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Evaluation and prevention of formation damage in offshore sandstone reservoirs in China 被引量:1
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作者 Yang Shenglai Sheng Zhichao +3 位作者 Liu Wenhui Song Zhixue Wu Ming Zhang Jianwei 《Petroleum Science》 SCIE CAS CSCD 2008年第4期340-347,共8页
Reduction in water injectivity would be harmful to the waterflood development of offshore sandstone oil reservoirs. In this paper the magnitude of formation damage during water injection was evaluated by analyzing the... Reduction in water injectivity would be harmful to the waterflood development of offshore sandstone oil reservoirs. In this paper the magnitude of formation damage during water injection was evaluated by analyzing the performance of water injection in the Bohai offshore oilfield, China. Two parameters, permeability reduction and rate of wellhead pressure rise, were proposed to evaluate the formation damage around injection wells. The pressure performance curve could be divided into three stages with different characteristics. Analysis of field data shows that formation damage caused by water injection was severe in some wells in the Bohai offshore oilfield, China. In the laboratory, the content of clay minerals in reservoir rock was analyzed and sensitivity tests (including sensitivity to water, ftow rate, alkali, salt and acid) were also conducted. Experimental results show that the reservoir had a strong to medium sensitivity to water (i.e. clay swelling) and a strong to medium sensitivity to flow rate, which may cause formation damage. For formation damage prevention, three injection schemes of clay stabilizer (CS) were studied, i.e. continuous injection of low concentration CS (CI), slug injection of high concentration CS (SI), and slug injection of high concentration CS followed by continuous injection of low concentration CS (SI-CI). Core flooding experiments show that SI-CI is an effective scheme to prevent formation damage and is recommended for the sandstone oil reservoirs in the Bohai offshore oilfield during water injection. 展开更多
关键词 Sandstone reservoir formation damage water injection clay stabilizer
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Experiments on the influences of well pattern on water flooding characteristics of dissolution vug-cave reservoir
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作者 WANG Jing LIU Huiqing +4 位作者 ZHANG Jing ZHAO Wei HUANG Yitao KANG Zhijiang ZHENG Songqing 《Petroleum Exploration and Development》 2018年第6期1103-1111,共9页
