胜利油田DSJ1注水设计.docx

1、胜利油田DSJ1注水设计石油工程课程设计（注水部分）胜利油田DSJ-1注水工程设计 姓 名：王志彬班 级：油工61105学 号：201161666序 号：27指导老师：陈勇 朱洲一.储层特征及潜在伤害因素分析.1二.储层敏感性实验数据分析和应用.3三.注水水质标准确定.9四.结垢预测.12五.油田注水水质处理.15六结论与建议.17一 .储层特征及潜在伤害因素分析1.储层地质概况DLJ油藏地处山东省临邑县北部的DLJ地区，面积为22.14km2。构造上位于惠民盆地西部临邑大断层下降盘的DLJ断块区，其东北部紧邻临13、临9断块区，西部和盘河断块区相连，南部为临南洼陷。DLJ断块区属于典型的与临

2、邑大断层伴生的逆牵引背斜构造，是一个被断层复杂化了的背斜，其上被断层分割成了许多小的断块区。DLJ油藏主要的含油沉积地层由下到上分别为：下第三系沙河街组和东营组、上第三系馆陶组和明化镇组以及第四系平原组，其中，沙河街组由下到上分为沙四、沙三、沙二、沙一四个段，东营组从下到上分为东二、东一两个段，馆陶组自下而上分为馆三、馆二、馆一三个段。本区主要有河流、三角洲和湖泊三类沉积体系。其中馆陶组主要发育有河流沉积体系；东营组主要有三角洲和湖泊两类沉积体系；沙河街组主要发育有三角洲沉积体系。2.储层基本特征2.1.储层岩性特征根据对DLJS2上、S2下储层岩石的全岩和粘土矿物X衍射分析，认为DLJS2上

3、储层是以石英砂岩为主的细砂岩，S2下储层是以斜长石为主的细砂岩。由粘土矿物X衍射和扫描电镜分析可知，DLJS2上储层填隙物为泥质和方解石，泥质成分主要为高岭石和伊蒙混层，次为绿泥石和伊利石，填隙物主要分布于粒间孔中，少量分布于颗粒表面；DLJS2下储层粘土矿物含量少，主要为书页状高岭石，叶片状绿泥石，次为伊蒙混层和少量的伊利石，主要分布于颗粒表面和粒间孔中。粘土矿物分布见表4-1表4-1（1） DLJ储层岩石矿物组分数据表井号层位岩性石英%钾长石%斜长石%方解石%粘土矿物%L37-6S2上砂岩71.09少19.296.083.54L10-1S2下砂岩29.967.3753.647.271.76

4、表4-1（2） DLJ储层粘土矿物含量井号层位粘土含量%粘土矿物含量 %蒙脱石伊蒙混层伊利石高岭石绿泥石混层比%相对绝对相对绝对相对绝对相对绝对相对绝对L37-6S2上3.54/28.81.0212.20.4331.91.1327.10.9630L10-1S2下1.76/17.70.318.50.1552.40.9221.40.38303.潜在伤害因素分析3.1储层敏感性矿物(1）粘土矿物粘土矿物是高度分散的含水的层状硅酸盐和含水的非晶质硅酸盐矿物的总称。粘土矿物种类：高岭石、 蒙皂石、伊利石 、绿泥石（2）非粘土敏感性矿物：流速敏感性矿物盐酸敏感性矿物 氢氟酸敏感性矿物碱敏性矿物。3.2储层

5、潜在损害因素分析凡是受外界条件影响而导致储层渗透率降低的储层内在因素，均属于储层潜在损害因素。注水开发过程中可能造成油气层损害的原因很多，无论哪一种损害，储层本身的内在条件均是主要因素。油气层在钻开之前，油气层岩石及其矿物组分和其中所含流体处于一种物理的、化学的、热力学的平衡状态，在注水开发过程中，这种平衡状态可能被破坏，向着另一平衡状态转化，而油气层本身又不能适应这些外界条件变化时就会导致油气层损害，使油气层的渗透率明显降低。因此，要了解油气层损害的机理和损害的程度，首先要弄清楚油气层的潜在损害因素。通过分析L37-6井和L10-1井的岩石储渗空间特征，敏感性矿物含量、种类及分布特征，以及地

6、层岩石物性和流体物性等资料，可对该储层潜在损害因素作出如下分析：(1)L37-6井和L10-1井含有大量的伊利石和蒙脱石混层，因此，储层很可能会发生较强程度的水敏性，从而缩小渗流通道，堵塞孔道。(2)L37-6井和L10-1井的岩石中都含有一定量的高岭石且后者为主要成分，因此，储层容易出现较强的碱敏性，当与高的PH值工作液作用产生分散或运移时，引起内部微粒运移、堵塞渗流通道。二.储层敏感性实验数据分析和应用2.1 速敏评价实验实验名称速敏评价盐敏评价碱敏评价L（cm） 5.4 5.5 5.5D（cm）3.0 2.56.5uo（mPa.s） 1.0 1.0 1.0流速P矿化度P PHPml/mi

