沙土在孔隙水注入实验中渗透剪切破坏(英文)

前人曾指出液化后伴随着超孔隙水压重新分配的渗透会引起流体破坏的可能性。为了研究这一现象,利用实验室三轴试验将孔隙水注入土壤检测了土壤的渗透剪切破坏。该实验是在各项异性的固结作用后保持差应力,使用孔隙水控制装置在体积不变的应变控制条件下将孔隙水注入。实验中所用的材料是在1995年神户地震时被液化的常规洁净细砂和风化的花岗岩土壤。本文以实验结果为基础,讨论了由孔隙水注入引起的渗透剪切破坏判据和导致后液化行为的剪切应变发展特征。

铁基质硅藻土处理油田含硫注入水的吸附性能研究

针对油田注入水中含硫而危害设备的问题,选择铁基质硅藻土脱硫剂(M-1),开展其在不同停留时间下的除硫效果和不同温度下的饱和吸附量实验。利用SEM、EDS等技术对M-1进行表征,利用热力学与动力学模型对实验数据进行拟合。结果表明,M-1表面为均匀细密的孔道,硫容能力强,主要成分为含40%铁的硅藻土;其吸附速度快,反应1 min时,水样中硫含量由原来的40.32 mg/L减少为0.029 mg/L,除硫率达到99.93%;该吸附过程符合Langmuir吸附模型和准二级动力学模型,属于单分子层吸附,是由化学吸附占主导地位,化学和物理吸附共同控制的过程,且该吸附是自发、混乱度降低的微放热反应。

XX油田BL49块低渗透油藏储层性质与注入水伤害机理研究

常规注水开发是目前低渗透油田最为常见的开发手段。随着开发的进行,受储层物性及注入水水质的影响,地层内部易受到一定程度损害导致储层渗透性进一步降低,地层亏空加剧。通过对XX油田低渗透油藏BL49区块进行储层岩性特征、微观孔隙结构特征及注入水水质等分析研究,发现该块储层具有一定的水敏、盐敏及酸敏性;储层喉道半径主要集中在0.2~0.9μm之间,与注入水中的悬浮颗粒粒径不配伍,易在地层内形成堵塞。同时注入水细菌含量及含油量超标,会对储层造成一定程度伤害。

姬塬油田注入水与地层水配伍性研究

姬塬长8储层在采用清水进行注水开发过程中,存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、注采严重失衡等问题,严重影响油田开发效果。本文在对该区块注入水、地层产出水组成分析的基础上,将结垢趋势预测和室内模拟实验相结合,详细分析评价了注入水与地层水的配伍性。配伍性实验结果表明:姬塬长8储层地层水为CaCl2水型、注入水为Na2SO4水型;地层水与注入水以任意比例混合后,在30℃下均无垢生成,80℃下均产生了碳酸钙结垢而无硫酸钙垢形成。结垢趋势预测结果表明:在30℃下地层水与注入水混合后基本不生成碳酸钙垢;在50℃下,随着地层水比例的增加,碳酸钙结垢趋势增加,当地层水与注入水之比为4∶6 10∶0时,显示会有碳酸钙垢生成;在80℃下,碳酸钙垢趋势明显增加,地层水与注入水以任意比例混合后均会产生碳酸钙垢;在30℃、50℃、80℃下地层水与注入水以任意比例混合后均无硫酸钙垢结垢趋势存在。综上所述,姬塬长8储层注入水与地层水配伍性差、结垢是造成姬塬长8储层注水压力高的主要原因之一。

注入水配伍性静态试验评价方法研究——以中原油田文三污水处理站处理水配伍性评价为例

结合中原油田文三污水处理站处理水配伍性评价,比较了离子分析法、比色分析法以及质量分析法等试验方法的特点,指出了质量分析法的优势。针对配伍性试验质量分析法存在的不足,提出了悬浮固体对试验结果影响的消除方法,根据油田水样高含二价铁的特征及其对混配后试验结果的明显影响,阐述了垢物含铁分析方法及对试验结果的修正方法。通过对文三污水处理站处理水与地层水配伍性评价试验结果的分析研究,明确了处理水与地层水配伍性好,也验证了试验方法对配伍性评价的可行性和科学性。

