吸水树脂日语怎么说

吸水树脂(きゅうすいじゅし）

吸水性树脂

高分子ポリマー

以上说法都有

injectivity tests是什么测试

injectivity tests的中文翻译

injectivity tests

吸水试验

双语例句

1

Starting from the profile control mechani** of the precrosslinked profile grain, the paper evaluates its properties of expansion, strength, toughness and injectivity through tests.

从预交联颗粒调剖剂的调剖机理入手，进行了膨胀性、强度、韧性、注入性及调剖驱油性能的评价试验研究。

腰英台低渗油藏CO2驱替特征及优化开采研究

王 锐 吕成远 伦增珉 赵志峰 王海涛

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 腰英台油田是低孔、低渗透油藏，原油含蜡量较高，CO2驱很难达到真正混相。通过该油田长岩心CO2驱替实验，明确了低渗透油藏CO2驱过程中的注采参数变化规律。CO2的注入压力变化较大，呈现出先升后降的趋势，CO2驱属于混相、近混相和非混相的交替变化过程。基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典的毛管数理论。结合CO2溶解前后流体高温高压物性实验和不同条件下的长岩心驱替实验，运用该理论评价并优化了腰英台油田低渗透油藏CO2驱的注采参数，确定了该油田CO2驱的临界毛管数区域，并得到了该油田最佳的注入速度和油藏平均压力。

关键词 低渗透 CO2驱 驱替特征 混相 临界毛管数

Study on CO2 Displacement Characteristics and OptimizationMethod for Yaoyingtai Low Permeability Reservoirs

WNAG Rui，LV Chengyuan，LUN Zengmin，ZHAO Zhifeng，WANG Haitao（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract Yaoyingtai Oilfield has low porosity and low permeability，wax content is high in crude oil，and miscibility is hard to achieve in CO2 flooding.The characteristics of injection-production parameters were tested through CO2 flooding in long low permeability cores.The results show that the injection pressure of CO2 increases at first and then decreases.CO2 flooding is an alternative process among miscible flooding，near miscible flooding and immiscible flooding.Based on the mechani**s of CO2 flooding，the classical capillary number was revised.Moreover，the theory was applied to evaluate the injection-production parameters of CO2 flooding in Yangyingtai low permeability reservoirs combining PVT parameters before and after CO2 dissolving into crude oil.Eventually，the critical capillary number of CO2 flooding was determined to design optimum injection rate and reservoirs average pressure.

Key words low permeability reservoirs；CO2 flooding；displacement characteristics；miscibility；critical capillary number

大多数气驱过程均被划分为非混相驱和混相驱。非混相过程中，注入气通过与油藏流体的相互作用，使得原油黏度降低、体积膨胀，驱替相与被驱替相的流度比改善，界面张力降低，从而增大了毛管数，降低了残余油饱和度，提高了原油采收率。在混相驱中，注入气与原油间的界面张力为零，毛管数增至无穷大，驱替相与被驱替相间形成混相，驱替效果达到最佳。当地层压力大于最小混相压力时为混相驱，小于最小混相压力时为非混相驱［1］。

气驱过程中是否必须达到混相或非混相的程度或近混相一直是争论的焦点。1986年，Zick首次提出了近混相的概念，并在Shyeh-Yung的长细管实验中得到了验证，即在最小混相压力以下时，CO2驱采收率不会急剧降低［2，3］。Christensen观察到多次接触混相过程中很难区分混相和非混相过程。这就导致实际驱替过程中存在着诸多不确定性，实际油藏中的诸多因素引起的注入性损失或压力保持失败均会导致混相和非混相过程存在波动［4］。Rogers和Grigg认为毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，因此混相驱中降低界面张力是成本相对较低的措施。但是，非混相、近混相、混相驱的界面张力值存在重叠区域。在改善毛管数时，黏滞力也是一个必须考虑的因素。而黏滞力与油藏非均质性、岩石的物理性质、油藏中的窜流等因素紧密相关［5］。Rao认为当混相状态达到时，非水湿油藏中化学物改变油藏润湿性的作用可能没有水湿油藏中混相作用最大化孔隙驱替效率显得重要。计秉玉等考虑了低渗透油藏中压力分布的不均匀性，提出了混相体积系数、半混相体积系数和非混相体积系数的概念，综合考虑了油藏压力分布对CO2驱混相状态的影响［6］。