7、n10-3MPamg L10-3MPa10-3MPa0.10.250.50.751.02.03.04.05.06.00.6491.5783.1555.0656.93213.86421.36231.55241.40355.45548339400003500030000200001000003.2213.4473.5933.7824.6255.73111.255789101112139.489.489.639.7610.8411.8812.04流速=0.5 ml/min流速=0.5 ml/min L: 岩样长度 D: 岩样直径uo: 流体粘度 P: 岩样两端压差式中： 以不同的注入速度向岩心中注入

8、地层水，测定各个注入速度下岩心的渗透率，从注入速度与渗透率的变化关系上，判断油气层岩心对流速的敏感性，并找出渗透率明显下降的临界流速。如果流量Qi-1对应的渗透率Ki-1，与流量Qi对应的渗透率Ki满足下式：说明已经发生速度敏感，流量Qi-1即为临界流量。敏感程度评价指标损害程度70%敏感程度弱中等强式中：Kmax渗透率变化曲线中各渗透率点中的最大值，m2Kmin渗透率变化曲线中各渗透率点小的最小值，m2流速(ml/min)0.100.250.500.751.002.003.004.005.006.00Kw（10-3m-2）196.3201.8201.9188.6183.8182.5178.9

9、161.5153.8137.8流速敏感性评价实验曲线说明已经发生速度敏感，0.5ml/min即为临界流量则速敏程度为中等；2.2 水敏评价实验首先用地层水测定岩心的渗透率Kmax然后再用次地层水测定岩心的渗透率，最后用淡水测定岩心的渗透率Kmin，从而确定淡水引起岩心中粘土矿物的水化膨胀及造成的损害程度。式中：Iw水敏指数； Ki用地层水测定的岩样渗透率， Kw用蒸馏水测定的岩样渗透率，水敏程度评价指标损害程度0.7水敏程度弱中等强2.3盐敏评价实验通过向岩心注入不同矿化度等级的盐水（按地层水的化学组成配制），并测定各矿化度下岩心对盐水的渗透率，根据渗透率随矿化度的变化来评价盐敏损害程度，找出

10、盐敏损害发生的条件。对于盐敏评价实验，第一级盐水为地层水，将盐水按一定的浓度差逐级降低矿化度，直至注入液的矿化度接近零为止，求出的临界矿化度为Cc。如果矿化度Ci-1对应渗透率Ki-1与矿化度Ci对应的渗透率Ki之间满足下述关系：若(Ki-1Ki)/Ki-1100%5% 说明已发生盐敏，并且矿化度Ci-1，即为临界矿化度Cc。不同压差、矿化度下的渗透率矿化度mg/L4833940000350003000020000100000压差MPa3.2213.4473.5933.7824.6255.73111.255渗透率m290.03271.01260247201.99163.0183盐敏评价实验曲线

11、说明已经发生盐敏；临界矿化度Cc=48339mg/l2.4碱敏评价实验通过注入不同pH值的地层水并测定其渗透率，根据渗透率的变化来评价碱敏损害程度，找出碱敏损害发生的条件。不同pH值盐水的制备，根据实际情况，一般要从地层水的pH值开始，逐级升高pH值，最后一级盐水的pH值可定为12。临界pH值的确定与盐敏实验中临界矿化度的确定方法相同。如果对应渗透率Ki-1与对应的渗透率Ki之间满足下述关系：若(Ki-1Ki)/Ki-1100%5% 说明已发生碱敏，并且，即为临界PH值。不同PH、压差下的渗透率PH789101112压差9.489.489.639.7610.8411.88渗透率14.5814.

12、5814.3514.1512.7511.63盐敏评价实验曲线说明已经发生碱敏；临界PH=102.5酸敏评价实验酸敏实验的具体作法是： (1)用地层水测基础渗透率K1（正向）； (2)反向注入0.51.0倍孔隙体积的酸液，关闭阀门. (3)用地层水正向测出恢复渗透率K2。酸敏伤害程度用K2与K1的比值（K2/K1）来评价，评价方法见表1-4。 表1-4 酸敏程度评价指标K2/K10.71酸敏程度强中等弱无三.注水水质标准测定3.1注入水水质确定的原则在注水过程中控制注入水质是预防地层损害，提高注水效果的最直接主最重要的途径。不合格的注入水质主要从两方面引起地层损害：一方面是注入水与地层岩石不配伍