油田注入水碳酸钙垢结垢机理分析与结垢预测

CaCO3 垢是油田注入水中主要的结垢类型 ,严重影响油田开发效果。通过 4种水样在不同温度下的结垢试验及岩心驱替试验 ,研究CaCO3 结垢机理并进行理论预测。结果表明 :①未处理油田注入水结垢严重 ,且结垢程度随温度上升而加剧 ,90℃时Ca2 + 、Mg2 + 下降率达 5 2 .3% ;②岩心驱替试验显示 ,CaCO3 晶体在岩石孔隙中和喉道表面均可析出 ;③处理后的水样位于CaCO3 溶解度的介稳区 ,水质稳定 ,不会产生CaCO3 垢 ;④理论预测与试验结果一致。表 4参 10 (尹先清摘 )

注入水水质对储层适应程度评价方法研究

选取与注水水质有关的4类(14个)地质因素和3类(15个)水质因素,依据模糊综合评判原理和现行水质标准(SY/T5329-94),提出并建立了储层及注入水水质综合物性评价指标体系、评价标准,提出了以储层综合物性评价结果建立注入水水质标准的基本思想,并通过模糊综合评判结果建立了确定注入水水质对储层适应程度的“模糊综合评判法”。该方法能够较准确地确定注入水水质对储层的适应程度,可用于不同类型油藏的注入水水质对储层适应度评价,具有广泛的适应性。

注入水水质对储层的伤害

以胜利油田纯 2块储层为研究对象 ,应用室内岩心模拟试验研究了注入水不同注入速度、悬浮固体颗粒粒径、含油量、含菌浓度、表面活性剂对储层的伤害。研究结果表明 ,固相颗粒粒径、含油量及含菌浓度是引起纯2块储层伤害的主要因素 ,建议通过控制注入水中的含油量小于 10 .6mg/L、细菌含量小于 10 1个 /mL、固相颗粒的粒径中值小于 1.2 μm、加入JOP - 1表面活性剂等方法来减轻对储层的伤害。

造纸废水处理为油田注入水的研究

首次提出了将造纸废水处理为油田注入水的设想，研究设计了一种投资小成本低的处理工艺，按该工艺处理后的造纸废水可用作中低渗透油田的注入水。

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。

西峰油田注入水磁处理防垢技术

以西峰油田注入水为研究对象,分析磁处理技术在不同温度、流速、延迟放置时间和磁场强度等条件下的防垢效果;同时研究了磁处理前后水分子聚集体微观结构的变化规律及磁化防垢的机理。结果表明,磁场强度、水流速度、温度以及磁化后延迟时间均影响磁处理防垢效果,其中,温度对磁处理的防垢效果影响最大;对于Ca2+浓度为1 800 mg/L的水样,在油藏温度条件下,磁场强度为99.22 A/m(7 900 Oe)、水流速度为5 mL/min时的防垢率为9.66%,而常温条件下的防垢率则高达85.34%;同时,在外加磁场的作用下,氢键结构被破坏,聚集水分子中氢原子受到的吸电子作用减弱,从而有利于水分子聚集体的分散,可以极大地减弱成垢离子的聚集。

注入水的水质对特低渗透油藏开发井网的影响

针对注入水的水质影响特低渗透油藏的开发效果 ,结合物理模拟实验 ,用油藏数值模拟的方法 ,建立不同注入水水质条件下 ,特低渗透油藏流体流动的数学模型。分析了注入水的水质对特低渗透油藏开发效果的影响 :在一定的水质处理条件下 ,可以通过减小注采井距或压裂措施 ,来提高特低渗透油藏的动用程度。