在油藏条件下，混相与非混相没有严格的界限，仅仅以最小混相压力来评价CO2驱，特别是在低渗透油藏中的驱油效果存在着严重的不足和缺陷。本文针对腰英台油田腰西区块的油藏特征，结合CO2与油藏流体的相态变化规律及界面特性，进行了CO2驱长岩心实验，并运用修正的经典毛管数理论对该油藏CO2驱效果进行了综合评价。

1 腰英台低渗油藏CO2驱替特征

腰英台腰西区块油藏温度为97.53℃，原始地层压力为22.64MPa。地层原油黏度为2.12mPa·s，密度为0.7792g/cm3，属于含蜡量较高的轻质黑油油藏。选取腰英台油田现场岩心6块，用热缩套拼接后装入铅套夹持器中。在油藏温度下，将岩心抽空24h后，直接饱和原油，并在一定回压下进行CO2驱替实验，实验完毕后用石油醚和酒精清洗岩心至产出液清澈为止，重复上述操作，完成不同回压条件下的驱替实验。

1.1 低渗透油藏CO2驱注入压力变化特征

在CO2驱油矿场试验中，观察到一些不用于常规开发方式的生产特征，油藏条件下的生产特征影响因素众多，难以分析压力的变化原因［7～9］。通过低渗透长岩心CO2注入实验，可以观察到注入端驱替压力的变化特征，结果如图1所示。其中，岩心长度为30.4cm，直径为2.54cm，渗透率为4.034×10-3μm2，孔隙度为16.4％。

从图1中可以看出，CO2驱存在一定的启动压力，当驱替压力大于该值后，CO2才能注入岩心中。CO2从注入到产出，其注入压力变化范围为1.0～3.5MPa。CO2驱注入压力变化曲线可分为3个阶段，即压力上升阶段、压力急剧降低阶段、压力稳定阶段。压力上升阶段为CO2与原油两相流动区域，由于毛管力及两相流动阻力，导致注入压力不断升高。压力急剧下降的原因有两种：CO2在原油中的溶解效应造成压力缓慢降低；CO2气体突破使得流动阻力降低。压力稳定阶段为气体完全突破阶段，即产出端气油比较大，此时的压降主要是由于气体流动产生的。

图1 低渗透长岩心CO2驱注入压力变化曲线

1.2 低渗透油藏CO2驱产油特征曲线

通过低渗透长岩心CO2驱替实验，记录并观察CO2驱产油及采收率变化规律，结果如图2所示。

图2 低渗透长岩心CO2驱产油特征曲线

从图2中可知，CO2注入初始阶段，原油产出较少。随着CO2注入量的增大，采油速度缓慢增大。当注入压力达到最大时，采油速度最大。当注入压力急剧降低时，采油速度缓慢下降。当注入气完全突破时，采油速度急剧降低。

通过对低渗透长岩心CO2驱替特征的认识可知，在CO2注入过程中，驱替压力是一个先升后降的动态过程，相应的产油规律也表现出相应的特征。显然，在常规长细管法测得的最小混相压力以上注入CO2，并不能保证驱替过程中或者注采压力的沿程分布在最小混相压力以上，即实际CO2驱替过程中很难达到真正混相，而是混相、近混相和非混相交替变化。因此，本文从这一角度出发，综合考虑了CO2与原油的相互作用，确定了优化评价CO2驱替效果的方法。

2 腰英台低渗油藏CO2驱优化开采方法

2.1 CO2与油藏原油相互作用后的参数变化

CO2注入油藏后，与油藏流体间的相互作用将会使其性质产生较大的变化，进而对原油的产出产生较大影响。通过CO2与原油的高压物性实验，得到了CO2对原油性质的影响规律。

2.1.1 不同压力下原油中CO2的溶解特性

在油藏温度下，通过高温高压PVT系统测量不同压力下的CO2在腰英台原油中溶解规律，结果如图3所示。

图3 单位摩尔原油中溶解气体量与压力的关系

从图3中可知，随着体系压力的增大，CO2在原油中的溶解度增大。在实验压力范围内，通过回归，得到单位摩尔原油中溶解CO2的量与体系压力p的关系式，拟合相关系数为0.995。

