢对储层造成堵塞,另外,注入水中悬浮物含量和含油量较高,容易对注水井造成固相颗粒堵塞和原油乳化堵塞。岩心驱替实验结果表明,注入水和地层水混合结垢对储层天然岩心的渗透率损害率可以达到45%以上,注入水中固相颗粒对岩心的渗透率损害率达到35%以上,而注入水中原油乳化对岩心的渗透率损害率达到30%以上。解堵增注措施研究结果表明,高效复合解堵增注液能够有效解除M油田储层段天然岩心的堵塞损害现象,达到良好的降压增注效果。     

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。     

渤海油田低-特低渗储层注水井堵塞规律实验研究

针对渤海油田注水井压力上升快、堵塞频繁等问题,通过对注入水水质分析及固相颗粒粒径分析,并结合物模实验详细研究了低渗储层注水井堵塞因素和规律。实验结果表明,注入水中固相颗粒(平均粒径大于2μm)是造成储层堵塞的主要原因;低渗、特低渗透储层岩心的渗透率随着注入量的增加及固相颗粒的含量和平均粒径增大而不断减小,伤害程度不断增大;固相颗粒对特低渗透岩心的伤害程度大于低渗透岩心。     

渤南低渗油田注水井欠注层伤害机理研究

渤南油田五区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层；油藏为轻质油-稀油油藏。原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点，组分含硫量低；地层水总矿化度较高，水型为NaHCO3型。研究了渤南油田注水井伤害机理，从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素，注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标，水质不合格是注水井损害的外在因素；注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高，易形成盐酸不溶垢和有机垢；细菌和油质的共同作用增加管路的腐蚀，形成铁垢，逐渐降低地层的渗透率，严重时堵塞地层。     

大庆油田低渗透油层注水伤害实验研究

通过天然岩心的注水伤害实验,总结出了低渗透率油层条件下,注入水中悬浮物粒径、悬浮物含量、含油量、硫酸还原菌含量与岩心渗透率下降幅度的关系.分析实验结果得出:①对于空气渗透率低于50×10-3μm2油层,要使注入水不对油层产生较大伤害,注入水中的悬浮物粒径应小于1.6μm,悬浮物含量低于3mg/L,含油量低于8mg/L,硫酸还原菌含量少于100个/mL;②按照注水标准严格控制注水水质,注入水对地层的伤害程度不明显,注25倍孔隙体积的注入水后,油层渗透率的下降率一般不会超过30%;③超标注水将会对油层造成伤害,伤害后的油层再注入达到水质标准的合格水,油层渗透率无法恢复.     

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。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏回注水水质指标对渗透率的影响

由于目前缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发尚无回注水标准或推荐指标,因此以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油 藏为基础,利用人工刻蚀岩心,分别考察了回注水中悬浮物含量、粒径中值和含油量等水质指标对裂缝型（缝宽为0.1 mm）和缝洞型（缝宽为0.1 mm,洞直径为2 mm）岩心渗透率的影响。结果表明：在回注水的体积为5 000倍孔隙体积,悬浮物粒径中值为30 μm时,岩心渗透率伤害程度小于40%;当悬浮物粒径中值为40 μm时,岩心渗透率伤害程度超过98%。悬浮物含量为30 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于5%;当悬浮物含量达到45 mg/L时,岩心渗透率伤害程度超过98%。当含油量为40 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于50%;当含油量为60 mg/L时,岩心渗透率伤害程度接近70%。对于缝洞型油藏,由于流通通道尺寸较大,注水压力较低,建议将岩心渗透率伤害程度不超过50%作为回注水水质控制指标,该类型油藏的回注水水质指标为：悬浮物含量小于30 mg/L,粒径中值小于30 μm,含油量小于40 mg/L。     

注水水质对低渗透储层损害实验研究

注水水质的好坏直接影响到低渗透区块的吸水能力和驱油效率。本文在只考虑悬浮物的含量、粒径及含油量的情况下,通过岩心流动实验,对岩心渗透率的损害程度进行了一定的实验研究发现其对岩心渗透率有一定的损害。因此,必须对注水水质进行严格控制。     

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。     

优化注水系统 改善注水水质

针对塔里木油田某注水井注入水中悬浮物及油含量不达标的问题,分析了现场工况及注入水水质不达标的原因,据此对生产工艺进行了改进,对设备及生产制度进行了优化。工艺优化后的水质分析结果表明,注水泵进出口水中悬浮物含量及含油量大幅度下降,达到了该区块注入水悬浮物含量小于3 mg/L,含油量小于8 mg/L的要求。     

砂岩储层清水和污水混注对储层损害的实验评价

注入水中乳化油含量和悬浮颗粒含量及粒径一直是控制砂岩油藏注入水水质的重要指标。利用正交试验原理,通过实验系统评价了乳化油和悬浮颗粒共存时乳化油滴浓度、固相颗粒含量及粒径、渗透率及注入孔隙体积的相互作用及其对中高渗储层吸水能力的影响。结果表明,对于污水回注或清水、污水混注的砂岩地层,乳化油和悬浮颗粒共存比其单一存在时对地层吸水能力的损害要严重。当油滴粒径小于10μm时,岩心损害程度大于70%,油滴粒径大于30μm时,岩心损害程度低于50%。对于给定孔喉的岩心,有一个临界颗粒粒径。临界固相颗粒粒径随渗透率(即孔喉大小)的变化而变化,而临界油滴粒径基本不随渗透率变化,粒径约为15μm。     