Based on the similarity criterion, volcanic rock samples were taken from outcrops to make experimental models. Water flooding experiments of five-spot well pattern, nine-spot well pattern, five-spot to nine-spot well ... Based on the similarity criterion, volcanic rock samples were taken from outcrops to make experimental models. Water flooding experiments of five-spot well pattern, nine-spot well pattern, five-spot to nine-spot well pattern, the relationship between relative well and fracture positions, and injection rate in dissolution vug-cave reservoirs with/without fractures were carried out to analyze variation regularities of development indexes, find out development characteristics of water flooding with different well patterns and sort out the optimal water flooding development mode. For dissolution vug-cave reservoirs without fractures, five-spot well pattern waterflooding has very small sweeping area, serious water channeling and low oil recovery. When the well pattern was adjusted from five-spot to nine-spot well pattern, oil recovery could be largely improved, but the corner well far from the injector is little affected. In dissolution vug-cave reservoirs with fractures, when the injector and producer are not connected by fractures, the fractures could effectively connect the poorly linked vugs to improve the development effect of water flooding. Whether there are fractures or not in dissolution vug-cave reservoirs, the development effect of nine-spot well-pattern is much better than that of five-spot well pattern and five-spot to nine-spot well pattern, this is more evident when there are fractures, and the edge well has better development indexes than corner well. At the high-water cut stage of water flooding with nine-spot well pattern, the oil recovery can be further improved with staggered line-drive pattern by converting the corner well into injection well. It is helpful to increase the oil production of corner well of nine-spot well pattern by increasing the injection rate, and improve ultimate oil recovery, but the water-free production period would be greatly shortened and water-free recovery would decrease. 展开更多
关键词 similarity criterion DISSOLUTION vug-cave reservoir water FLOODING injection-production WELL pattern WELL placement injectION rate development index oil recovery
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缝洞型油藏高压扩容注入动态模型及敏感性分析
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作者 张如杰 陈利新 +4 位作者 乐平 肖云 王霞 吕远 杨文明 《新疆石油地质》 CAS CSCD 北大核心 2024年第4期460-469,共10页