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

2.1.2 CO2溶解前后的流体黏度比变化

当CO2溶解进入原油后，驱替相与被驱替相的黏度比会产生变化，通过高温高压毛细管黏度计测量得到不同压力下溶解CO2后的黏度比，结果如图4所示。

图4 溶解CO2 前后CO2 与原油教度比变化曲线

从图4中可知，在溶解CO2前后，CO2与原油的黏度比即驱替相与被驱替相之比随着CO2溶解的增大而增大，且当CO2溶解量较大时，两者的黏度比变化变缓。通过回归得到黏度比变化值与单位摩尔原油中溶解的CO2的量的关系式，拟合系数为0.971。

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

为溶解CO2后的气液黏度比，μg/μo为溶解CO2前两者的黏度比。

2.1.3 CO2溶解后原油的膨胀系数

随着CO2溶解进入原油中，原油的体积会产生膨胀，这种膨胀作用将有利于原油的产出。通过体积膨胀实验，研究了不同注入比时的原油的体积膨胀系数（图5）。

图5 溶解CO2后的体积膨胀系数变化曲线

由图5可知，随着溶解CO2量的增大，原油的体积膨胀系数也逐步增大。通过回归，得到体积膨胀系数与单位摩尔原油中溶解气量的关系式，拟合系数为0.996。

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式中：β＝Vog/ Vo，Vog为溶解CO2后的原油体积，Vo为未溶解CO2时的原油体积。

2.1.4 CO2与原油间的界面张力变化

CO2注入油藏后，CO2不断抽提原油中的轻质组分，同时CO2不断溶解进入原油中，使得原油与CO2间的界面张力不断降低。通过高温高压界面张力仪进行了腰英台油藏温度下压力对CO2/原油间界面张力的影响实验（图6）。

图6 CO2与原油间的界面张力与体系压力的关系

从图6可知，CO2与原油的界面张力随着体系压力的增大逐步降低。当体系压力较大时，CO2与原油间的界面张力降低幅度变缓，但并没有达到零值。通过回归得到界面张力值与体系压力的关系式，拟合系数0.998。

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式中：σog为CO2与原油间的界面张力；p为体系压力。

2.2 低渗透油藏CO2驱的综合评价方法

CO2注入过程中，在较高压力下，CO2与原油间的界面张力值没有达到零值，且驱替压力是一个动态变化量，随着驱替过程的进行，驱替压力会降低，表明腰英台油田CO2驱很难达到真正混相，其应该是一个混相、近混相和非混相的渐变过程。那么，如何评价CO2驱的综合驱油效果。最初人们研究混相驱的出发点是毛管数的定义，即毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，既可以达到零值，又能增至无穷大。腰英台油田原油与CO2的界面张力值在很高的压力下不为零。因此，应该从最初的毛管数理论来评价CO2驱。本文综合考虑了CO2溶解进入原油前后两个状态下油藏原油物性的变化，并结合不同注入速度和油藏压力下的驱油实验，通过修正的毛管数理论来优化CO2驱的注采参数。

2.2.1 修正毛管数理论

经典的毛管数理论是为了研究水驱或气驱过程中残余油与毛管数之间的关系，毛管数即为黏滞力与毛管力之比，与流体黏度、驱替速度和界面张力有关。气驱提高采收率机理除了与上述因素有关外，还包括气体的溶解膨胀作用、黏度降低作用、界面张力降低作用、黏度比改善作用等。因此，应该综合上述因素，对毛管数进行修正，如下所示：

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式中：v为渗流速度；β为体积膨胀系数；α为黏度比改善系数；n为常数；σog为油气界面张力；θ为气液润湿接触角；μo为注入气体的黏度。

气体溶解进入原油后，体积发生膨胀，促进了原油的产出，即使得原油流动速度增大；原油黏度降低，降低了流动阻力；同时，气油的黏度比改善有利于提高平面波及效率，抑制黏性指进的发生；CO2与原油间的相互作用降低了相间的界面张力。气驱过程中，体积膨胀系数的增大、原油黏度的降低、气油黏度比的改善为驱油的有利因素，油气界面张力为驱油的阻力。根据Habermann关于气驱过程中黏度比对平面波及效率的影响研究，取n＝0.2734［10］。根据实验测得CO2驱过程中的润湿接触角接近0°，故忽略润湿性的变化。