五里湾一区回注水与储层配伍性研究

靖安油田五里湾一区目前主要采用矿化度较低的清水作为注入水水源,而清水与储层的不配伍性造成油井见水后采液、采油指数迅速下降,采油速度降低,地层吸水能力下降,注水压力升高等问题,采用的酸化、低密度洗井及增产改造措施基本无效。另外,该区清水水源紧张,污水采出量大,直接排放会造成环境污染。针对以上问题,对该地区的储层特征、黏土矿物质量分数、岩心敏感性、注入水性质及注入水与储层配伍性对渗透率的影响等方面进行了实验研究。研究结果表明：清水与储层配伍性较差,注入后造成储层水敏损害,建议采用采出污水净化处理后回注代替清水,并在注水过程中考虑注入水的矿化度,同时可将油田注入水悬浮颗粒质量浓度和含油量的标准适当放宽到10mg·L-1以下。     

水中悬浮固体颗粒对储层损害研究

回注污水中悬浮固体颗粒的大小对储层渗透性的损害一直是油田十分关心的问题。通过压汞资料获得阿南、哈南油田砂岩储层岩石的孔隙喉峰为 4.0~6.2 μm;通过不同粒径的回注污水模拟了对岩心渗透率的损害,当 1/12 ≤ Df/Dp ≤ 1时,损害最严重;当Df/Dp ≥ 2/3时,存在较大损害;当Df/Dp ≤ 1/8时,损害较小。同时根据国内外在此方面的研究认识,特别是比 1/3更严格的 1/7"架桥准则",结合阿南、哈南砂岩油藏孔隙结构特征和低渗、特低渗的具体情况,建议阿南、哈南回注污水中悬浮固体颗粒应重点处理的范围为 0.5~7.8μm。     

生屑灰岩油藏颗粒伤害与孔喉结构配伍性

中东H油田Mishrif组属于典型的孔隙型生物碎屑灰岩储层,水驱是目前主要的开发方式,但注入水中固相颗粒的质量浓度及粒径严重影响其开发效果。为了弄清注入水对储层物性的影响,并为后期注水开发的水质要求及调整方案设计提供依据,文中基于恒速压汞实验及颗粒运移实验,研究了影响H油田Mishrif组储层渗流能力的主要微观因素以及注入水中悬浮物颗粒质量浓度与粒径的上限,并且分析了悬浮物颗粒粒径与喉道的配伍性。研究结果表明,喉道半径及分布是影响储层渗流能力的主要微观因素。当注入水中悬浮物颗粒粒径为5μm时,颗粒质量浓度的上限为5 mg/L;当悬浮物颗粒质量浓度为3 mg/L时,颗粒粒径的上限为10μm,接近于渗透率贡献峰值处的喉道半径。     

聚合物微球在高温高盐碎屑岩水平井堵水中的应用

塔河油田碎屑岩油藏属高温高盐大底水油藏,非均质性严重,高含水油井上升速度快,严重影响了油田的开发水平。颗粒类堵剂孔喉适配能力差,不具备油水流动选择,堵水效果不佳。通过粒径实验和岩心驱替实验,对聚合物微球性能进行了评价,结果表明：聚合物微球在130℃条件下,用塔河地层水溶胀15d后,粒径增大了18倍,在煤油中粒径没有变化。浓度为2000mg／L的微球封堵率达到93．4％,注微球后双管驱油效率提高11．94％。通过现场试验分析,认为聚合物微球封堵强度较高,受矿化度影响小,增油效果明显,可用于非均质油藏高含水油井堵水。     

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。     

CJS水伤害解堵剂的室内评价及应用

针对纯梁油田低渗透油气藏在钻井、完井、固井、修井和开采等过程中水锁引起的地层损害问题，研制出了CJS系列水伤害解堵剂，并利用岩心流动实验装置、JK99B界面张力测定仪等仪器对其进行了综合性能评价。评价结果表明，当水伤害解堵剂的注入浓度为5％，注入压力为3MPa，注入液量为50PV，反应时间为24h时，可使渗透率的恢复值超过75％，从而有效地降低了工作液滤液的表面张力，解除了乳化堵塞和孔隙喉道的“水锁”，防止了水敏性粘土矿物膨胀对地层渗透率的伤害。现场已推广应用该解堵剂12井次，有效率为100％，累计增油9164t，平均单井增油763．7t，取得了显著的增产效果。     

注入水中固相颗粒损害地层机理分析

当含有固相颗粒的注入水进入地层时,水中的固相颗粒将不同程度地滞留在孔隙网络中,使地层渗透能力下降。分析胜利油田商三区和胜二区注入水中固相颗粒分布特征、地层孔喉特征,以此为基础,采用实验方法研究注入水中固相颗粒与岩石孔喉的匹配关系,分析固相颗粒损害地层的机理。研究结果表明从水站到注水井,注入水水质沿流程变差;在双对数坐标下,商三区和胜二区岩石孔喉半径与渗透率存在线性关系;当水质一定时,微小粒径的固相颗粒进入岩石孔隙内部形成深部损害,粒径较大的固相颗粒只能在岩石表面和浅表部位附着或桥堵而形成表面(层)损害。根据架桥法则,确定了商三区和胜二区注入水中固相颗粒指标。图3表3参4（秦积舜摘）