高压扩容注水是缝洞型油藏提高采收率的有效方式之一。针对高压扩容注水注采过程认识不清的问题,提出了3类高压扩容注水模式,基于高压扩容注入动态模型,模拟不同敏感性参数对高压扩容注水和生产过程的影响,并结合哈拉哈塘缝洞型油藏矿... 高压扩容注水是缝洞型油藏提高采收率的有效方式之一。针对高压扩容注水注采过程认识不清的问题,提出了3类高压扩容注水模式,基于高压扩容注入动态模型,模拟不同敏感性参数对高压扩容注水和生产过程的影响,并结合哈拉哈塘缝洞型油藏矿场实例,分析了3类高压扩容注水模式。结果表明:高压扩容注水有远端低能型、渗流屏障型和近端小储集体型3类模式,3类高压扩容注水模式均可有效动用远端储集体,提高采出程度,渗流屏障型增油效果最优;近端储集体大小影响注水指示曲线拐点出现时间,远端储集体大小影响注水指示曲线出现拐点后的注水难易程度;注水过程的交换指数大于生产过程的交换指数,表明高压扩容注水有效;裂缝闭合压力越小,应力敏感系数越小,注水指示曲线出现拐点越早,累计产液量越高。 展开更多
关键词 哈拉哈塘油田 缝洞型油藏 高压扩容注水 注采动态 注水模式 敏感性 流体交换指数
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周期性孔隙水压作用下砂岩损伤劣化特性研究
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作者 李洪亚 马林建 +3 位作者 刘杰 李增 邓家军 许宏发 《岩土力学》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第7期2000-2010,共11页
消落带砂岩由于受到周期性水压渗透的影响,其物理力学特性随时间损伤劣化,导致岸坡稳定性降低。开展了周期性孔隙水压力损伤砂岩的不排水三轴压缩试验,分析了砂岩强度、变形及脆性特征演化规律,讨论了细微观结构劣化机制。结果表明:砂... 消落带砂岩由于受到周期性水压渗透的影响,其物理力学特性随时间损伤劣化,导致岸坡稳定性降低。开展了周期性孔隙水压力损伤砂岩的不排水三轴压缩试验,分析了砂岩强度、变形及脆性特征演化规律,讨论了细微观结构劣化机制。结果表明:砂岩峰值强度随着孔隙水压作用周次的增大而减小,且强度劣化度随围压增大逐渐降低。随着孔隙水压作用周次增大,黏聚力和内摩擦角分别呈现指数式衰减和线性衰减,其中黏聚力下降是强度劣化的主要原因。弹性模量、破坏应变和Tarasov脆性指数均随孔隙水压作用周次增大逐渐降低,而随围压增大具有明显增强效应。破坏模式由单斜面剪切破坏发展至共轭剪切破坏,破裂角由67.20°逐渐减小至62.05°。周期性孔隙水压作用在裂隙尖端导致的应力集中和应力疲劳加剧了砂岩内部结构劣化,且不排水压缩过程中的孔隙水压力的增长进一步加剧了砂岩的损伤劣化,而围压作用导致部分渗流通道闭合,降低了砂岩的渗流损伤。 展开更多
关键词 库岸边坡 砂岩 应力-渗流耦合 周期性孔隙水压 脆性指数 损伤劣化
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特低渗透油田注水井储层伤害因素分析 被引量:1
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作者 杨宏拓 白璞 《石化技术》 CAS 2024年第1期145-147,共3页
随着人们生活品质的逐步提高,对油、气的需求不断增加,常规油藏开采已进入中后期,低渗透油藏的油、气资源的有效开发对未来石油工业持续稳定发展具有重大意义。由于低渗透油藏普遍存在天然能量不足、注水效果差及储层裂缝与注水不均等问... 随着人们生活品质的逐步提高,对油、气的需求不断增加,常规油藏开采已进入中后期,低渗透油藏的油、气资源的有效开发对未来石油工业持续稳定发展具有重大意义。由于低渗透油藏普遍存在天然能量不足、注水效果差及储层裂缝与注水不均等问题,油、水井间难以建立起有效的驱动体系,对于已开发的储层难以保证产能稳定,长期以往对地层造成不可逆的伤害,因此对于该类油藏应给予充分的关注,积极利用酸化解堵、表面活性剂驱油甚至压裂等改造手段解决开发过程中出现的地层伤害问题,提升油藏的有效利用率。 展开更多
关键词 特低渗透油田 注水井 储层伤害
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南堡油田中低渗透油藏污水回注储层伤害评价 被引量:1
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作者 仲学哲 赵耀 党雪维 《大庆石油地质与开发》 CAS 北大核心 2023年第5期99-106,共8页
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... 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。 展开更多
关键词 中低渗油藏 注水开发 悬浮颗粒 CT扫描 储层伤害
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大庆油田低渗透油层注水伤害实验研究 被引量:26
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作者 贾忠伟 杨清彦 +2 位作者 张江 袁敏 张晓雷 《大庆石油地质与开发》 CAS CSCD 北大核心 2007年第1期72-75,共4页
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... 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3 mg/L,含油量低于8 mg/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。 展开更多
关键词 低渗透 伤害 渗透率下降 注水指标
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砂岩储层清水和污水混注对储层损害的实验评价 被引量:21
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作者 李海涛 王永清 谭灿 《石油学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2007年第2期137-139,143,共4页