13、造成损害；另一方面是注入水与地层流体不配伍造成损害，因此制定合理的注水水质指标，严格进行注入水水质处理是注水工程设计的关键内容。注入水水质是指溶解在水中的矿物盐、有机质和气体的总含量，以及水中悬浮物含量及其粒度分布。水质指标可分为物理指标和化学指标两大类。通常，物理指标是指水的温度、相对密度、悬浮物含量及其粒度分布、石油的含量。注入水的化学指标是指盐的总含量、阳离子（如钙、镁、铁、锰、钠和钾等）的含量、阴离子（如重碳酸根、碳酸根、氯离子、硫离子）的含量、硬度与碱度、氧化度、pH值、水型、溶解氧、细菌等等。对于某一特定的油气层，合格的水质必须满足注入水与地层岩石及其流体相配伍的物理和化学指标。一

14、般注入水应满足以下要求： （1）机械杂质含量及其料径不堵塞喉道； （2）注入水中的溶解气、细菌等造成的腐蚀产物、沉淀不造成油气层堵塞； （3）与油气层水相配伍；（4）与油气层的岩石和原油相配伍。 目前，我国有关部门已制订了注入水水质标准，表1-6就是我国石油工业制订的碎屑岩油田注入水水质标准。要强调的是，不同的油气层应有与之相应的合格水质，切忌用一种水质标准来对所有不同类型的油气层的注入水水质进行对比评价。在制定水质指标时除了以下各项指标外，还应注意注入水矿化度和pH值的确定。有条件许可的情况下应保证注入水矿化度高于盐敏评价实验中所测定的临界矿化度，这样才能防止注水时水敏损害的发生。若注入水源

15、矿化度低于临界矿化度，则必须采取防膨措施。注入水的pH值确定应控制在70.5为宜，也可在6.5-PHc之间。表1-6 推荐水质主要控制指标注入层平均空气渗透率m20.6标准分级A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指标悬浮固体含量，mg/L1.02.03.03.04.05.05.06.07.0悬浮物颗粒直径中值，m1.01.52.02.02.53.03.03.54.0含油量，mg/L5.06.08.08.01015152030平均腐蚀率，mm/a0.076点腐蚀A1，B1，C1级：试片各面都无点腐蚀A2，B2，C2级：试片有轻微点蚀A3，B3，C3级：试片有明显点蚀SRB菌，个/mL0102

16、50102501025铁细菌，个/mLn102n103n104腐生菌，个/mLn102n103n104注：1、1n10；2、清水水质指标中去掉含油量。四.结垢预测4.1 胜利油田DLJ区块结垢预测4.1.1结垢的危害及结垢原因分析结垢是油气田生产过程中的常见问题，会造成管道不同程度的堵塞和腐蚀，使油气产量下降，注水压力上升，现场设备使用效率降低甚至报废，从而带来巨大的经济损失，影响油田的正常生产。对结垢进行科学而准确的预测，判断结垢类型和结垢趋势，可以为防垢和除垢提供可靠的依据。在长期的生产作业实践中，油气田结垢的危害主要反映在两个方面，一是对通道畅通的影响，二是对通道物质的腐蚀。具体表现在如

17、下几个方面：（1）一般地，与水接触的设备管道内表面结垢后,往往还有粘泥附着，可能造成不同程度的堵塞和管道腐蚀。（2）结垢往往使管线的截面积变小，设备的处理能力降低，必然增加输液能力或处理费用，这样既出现减产，又增加成本。（3）地下岩层和油气通道也会产生水垢和污物堵塞的麻烦，造成油气产量下降,设施寿命缩短，能耗增大，运转成本上升，甚至使油气井停产，造成较大经济损失。下面就结垢的原因总结如下：(1)自然界的水都含有杂质，当使用条件(如温度，压力，流速和热传递等)合适时，与水接触的油气管道表面，地层喉道就容易结垢。(2)水中通常发生沉淀反应，如果将两种以上的不同水混合注入地层或地层中混合，就有可能在

18、注水井或生产井中出现结垢而堵塞。(3)采出的油和气中大多含水(称为伴生水)，其中混有盐类，CO2和H2S(又称淡卤水)经分离油气后的半生水仍然含有少量的油类。因而在这些油气和水的传输 过程中容易生水垢和油垢。(4)在地层压力，温度及盐度合适的条件下，一些矿物溶解于水中而达到最大浓度，当水通过地层并随同油气进入井筒中，由于温度和压力下降，使其中所含的溶解固体的平衡条件发生变化，水溶解矿物的能力下降，形成过饱和现象，导致沉淀而生成水垢。(5)冷却水系统大多是开式循环系统，冷却水借助冷水塔和空气冷却且反复循环使用，杂质增多，水质变坏，加剧了冷却水使用中的结垢。(6)同时采几个地层的原油时，采出的水和