2.2.2 低渗油藏CO2驱实验综合评价

在腰英台低渗长岩心中分别进行了不同注入速度（0.08、0.10、0.15、0.20、0.40、0.80mL/min）和不同油藏压力（7.66、12.05、18.05、22.05、26.05、30.05、34.05MPa）下的CO2驱油实验，通过修正毛管数综合评价并优选注采参数，结果如图7所示。

图7 CO2驱过程中毛管数与残余油饱和度之间的关系

从图7中可以看到，CO2驱毛管数与残余油饱和度的关系可分为两个区域：残余油饱和度快速降低区、残余油饱和度缓慢降低区。在第一个区域中，随着毛管数的缓慢增大，残余油饱和度急剧降低；在第二个区域中，随着毛管数的持续增大，残余油饱和度降低幅度变缓。两个区域交叉的区域为临界毛管数区域，即毛管数在5.0×10-5～6.0×10-5之间。当毛管数超过该区域后，随着毛管数的增大，残余油饱和度降低幅度很小，即增大毛管数对于提高原油采收率作用不大。在临界毛管数区域内，注入速度为0.4mL/min，油藏平均压力在27.2～31.4MPa之间，CO2驱能达到最佳驱油效果。

3 结 论

1）腰英台低渗透油藏CO2驱替过程中，注入压力先升后降，注采参数呈现出相应的变化趋势。基于这种驱替特征，CO2的驱替过程应为混相驱、近混相驱和非混相驱的交替变化过程。

2）CO2溶解前后，油藏流体物性参数变化较大。随着溶解CO2量的增大，气油黏度比逐步改善，原油体积膨胀系数逐步增大。同时，CO2与原油的相互作用使得相间界面张力逐步降低。当体系压力较高时，CO2与原油间的界面张力并没有达到零值。

3）基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典毛管数理论。运用该理论优化并评价了该油藏CO2的注采参数，确定了临界毛管数区域为：5.0×10-5～6.0×10-5，即最佳的驱替条件为：注入速度0.4mL/min，油藏平均压力27.2～31.4MPa。

参考文献

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［10］Habermann B.The efficiency of miscible displacement as a function of mobility ratio［J］.Petroleum Transactions，AIME，1960，219：264～272.

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他的手机是剪卡还是正规的小卡？用91就是手机已经越狱了，恢复手机吧，看看能不能还原到出厂时的样子。越狱了售后就不管了

injectivity 和injection有什么区别，具体意思和用法区别。

injectivity**性；注入性。名词，物质的一种性质。

injectivity behavior 注入动态

injectivity coefficient 吸水指数

injectivity index 注入指数；吸水指数

injectivity profile 吸入剖面

injectivity profiling 吸水剖面绘制

injectivity response 注入能力增加

injectivity test 注入井吸入能力测试

injection 注射（名词）。 如：It's time for another injection. 又该**了。

注射剂,注射液 如：The doctor prescribed three injections. 医生开了三支注射液的处方。

油田开发的注水指什么？

注水(Water Injection)是最重要的油田开发方式，是在提高采油速度和采收率方面应用最广泛的措施。在油田开发的中后期，注水是油田稳产、增产及维持正常生产的前提。注水是一种二次采油方法。通过注水井向地层注水，将地下原油驱替到生产井，增加一次采油后原油的采收率。注入水发挥驱替原油和补充地层能量的双重作用，促使油井产出更多的原油。我国大多数油田都采用早期注水开发，目前都已进入高含水期。按照油田开发要求，保证注入水水质、注入水量和有效注水是注水工程的基本任务。

一、水源在注水工程规划初期，需要寻找和选择最适合油层特性的水源(Water Resource)。根据注入水的水质标准，综合考虑水处理、防腐、施工成本等做出选择。寻找注水水源的基本原则是：

(1)充足、稳定的供水量，以满足注水、辅助生产用水、生活用水及其他用水的需要。

(2)有相对良好的水质，水处理工艺简单、经济技术可行。

(3)优先使用含油污水，减少环境污染。

(4)考虑水的二次或多次利用，减少资源浪费。

水源类型有地下水、地表水、含油污水、海水和混合水。

浅层地下淡水一般位于河床冲积层中，水量稳定，水质不受季节影响。深层地下水矿化度较高，深层取水可以减少细菌的影响。

地表水主要是江河、湖泊、水库中的淡水，其矿化度低，泥沙含量高，溶解氧充足，生物大量繁殖，有异味，含胶体，水量受季节变化影响。

含油污水一般偏碱性，硬度低，含铁少，矿化度高，含油量高，胶体多，悬浮物组成复杂，必须经过水质处理后才能外排。随着油层采出水的增多，含油污水已成为油田注水的主要水源。