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... 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。 展开更多
关键词 砂岩储层 污水回注 注水水质 乳化油 固相颗粒 储层损害 实验评价
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双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究 被引量:6
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作者 郝斐 杨江朝 +2 位作者 汪伟英 李春兰 张洪利 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2006年第3期218-222,共5页
考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素:膨胀性黏土,悬浮固体颗粒,细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉,在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14.5%、11.1%及0.02%;注入100 P... 考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素:膨胀性黏土,悬浮固体颗粒,细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉,在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14.5%、11.1%及0.02%;注入100 PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7%和4%、9%和7%。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降,粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大,则渗透率越低,在粒径2.1μm或颗粒浓度3 mg/L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降,含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小,注入含菌50个/L的水100 PV使岩心渗透率下降7%。岩心对注水含油量敏感,注入含油量20 mg/L的水50 PV使岩心渗透率下降20%。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心,其次是双河北岩心,江河岩心较轻,注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少,说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞,研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液,与南阳油田使用的低伤害酸液一起,用于1口注水井的解堵,效果良好。图7表4参5。 展开更多
关键词 注入水 地层适应性 渗透率伤害 伤害因素 储层解堵 注水井 酸化液 河南双河油田
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桩西油田回注污水对储层损害的室内实验研究 被引量:11
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作者 舒勇 贾耀勤 赵刚 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2003年第2期129-132,135,共5页
桩西油田回注污水水质多项测定值超过行业标准B3级指标。结合桩西油田实际情况讨论了5种因素对地层渗透率的伤害:悬浮固体颗粒;含油量;污水腐蚀;细菌(腐生菌和硫酸盐还原菌)及其代谢和腐蚀产物;污水结垢(预测及注水井油管、地面管线结... 桩西油田回注污水水质多项测定值超过行业标准B3级指标。结合桩西油田实际情况讨论了5种因素对地层渗透率的伤害:悬浮固体颗粒;含油量;污水腐蚀;细菌(腐生菌和硫酸盐还原菌)及其代谢和腐蚀产物;污水结垢(预测及注水井油管、地面管线结垢物组成)。在模拟油藏温度(120℃)、压力(30MPa)下,用4组油藏岩心(用2%KCl溶液测定的基准渗透率在0.05×10-3~2.0×10-3μm2范围)分别考察了含不同粒径(<0.45,<0.2,<4.0μm)固体颗粒、不同乳化原油含量(10和20mg/L)、不同铁含量(10和15mg/L,以Fe(OH)3计)的模拟实验污水及现场回注污水对岩心渗透率的伤害程度,结果表明:在本实验条件下,悬浮固体颗粒的伤害程度随渗透率减小和颗粒粒径增大而增大;乳化油滴的伤害十分严重;胶态铁在高浓度(15mg/L)才造成伤害;现场回注污水对基准渗透率~1.0×10-3和~0.05×10-3μm2的2个岩心的伤害程度相当高,渗透率较低时伤害较严重。图11表3参1。 展开更多
关键词 桩西油田 回注污水 储层损害 室内实验 采油污水
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克拉玛依油田注水储层伤害与水质问题分析 被引量:13
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作者 刘清云 黄卫红 +2 位作者 刘磊 史建英 罗跃 《地质科技情报》 CSCD 北大核心 2017年第4期210-214,共5页
