注水過程中的儲(chǔ)層損害分析與增注技術(shù)第一頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三（1）注入水與油層巖石不配伍將引起損害。①注入水引起水敏性地層發(fā)生水敏作用，造成其中的粘土水化、膨脹、分散、運(yùn)移、堵塞；也可能引發(fā)鹽敏性地層粘土礦物的脫水、破裂、脫落、運(yùn)移、堵塞；②注入速度超過地層臨界流速而造成的速敏損害；③注入水中不溶的固相粒子（常稱為機(jī)械雜質(zhì)）注入地層引起油層堵塞；注入水中含有乳化油滴進(jìn)入地層產(chǎn)生賈敏效應(yīng)堵塞油層。一）油田開發(fā)過程中儲(chǔ)層的損害

機(jī)理分析第二頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三(2)注入水與儲(chǔ)層流體不配伍引起損害。主要表現(xiàn)在注入水與地層水不配伍，沉淀和結(jié)垢。

注入水與油層的不配伍性是造成損害主要原因，由這種配伍性得出注入水的質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)。以此作為層保護(hù)技術(shù)的基本內(nèi)容。第三頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三注水水質(zhì)造成油層損害的評(píng)價(jià)技術(shù)李明忠秦積舜鄭連英注入水水質(zhì)不合格對(duì)油層的損害分析損害類型第四頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三(1)地層損害嚴(yán)重，總表皮系數(shù)為0～5的注水層段占9.1%，總表皮系數(shù)為5～10的注水層段占15.2%，總表皮系數(shù)為10～20的注水層段占21.2%,總表皮系數(shù)為20～50的注水層段占15.2%,總表皮系數(shù)大于50的注水層段占39.4%。(2)注入水水質(zhì)不合格是引起地層損害的主要因素,且以固相損害占主導(dǎo)，固相損害表皮系數(shù)占78.7%,其中炮眼堵塞為37.19%,井底填高為21.57%,井底變窄為16.83%,固相入侵為3.12%;地層潛在損害表皮系數(shù)為21.14%,其中水敏損害10.44%,酸敏損害3.98%,結(jié)垢損害3.15%,速敏損害2.86%,浮油損害0.73%。第五頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三港東開發(fā)區(qū)注水后儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)變化規(guī)律研究郭莉,竇松江,王維倫(大港油田公司研究中心,天津300280)微粒運(yùn)移孔隙結(jié)構(gòu)變化第六頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三儲(chǔ)層巖性及物性

該區(qū)儲(chǔ)層巖性類型主要有2種:一是生物灰?guī)r型，二是砂巖型。根據(jù)孔隙度、滲透率樣品統(tǒng)計(jì)，平均孔隙度為21.2%，平均滲透率為3.4mD，屬低孔、低滲儲(chǔ)層。FeS的顆粒直徑為12—72μm。河86地區(qū)生物灰?guī)r油藏注水水源評(píng)價(jià)及儲(chǔ)層傷害研究馬功聯(lián)中石化勝利油田有限公司

微粒堵塞第七頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三冷傷害早期注冷水開發(fā)對(duì)高含蠟高凝固點(diǎn)油藏的冷傷害田乃林馮積累任瑛張麗華第八頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三低滲油藏注水能力下降分析及解決措施高奎成,劉健,尹利國(guó)乳化油和懸浮固體顆粒損害第九頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三水處理劑對(duì)地層的損害第十頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三第十一頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三第十二頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三第十三頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三二）增注技術(shù)1.精細(xì)過濾，優(yōu)化注水系統(tǒng)。平均注水壓力由1997年1月的26.7MPa下降至2000年7月的25.1MPa,下降了1.6MPa,單井日注水量由42.3m3上升到53.5m3,增加了11.2m3,視吸水指數(shù)由1.59m3/(d/MPa)上升至2.12m3/(d/MPa)。第十四頁(yè)，共十七頁(yè)，編輯于2023年，星期三2.解堵酸化。井底：常規(guī)酸、常規(guī)酸與強(qiáng)氧化劑、表面活性劑等配合使用。深部：緩速酸。3.防膨。粘土穩(wěn)定劑、潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑等。4.控制注入水速度。尤其是酸化措施后，應(yīng)逐漸提高注水量，有利于后期注水的正常進(jìn)行。5.注入表面活性劑降低注水啟動(dòng)壓力，解除水鎖傷害。6.小型壓裂。7.物理法增注。水力