绥中36-1油田注入水水质对疏水缔合聚合物溶液粘度的影响

针对绥中36-1油田注入水水质状况,研究了注入水矿化度、主要金属离子含量、悬浮物含量、含油量、残留聚合物、水处理剂及pH值等因素对疏水缔合聚合物(AP-P4)驱油剂溶液粘度和热稳定性的影响。绥中36-1油田注入水矿化度、钙镁离子含量、铁离子含量、悬浮物含量及pH值比较有利于疏水缔合聚合物溶液粘度的保持;而残留聚合物、含油量、水处理剂中的反相破乳剂和浮选剂是影响疏水缔合聚合物溶液粘度的主要因素。

塔中11油田志留系注入水水质标准研究

针对塔中11油田开发的实际情况,室内研究了溶解氧、CO2、细菌对注入水腐蚀性的影响;评价了悬浮物含量、悬浮物粒径、细菌和Fe3+对岩心渗透率的影响程度,确定了塔中11油田志留系注水水质指标。试验结果表明:注入水中含氧量应≤0·5mg/L,CO2含量应≤2·5mg/L;腐生菌TGB含量应≤104个/ml,铁细菌IB含量应≤103个/ml,硫酸盐还原菌含量应≤104个/ml;悬浮物粒径应≤5μm,悬浮物含量应<7·5mg/L,Fe3+含量应≤5mg/L。回注污水含油量应<10mg/L。

油田注入水水质调控决策方法研究

针对油田注水开发中、后期 ,随综合含水率的不断上升的问题 ,提出了注入水水质调控技术这一新的概念。该方法综合考虑了油田注入水水质的配伍性、水质处理工艺、注水井吸水能力、增注措施、油田配注要求以及注入水综合成本等各方面的要求 ;以经济评价为手段 ,寻求达到降低注水成本、提高注水开发效益的合理水质控制指标。利用正交实验原理及大量实验获得了水质控制指标与地层伤害的关系 ,建立了水处理成本分析与优化决策目标模型。实例应用表明 ,该方法是可行的 ,其结果是合理的。

油田注入水与地层水结垢程度评价方法

针对传统的垢物质量分析法(称重配伍性实验)只能表征注入水与地层水混合后悬浮物含量的变化,缺乏结垢程度定量评价的方法及标准,为改进传统的垢物质量分析方法,从定性、定量两方面研究了注入水与地层水结垢的类型及结垢强度,提出悬浮垢、沉降垢和总垢等概念,建立了油田注入水与地层水结垢综合评价参数和标准;以渤中28-2S油田馆陶组注入水与明化镇组地层水为例,利用X-射线衍射、扫描电镜和光学显微镜等研究垢的类型和含量。研究结果表明,渤中28-2S油田注入水与地层水严重不配伍,配伍程度评价综合指数为3.33;注入水与地层水混合后结垢程度综合指数为3.87,结垢程度为中等偏强,易形成CaCO_3垢;总垢实测垢量为27.5数94.0 mg/L,注入水与地层水混合体积比1∶1时的结垢量最大,沉降垢是总垢的主要来源。结垢程度评价方法具有科学性和客观性,可用于评价油田各类流体间结垢程度。

中东H油田不同注入水对储层渗流能力的影响

为了分析油田不同注入水对储层渗流能力的影响,利用中东H油田岩心样品,分别采用模拟地层水和注入水A进行单相及油水两相渗流实验,对比分析实验结果并对其用数学模型进行描述。结果表明:注入水A的冲刷等作用引起岩心样品发生固体颗粒脱落及矿物成分流失,导致岩心样品的渗流能力增强,油、水绝对渗透率及油水绝对渗透率之和均增加;岩心样品的亲油性减弱,亲水性增强,残余油饱和度降低,共渗点偏右移,与模拟地层水驱替相比驱油效率提高2%~5%。基于实验结果建立了数学模型,该模型能更准确地描述油田开发初期、中期及末期3个阶段的油水渗流规律。

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

孤东油田注入水对储层损害研究

通过孤东油田目前的污水对不同区块及层位的损害程度研究,以及注水水质中不同因素对地层的损害机理及规律分析,提出了适合孤东油田的水质控制指标和有关污水处理的建议。对于提高高含水期老油田的注水开发水平具有一定的指导意义。