为揭示注水水质对储层的伤害情况,针对克拉玛依油田清污混注运行中水体不配伍和水质达标率低的问题,开展了清污混注的水体配伍性、水质对岩心的伤害、悬浮颗粒或乳化油对储层堵塞机理及注水水质指标研究。结果表明:克拉玛依油田污水与... 为揭示注水水质对储层的伤害情况,针对克拉玛依油田清污混注运行中水体不配伍和水质达标率低的问题,开展了清污混注的水体配伍性、水质对岩心的伤害、悬浮颗粒或乳化油对储层堵塞机理及注水水质指标研究。结果表明:克拉玛依油田污水与清水、注入水与地层水均存在一定程度的不配伍,但失钙(镁)率都在30%以下。清污混注增加了注水对岩心伤害的程度,且清水占比越大伤害越重。注入水中悬浮颗粒和乳化油浓度越高,岩心的渗透率保留率越低,对岩心的伤害程度也越大。因此,克拉玛依油田最大的清水配注量应是恰好满足配注所需的最低清水量,回注水的推荐指标为悬浮颗粒质量浓度≤5mg/L、乳化油质量浓度≤20mg/L。 展开更多
关键词 注入水 储层伤害 配伍性 悬浮颗粒 乳化油 渗透率
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注水过程中储层深部污染的试井诊断及应用 被引量:10
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作者 胡书勇 陈军 +3 位作者 任德雄 李玉梅 张烈辉 陈论韬 《西南石油学院学报》 CSCD 2002年第1期67-70,共4页
注水开采原油是目前普遍采用的采油方式 ,它对保持油层压力 ,实现油田高产稳产、高效开发发挥着重要的作用。注水过程中由于注入水向地层推进 ,在储层内会发生物理的或化学的反应 ,从而导致储层中流体渗流阻力增加和渗透率下降 ,造成地... 注水开采原油是目前普遍采用的采油方式 ,它对保持油层压力 ,实现油田高产稳产、高效开发发挥着重要的作用。注水过程中由于注入水向地层推进 ,在储层内会发生物理的或化学的反应 ,从而导致储层中流体渗流阻力增加和渗透率下降 ,造成地层污染。通常 ,人们通过试井手段来进行储层污染评价 ,但仅限于井筒周围附近地带 ,试井得到的地层参数反映的也只是近井地带的性质。对于深部储层特性 ,特别是储层深部污染的诊断却没有深入的研究。从典型的实例出发 ,分析了储层深部污染在试井曲线上的反映 ,并定性分析了储层深部污染的原因 ,得出了用试井手段评价注水过程中对储层深部伤害的方法。实践证明 ,这种方法切实有效 ,能有效指导油田注水开发 。 展开更多
关键词 注水开发 储层污染 试井解释 高压注水 储集层模型 石油开采
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注入水中微生物对安塞低渗透储层的伤害评价 被引量:5
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作者 毕永强 俞理 +3 位作者 黄立信 伊丽娜 马婧 丛拯民 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2017年第1期38-42,共5页
为了改善安塞油田低渗透储层的注水开发效果、确定注入水中微生物限制指标,系统研究了腐生菌(TGB)、硫酸盐还原菌(SRB)和铁细菌(IB)对储层的伤害情况。研究表明:这3类菌在安塞油田注入水中普遍存在,其中TGB和SRB的菌浓均为1.1×10~4... 为了改善安塞油田低渗透储层的注水开发效果、确定注入水中微生物限制指标,系统研究了腐生菌(TGB)、硫酸盐还原菌(SRB)和铁细菌(IB)对储层的伤害情况。研究表明:这3类菌在安塞油田注入水中普遍存在,其中TGB和SRB的菌浓均为1.1×10~4个/mL,而IB的菌浓为7.0×10~3个/mL,它们可以在安塞油藏水环境中稳定存在,有危害扩大化的潜在性;三类菌的等效球体半径处于0.377~0.766μm之间,与低渗透岩心的0.46倍孔喉半径相当,容易形成稳定的架桥堵塞;流动实验表明,SRB对储层的伤害性最大,菌浓应严格控制在10~1个/mL范围内,而TGB和IB的菌浓也应当限制在10~2个/mL范围内。 展开更多
关键词 低渗透油藏 污水回注 注水水质 微生物 储层伤害
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南苏丹高凝油油藏冷伤害机理研究 被引量:6
14
作者 廖长霖 吴向红 +3 位作者 王喻雄 杨胜来 马凯 冯敏 《西安石油大学学报(自然科学版)》 CAS 北大核心 2016年第4期64-68,共5页
通过室内实验对南苏丹高凝油油藏因析蜡导致地层冷伤害的可能性进行研究。实验结果表明,温度低于析蜡点后,高凝油中蜡晶体析出,呈现非牛顿流体特征,具有剪切稀释性和触变性,随着温度降低,析出的蜡颗粒半径逐渐变大,很容易在孔隙喉道处... 通过室内实验对南苏丹高凝油油藏因析蜡导致地层冷伤害的可能性进行研究。实验结果表明,温度低于析蜡点后,高凝油中蜡晶体析出,呈现非牛顿流体特征,具有剪切稀释性和触变性,随着温度降低,析出的蜡颗粒半径逐渐变大,很容易在孔隙喉道处被捕集,造成地层冷伤害;渗流曲线表现出明显的非线性渗流特征,渗流体系存在启动压力梯度,油水相渗两相区范围变窄,等渗点右移,油水两相渗流能力降低;当温度低于析蜡点时,油水流度比增大,导致见水早、无水采收率和最终采收率都明显低于温度高于析蜡点的水驱效果。建议南苏丹高凝油油藏在实施注水开发时应保证注入水到达井底的温度高于地层原油的析蜡点,防止地层冷伤害的发生。 展开更多
关键词 高凝油油藏 储层冷伤害 蜡沉积 注入水温度 南苏丹
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哈得4东河砂岩油藏注水水质标准研究 被引量:8
15
作者 赵林 黄琨 +2 位作者 占程程 周理志 杨之照 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2005年第2期150-153,183,共5页
