Die Wasserinjektion ist eine der wirtschaftlichsten und effektivsten Maßnahmen, um eine kontinuierliche und stabile Produktion von Ölfeldern sicherzustellen und die Rohölausbeute zu erhöhen. Während des langfristigen Wasserinjektionsprozesses ist die Bildung von Ablagerungen im Reservoir unvermeidlich, was die Wirkung und Entwicklung des Ölfelds stark beeinträchtigt und einschränkt. Ausgehend von der Injektions-Produkt-Einheit als Untersuchungsobjekt wurde basierend auf Thermodynamik und Löslichkeitsproduktregeln unter Berücksichtigung von Faktoren wie Reservoirtemperatur, Druck, Konzentration der Ablagerungsionen und Fließgeschwindigkeit ein numerisches Modell der Ablagerungsbildung im Reservoir der Injektions-Produkt-Einheit erstellt, einschließlich eines Druckfeldmodells, Temperaturfeldmodells, Porositäts- und Permeabilitätsverteilungsmodells sowie eines Ablagerungsmodells im Reservoir. Anhand von tatsächlichen Produktionsdaten des Ölfelds wurde eine Fallstudie mit MATLAB-Mathematiksoftware durchgeführt, um den Einfluss verschiedener Faktoren auf die Gesamtmenge der Ablagerungen, den Ablagerungsbereich, die Verteilung der Ablagerungsmengen sowie die Auswirkungen der Ablagerungen im Reservoir auf den visuellen Wasseraufnahmeindex und die Permeabilität zu analysieren. Die Ergebnisse zeigen, dass die Temperatur in der Nähe des Injektionsbrunnens niedrig ist, die Lösungsgleichgewichtskonstante klein ist und die Fließgeschwindigkeit hoch ist, wodurch eine Ablagerungsbildung erschwert wird; radial nach außen steigt die Reservoirtemperatur, die Fließgeschwindigkeit des injizierten Wassers verlangsamt sich erheblich, wodurch Ablagerungen begünstigt werden; weiter außen ist die Konzentration der Ablagerungsionen niedriger als die minimale Ablagerungskonzentration, weshalb keine Ablagerungen mehr entstehen.

Injektions-Produkt-Einheit; Injektionsbohrung; Ablagerungsmodell; Hemmrate; numerische Simulation