海水资源丰富，高含氧和盐，腐蚀性强，悬浮固体颗粒随季节变化。海湾沿岸或近海油田一般使用海水。在海岸上打浅层水源井，地层的自然过滤可减少机械杂质。

同时使用上述两种或三种水源称为混合水，尤其是含油污水与其他水源混合。在严重缺水的地区，生活污水可与含油污水或其他水源混合使用。

二、水质水质(Water Quality)是注入水质量的规定指标，标明注入水所允许的矿物、有机质和气体的构成与含量，以及悬浮物含量与粒度分布等多项指标。

1.油层伤害的原因注入水水质差会引起油层损害，导致吸水能力下降、注水压力上升。主要伤害原因有以下几点。

1)不溶物造成油层堵塞注入水中所含的机械杂质和细菌都会堵塞油层。细菌的繁殖使流体粘度上升、派生无机沉淀。溶解氧、H2S等对金属的腐蚀产物沉淀会堵塞渗流通道。油及其乳化物也会堵塞喉道，表现为液锁、乳化液滴吸附在喉道表面等。

2)注入水与地层水不配伍注入水可能直接与地层水生成CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4等沉淀。溶于水的CO2可与Ca2+、Fe2+、Ba2+、Sr2+等离子生成相应的碳酸盐沉淀。

3)注入水与油层岩石矿物不配伍矿化度敏感会引起油层粘土的膨胀、分散与运移。伤害程度取决于粘土矿物的类型、含量、油层渗透性、注入水矿化度等。淡水一般会比盐水造成更严重的粘土膨胀。粘土中最小颗粒含量愈多，膨胀性愈大。另外，注入水还会引起乳化反转。

4)注入条件变化注入速度低有利于结垢和细菌生长；高速则加剧腐蚀、微粒的脱落和运移。在注水过程中，地层温度逐渐下降，流体粘度逐渐上升，渗流阻力逐渐增加，吸水能力逐渐下降。水温影响矿物和气体的溶解度造成结垢，温度下降有利于放热沉淀生成，也会导致蜡的析出。压力变化会导致应力敏感，油层结构损害，产生沉淀。pH值变化会引起微粒脱落、分散和沉淀，pH值越高，结垢趋势越大。

客观存在的油层及所含流体的特性是油层伤害的潜在因素；注入水的水质是诱发油层伤害的外部条件，也是注水成败的关键。因此改善水质可以有效地控制油层伤害。

2.水质要求不合格的注入水造成油层吸水能力下降、注水压力上升、注采失衡、原油产量下降。注入水水质的基本要求是：水质稳定，不与地层水反应生成沉淀；不使油层粘土矿物产生水化膨胀或悬浊；低腐蚀、低悬浮；混合水源应保证其配伍性好。

为使注入水符合上述要求，应做到以下几点。

1)控制悬浮固体以油藏岩石孔隙结构和喉道中值为依据，严格控制水中固相物质的粒径和浓度。低渗透层要求对注入水进行精细过滤，以减小对油层的伤害。

2)控制腐蚀性介质溶解氧、侵蚀性CO2和H2S是注水设备、管线钢材腐蚀的根源。水中存在大量铁离子是腐蚀的标志。氧会加快腐蚀速度。限制气体含量就可控制腐蚀的规模与速度，延长注水系统的寿命，减少腐蚀产物对地层的堵塞，降低采油成本。因此，必须严格控制腐蚀性介质的含量和总的腐蚀速度。