塔里木哈得4东河砂岩油藏将由注矿化度25 g/L的地表水(清水)转为注矿化度240 g/L的采油污水。清水与污水配伍性差,应分注,注清水时需采取防垢措施。实验考察了与注入水腐蚀性、地层伤害性有关的诸因素,推荐了清水和污水水质控制指标。要... 塔里木哈得4东河砂岩油藏将由注矿化度25 g/L的地表水(清水)转为注矿化度240 g/L的采油污水。清水与污水配伍性差,应分注,注清水时需采取防垢措施。实验考察了与注入水腐蚀性、地层伤害性有关的诸因素,推荐了清水和污水水质控制指标。要将A3钢在清水和污水中的腐蚀率控制在0.076 mm/a以内,溶解氧浓度均应小于0.89 mg/L(尽管污水对溶解氧的耐受性强),TGBI、B、SRB菌数应分别小于103、102、102个/mL。根据储层岩心注模拟水伤害实验结果并考虑油田生产情况,为了使储层岩心渗透率的伤害率低于15%,注入水(清水、污水)中悬浮物粒径应控制在5μm以下,悬浮物含量小于7.5 mg/L,TGBI、B、SRB菌数应分别小于104、103、102个/mL,Fe3+浓度应小于2 mg/L,含油量应小于10 mg/L。图11参6。 展开更多
关键词 注入水 地表水 采油污水 水质标准 腐蚀性 地层伤害 哈得4东河砂岩油藏
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苏北盆地台兴油田注水水质对储层的伤害和对策 被引量:6
16
作者 刘斌 杨琦 谈士海 《石油实验地质》 CAS CSCD 2002年第6期568-572,共5页
根据台兴油田的储层和流体特征,分析了注水水质对储层的伤害因素和机理。水敏伤害和注入水与地层水不配伍产生沉淀和结垢是吸水能力下降的主要因素。及时、定时、定量投加经济高效的防膨剂和防垢剂是提高水质的关键。
关键词 苏北盆地 台兴油田 注水水质 储层 伤害 对策
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台兴油田注水水质对储层的伤害和对策 被引量:10
17
作者 刘斌 杨琦 谈士海 《石油与天然气地质》 EI CAS CSCD 北大核心 2003年第1期87-90,共4页
根据台兴油田的储层和流体特征 ,分析了注水水质对储层的伤害因素和机理。水敏伤害和注入水与地层水不配伍产生沉淀和结垢是吸水能力下降的主要因素。根据试验 ,防膨剂TDC -15 ,A -2 5 ,防垢剂TH -8185效果良好。及时、定时、定量投加... 根据台兴油田的储层和流体特征 ,分析了注水水质对储层的伤害因素和机理。水敏伤害和注入水与地层水不配伍产生沉淀和结垢是吸水能力下降的主要因素。根据试验 ,防膨剂TDC -15 ,A -2 5 ,防垢剂TH -8185效果良好。及时、定时、定量投加防膨剂和防垢剂是防止注水水质对储层伤害的重要措施。对水处理工艺进行改造 ,增设脱氧、膜过滤系统 。 展开更多
关键词 台兴油田 注水水质 对策 储层伤害
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注水井固相颗粒伤害数值模拟研究及应用 被引量:6
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作者 韩炜 张公社 +1 位作者 黄茗 马俊华 《西安石油大学学报(自然科学版)》 CAS 2005年第5期36-40,共5页
给出了由于固相颗粒堵塞造成的地层孔隙度随时间和位置变化的微分方程及其数值解.通过室内实验研究了注入不同孔隙体积倍数的浓度和直径不同的固相颗粒注入水时对不同渗透率油层所造成的渗透率伤害.在室内试验研究基础上,通过数值模拟计... 给出了由于固相颗粒堵塞造成的地层孔隙度随时间和位置变化的微分方程及其数值解.通过室内实验研究了注入不同孔隙体积倍数的浓度和直径不同的固相颗粒注入水时对不同渗透率油层所造成的渗透率伤害.在室内试验研究基础上,通过数值模拟计算,评价注入水中固相颗粒悬浮物对油层造成的伤害程度.给出了一个实例,其室内模拟结果与数值模拟结果非常一致. 展开更多
关键词 注入水 固相颗粒 储层伤害 数值模拟
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特低渗透砂岩储层伤害的实验研究 被引量:23
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作者 何文祥 杨亿前 +1 位作者 马超亚 朱圣举 《特种油气藏》 CAS CSCD 2011年第2期96-98,140,共3页
为解决特低渗砂岩储集层在开发中遇到的矛盾,对不同渗透率条件下注水开发过程中的地层伤害进行对比分析,制定相应合理开发技术政策。取长庆油田耿43井区和白马中区特低渗透岩心为实验样本,对敏感性、贾敏性、水锁效应以及水质伤害程度... 为解决特低渗砂岩储集层在开发中遇到的矛盾,对不同渗透率条件下注水开发过程中的地层伤害进行对比分析,制定相应合理开发技术政策。取长庆油田耿43井区和白马中区特低渗透岩心为实验样本,对敏感性、贾敏性、水锁效应以及水质伤害程度进行分析,得出特低渗透储层地层伤害程度一般规律及其与渗透率大小的关系,提出避免储层敏感性伤害及改善水质的措施。该研究结果对类似油田开发具有一定借鉴意义。 展开更多
关键词 敏感性 水质伤害 特低渗储层 水锁效应 贾敏效应 耿43井区 白马中区
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宝北区块强水敏地层油层保护实验研究 被引量:7
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作者 黄晓 石步乾 +1 位作者 刘卫军 栾中伟 《钻采工艺》 CAS 2004年第2期80-83,共4页
宝北区块为一典型的低孔低渗油藏 ,注水开采造成油层伤害严重 ,针对该油田强水敏地层的特点 ,开展了防水敏伤害的油层保护实验研究。研究结果表明 ,造成地层强水敏伤害的矿物主要为高岭石和蚀变云母。通过实验评选出了性能较好的粘土稳... 宝北区块为一典型的低孔低渗油藏 ,注水开采造成油层伤害严重 ,针对该油田强水敏地层的特点 ,开展了防水敏伤害的油层保护实验研究。研究结果表明 ,造成地层强水敏伤害的矿物主要为高岭石和蚀变云母。通过实验评选出了性能较好的粘土稳定剂 ,提出了防水敏伤害的油层保护措施 ,并在现场进行了试验 ,取得了满意的效果。 展开更多
关键词 水敏地层 注水开采工艺 油层伤害 高岭石 蚀变云母 粘土稳定剂 储层 孔隙结构
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