3)控制含油量大多数注入水是含油污水。油的聚合、累积、吸附等将给油层渗透性带来诸多不利的影响。

4)控制细菌含量我国油田注水中，硫酸盐还原菌、腐生菌和铁细菌的危害最严重。在一定条件下细菌的繁殖速度惊人，半小时内能使群体增加一倍。硫酸盐还原菌以有机物为营养，在厌氧条件下能将硫酸盐还原成硫化物，产生的H2S腐蚀钢铁形成FeS沉淀。铁细菌能大量分泌Fe(OH)3并促成二价铁氧化成Fe3+，还为硫酸盐还原菌的繁殖提供局部厌氧区。腐生菌能从有机物中得到能量，其危害方式与铁细菌类似。细菌分泌的大量粘性物质强化垢的形成，堵塞油层孔喉，增加管网的流动阻力。

5)控制水垢管壁结垢的危害是设备磨损、腐蚀和阻流；油层渗流通道结垢会严重影响吸水能力。注入水与油层岩石矿物、地层水不配伍，会生成沉淀。两种水混合也可能生成沉淀。沉淀是结垢的前提。钙离子能迅速与碳酸根或硫酸根结合，生成垢或悬浮的固体颗粒。镁离子与碳酸根也引起沉淀。钡离子与硫酸根生成极难溶的硫酸钡。控制流速、pH值等条件，可防止水垢形成。

三、水处理大多数水源水都需要处理。有些水源的来水只需简单处理，甚至不必处理，而某些低渗透油藏对水质处理技术的要求很高。

1.水处理措施1)沉淀沉淀(Precipitation)是让水在沉淀池内停留一定的时间，使其中悬浮的固体颗粒借助于自身重力沉淀下来。足够的沉淀时间和沉降速度是关键。沉淀池内加装迂回挡板可以改变流向、增大流程、延长沉淀时间，利于颗粒的凝聚与沉降。絮凝剂可以与水中的悬浮物发生物理、化学作用，使细小微粒凝聚成大颗粒，加快沉降速度。沉淀后，水中悬浮物的含量应小于50mg/L。

2)过滤过滤(Filtration)是水质处理的重要环节。来自沉淀罐的水，往往含有少量细微的悬浮物和细菌，清除它们需要过滤。即使无需沉淀的地下水也需要过滤。

过滤可以除去悬浮固体或铁，可部分清除细菌。地下水中的铁质成分主要是二价铁离子，极易水解生成Fe(OH)2，氧化后形成Fe(OH)3沉淀。过滤后，机械杂质含量应小于2mg/L。过滤器(Filter)有多种，图7-1为压力式锰砂除铁滤罐。

图7-1　锰砂除铁滤罐

1—罐体；2—滤料层；3—垫料层；4—集配水管；5—进水管；6—反冲洗排水管；7—出水管；8—反冲洗进水管；9—自动排气阀；10—排气管3)杀菌控制水中细菌的方法很多，但没有一种是普遍有效的方法。细菌适应性强，会产生抗药性，各种方法应交替使用。除化学方法外，紫外光照射也可消灭硫酸盐还原菌。清洗管网、洗井有助于减少细菌损害。

4)脱气地表水和海水中总是溶有一定量的氧。有些水源含有CO2和H2S，应除去这些腐蚀性气体。真空除氧塔如图7-2所示。低压促使溶解气充分溢出，低温不利于脱气。可采用多级流程降低含氧量。天然气或惰性气体与水逆流冲刷可以抽提出水中的溶解氧，如图7-3所示。在酸性条件下，真空脱氧或气提脱氧可一并除去H2S和CO2。化学药剂也能除氧，可与前两种方法联合使用。

图7-2　真空除氧塔

图7-3　逆流气提式除氧塔

5)除油采出水中含有少量直径很小的油滴，呈现浮油、分散油和乳化油三种分散状态。只要稍加静置浮油即可浮出水面；如果静置时间足够，分散油也能浮升至水面。含油乳化液是主要的处理对象。重力除油装置主要是提供足够的停留时间使油珠聚集和分离。气体浮选方法是将大量小气泡注入水中。气泡附着在悬浮的油滴上，使它们变轻、易于上升到水面。

6)曝晒当水中含有大量不稳定的过饱和碳酸盐时，如重碳酸钙、重碳酸镁和重硫酸亚铁等，注入油层后温度升高，可能产生碳酸盐沉淀而堵塞油层。曝晒可预先将碳酸盐沉淀出来。

处理饮用水或有特定水质要求时，要软化除去钙离子、镁离子，淡化除去各种溶解盐类。

2.水处理流程水处理流程有闭式和开式两类水处理系统。闭式水处理系统(Closed Water Treating System)是完全隔绝氧气的系统，用于不含空气或极少含氧、几乎不用化学处理的系统。被氧饱和的水源或需要以通气方式除去H2S和CO2时，选用开式系统。应按照水质指标选择处理设备和工艺措施，安全、经济、科学地安排流程，可结合具体场地、水源、水质等适当改变处理流程。

1)采出水处理流程采出水处理主要解决的问题是除去水中的油、细菌和悬浮颗粒。目前油田上污水处理多采用重力式除油罐，处理流程如图7-4所示。

图7-4　含油污水处理流程图

1—除油罐；2—过滤罐；3—缓冲水罐；4—输水泵；5—清水罐；6—高压注水泵；7—输油泵；8—污油罐；9—污水回收池；10—回收水泵；11—混凝剂溶药池；12—加药泵；13—杀菌剂溶药罐；14—加杀菌剂泵2)地下水处理流程地下水矿化度高，主要含有铁、锰矿物及悬浮固体。锰砂除铁滤罐可以除去铁及大部分悬浮固体。处理流程为：用深井泵从水源井中抽出水，用锰砂除铁滤罐、石英砂滤罐处理后，经缓冲水罐，再用输水泵送入输水管线。

3)地表水处理流程地表水中泥沙、溶解氧含量高。处理重点是脱氧和除去悬浮物。处理流程为：引水构筑物→取水泵房→药水混合池→反应沉淀池→滤池→清水池→吸水池→输水泵房，计量后送入输水管道。

4)海水处理流程海水含氧和悬浮物多。处理流程主要由三级净化联合装置和两级脱氧流程组成。

低渗透油层对水质的要求更高。 除基本处理外，还需精细过滤，进行深度强化处理。对于特低渗透油藏，水质标准过高会增加处理费用，可采用注气来保持地层压力。

四、注水井动态与油井流入动态类似，注水井动态是研究注水井的吸水能力及其影响因素。利用注水井指示曲线可以分析地层吸水能力的变化，判断井下工具状况。

1.注水井指示曲线注水井指示曲线是指稳定流动条件下，注入压力与注水量的关系曲线。小层指示曲线为各小层注入压力与小层注水量之间的关系，可用投球测试法获得。实测指示曲线有直线型和折线型。图7-5中，直线递增式的曲线1反映地层的吸水规律。垂直式曲线2表明油层的渗透性极差、水嘴堵死或测试故障。递减式曲线3和曲拐式曲线4是不正常的指示曲线。曲线5为上翘式，反映地层连通性差，注入水不易扩散，阻力增大、压力升高、注入量增幅减少。曲线6为下折式，表示在较高注水压力下，有新油层开始吸水或是地层产生微裂缝，致使油层吸水量增大。

图7-5　指示曲线的形状

指示曲线斜率的倒数就是吸水指数(Injectivity Index)，表示注水井单位井底压差下的日注水量，描述注水井单井或单层的吸水能力。单位油层厚度上的吸水指数称为比吸水指数或每米吸水指数。日注水量与井口注入压力之比称为视吸水指数。

2.吸水剖面吸水剖面(Water Injection Profile)形象地描述了注水井的分层吸水能力。常用同位素载体法测吸水剖面，将吸附放射性同位素的固相载体加入水中，调配成活化悬浮液。注入水进入地层深部时，固相载体滤积在岩层表面。固相载体具有牢固的吸附性和均匀的悬浮性，所以在吸水量大的层段积聚的多，放射性强度大。注入活化悬浮液前后各进行一次放射性测井，将测得的两条放射性曲线迭合，就得到吸水剖面。曲线异常处即为吸水层位(图7-6)。各层异常面积占全井异常面积的百分数即为相对吸水量，即某小层的吸水量占全井吸水量的百分数。井温法也可用于确定吸水层位。

图7-6　吸水剖面

3.指示曲线分析指示曲线反映地层的吸水能力和吸水规律。对比不同时期所测的指示曲线就可以了解油层吸水能力的变化。图7-7～图7-10中曲线Ⅰ为先测曲线，曲线Ⅱ为一段时间后所测的曲线。

图7-7　指示曲线右移

图7-10　曲线平行下移

(1)指示曲线右移、斜率变小，说明吸水指数变大，地层吸水能力增强(图7-7)。

(2)指数曲线左移、斜率变大，说明吸水指数变小，地层吸水能力变差(图7-8)。

图7-8　指示曲线左移(3)指示曲线平行上移,是由地层压力升高引起，斜率不变说明吸水能力未变(图7-9)。

图7-9　曲线平行上移

(4)指示曲线平行下移，是地层压力下降所致，斜率不变说明吸水能力未变(图7-10)。

正常注水时一般只测全井注水量。可用近期的分层测试资料整理出分层指示曲线，求得近期正常注水压力下各层吸水量及全井注水量，计算各层的相对注水量，再把目前实测的全井注水量按比例分配给各层段。

五、注水工艺由注水井将水保质保量地注入特定的油层是注水工艺的主要内容。油田注水系统包括油田供水系统、油田注水地面系统、井筒流动系统和油藏流动系统。

1.注入系统注入系统包括油田地面注水系统和井筒流动系统。由注水站、配水间、井口、井下配水管柱及相应管网组成。

有些井是专门为注水而钻的注水井，将低产井、特高含水油井及边缘井转成注水井的诱惑力也很强。注水井的井口设备是注水用采油树。井下结构以简单为好，一般只需要管柱和封隔器。多口注水井构成注水井组，由配水间分配水量。在井口或配水间可添加增压泵及过滤装置，一般在配水间对各注水井进行计量。

注水站是注水系统的核心。站内基本流程为：来水进站→计量→水质处理→储水罐→泵出。储水罐有储水、缓冲压力及分离的作用。注水站可以对单井或配水间分配水量。注水管网的直径和长度直接影响注水成本。

2.分层注水分层注水的核心是控制高渗透层吸水，加强中、低渗透层吸水，使注入水均匀推进，防止单层突进。井下管柱有固定配水管柱(图7-11)、活动配水管柱和偏心配水管柱。配水器产生一定的节流压差以控制各层的注水量。分层配水的核心是选择井下水嘴，利用配水嘴的尺寸、通过配水嘴的节流损失来调节各层的配水量，从而达到分层配注的目的。

图7-11　固定配水管柱

3.注水工艺措施油层进入中高含水期后，平面矛盾、层间矛盾及层内矛盾日益突出。在非均质油田中，性质差异使各层段的吸水能力相差很大，注水井吸水剖面极不均匀。有裂缝的高渗透层吸水多，油井严重出水；中、低渗透层吸水很少，地层压力下降快，油井生产困难。需要对高渗透层进行调堵，降低吸水能力；改造低渗透层，降低流动阻力。因此，改善吸水剖面，达到吸水均衡，可以提高注入水体积波及系数。

增压注水是提高井底注入压力的工艺措施。高压使地层产生微小裂缝、小孔道内产生流动、低渗透层吸水。适当提高注入压力可均衡增加各层的吸水能力。

脉冲水嘴增压是使水流产生大幅度脉动，形成高频水射流。高频压力脉冲能使近井区的污染物松动、脱落；分散固相颗粒及异相液滴，起防堵、解堵、增注的作用。脉冲水嘴增压适用性较强，不需改变原有配水及测试工艺，也不增加投资。

周期注水也称间歇注水或不稳定注水。周期性地改变注水量和注入压力，形成不稳定状态，引起不同渗透率层间或裂缝与基岩间的液体相互交换。渗透率差异越大，液体的交换能力越强，效果越好。此方法可降低综合含水率。

调堵方法有三类：机械法是用封隔器封堵特高吸水层段或限流射孔；物理法是用固体颗粒、重油或泡沫等封堵高渗透层段；化学法现场应用最广，作用机理不尽相同。为满足不同注水井的需要，各种调剖技术不断涌现。

矿化度较低的注入水会打破地层原有的相对平衡，导致粘土水化膨胀。矿化度梯度注水是逐渐降低注入水的矿化度。梯度越小，粘土矿物受到的冲击越小，地层伤害也越小。

强磁处理可使注入水的性质发生变化，抑制粘土膨胀、防垢效果十分明显。还可注入防膨剂段塞抑制粘土的水化膨胀。综合应用粘土防膨技术，可增加吸水量、降低注入压力，大幅度增强处理效果。各种注水工艺措施有其特定的适应性。不断开发注水工艺新技术，会持续提高注水开发油田的效果。