19、由地面注入的水在化学性质上互不相溶，产生相互反应而在通道内生成水垢。(7)在油气的伴生水中一般含有Ca2+，HCO-和CO32-等致垢物，当输送温度过高时， CaCO3垢在油管中的形成将越来越多。(8)井底地层中常常有一些不稳定的，游离的泥砂，比重较大，在一定条件下，随油气开采可能被携带到井筒和管道中结成泥垢，造成砂堵。(9)在某些有缺陷的管道及管段的拐弯处，油气的流线，流速，压力及密度都出现突然变化，因而容易结垢聚集而堵塞通道。4.1.2结垢预测油田水结垢主要有两种情况，一是当流体(原油及污水)从地层流向井底或由井底抽到地面时，由于温度和压力的变化，流体的相平衡遭到破坏，晶体析出而生成垢。二

20、是注入水与地层水的不相容性引起结垢。根据化学的溶度积原理，当两种水（注入水与注入水，或注入水与地层水）相混合，如果某化合物的阳离子浓度（mol/L）与阴离子浓度（mol/L）的乘积大于该化合物的溶度积时，可能有沉淀生成。表1-7 难溶化合物溶度积常数化合物名称 溶度积（25） BaSO4 1.110-10 SrSO4 2.810-7 CaCO3 4.810-10 CaSO4 6.110-5 FeS 4.010-19 BaCO3 8.010-9 SrCO3 1.010-9 Fe(OH)3 3.810-38 Mg(OH)2 510-12 Fe(OH)2 4.810-16 MgCO3 110-5 表

21、 1-6(1) 地层水分析数据表区块层位PH值离子含量mg/L总 矿化 度mg/L水 型K+Na+Mg2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-临南油田S2614607180237826301028243208CaCl2S中3714618250192825760046642572MgCl2、CaCl2S下3715931251214526612043045373CaCl2商二区S上2795038629215112056625559CaCl2S下26.5772412855012392342108322219CaCl2S4726081860725655607012389927CaCl2商三区S17866

22、25923013528073023209MgCl2S上2758075130190307896516232MgCl2S下28103675746016508066928136CaCl2S上371004069370157570103327269CaCl2DLJS上2617045156147228985068148339CaCl2S下2670666221411072068319097MgCl2表1-6(2) 注入水分析数据表区块注入水源PH值离子含量mg/L总 矿化 度mg/L水 型K+Na+Mg2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-临南油田临南联合站6.514848.8212.632472.4427

23、385.13378.24372.0445669.28CaCl2商二区商三区商四净7.012465.77244.522630.2524190.19126.08510.8640167.67CaCl2DLJ临中站6.57645.66127.58490.9812779.730422.0121465.96CaCl2盘二联6.515462.5330.01616.0227187.55.0340.0944973.19CaCl2根据地层水与注入水离子含量的分析只需要对CaSO4结垢预测DJL区块CaSO4结垢预测 DJL层位注入水源地层水90%70%50%30%10%注入水10%30%50%70%90%S上2临

24、中站CaSO4溶度积00000盘二联S下2临中站00000盘二联CaSO4的溶度积常数 所以不结垢五.油田注水水质处理 在水源确定的基础上，一般要进行水质处理。水源不同，水处理的工艺也就不同，现场上常用的水质处理措施有以下几种：（1）沉淀；（2）过滤；（3）杀菌；（4）脱氧处理；（5）海水处理;5.1浅层地下水水质处理 除铁 方法：地下水中铁质的主要成分是二价铁，通常以Fe(HCO3)2的形态存在。二价铁极易水解，生成Fe(OH)2，氧化后形成Fe(OH)3，易堵塞地层。除铁方法一般采用物理或化学方法。 除悬浮物 地下水因地层的过滤作用悬浮物含量较少，在除铁的同时也可将大部分悬浮物除去，而达到

25、高渗透油田注水水质标准。但用于低渗透油田注水时，还需在除铁后再进行深度处理。工艺流程见图1-4。图1-4 地下水除悬浮固体工艺流程图1地下水源井来水 2锰砂除铁滤罐 3石英砂滤罐4缓冲水罐 5输水泵 6输水管线5.2地面水处理地面水是指江河、湖泊、水库内的水。图1-5是地面水处理主要工艺流程图。该流程随着对处理后水质的要求不同而有所变化，当水中泥砂含量高时，应考虑在反应沉淀池前加预沉池。图1-5 地面水处理流程框图1地面水源来水；2取水泵；3药水混合器；4反应沉淀池；5滤池；6吸水池；7输水泵油田注水用清水或含油污水处理常用絮凝剂、缓蚀阻垢剂、杀菌剂的性能种类 序号 名 称 分子式及详细名称

26、性质及组成的主要部分 主要技术指标 絮 凝 剂 1 硫酸铝 Al2(SO4)318H2O 白色结晶状，易溶于水 相对密度：0.71.62，Al2O3 含量14%18% 2 聚合氯化铝 Aln(OH)nCl3-nm 固体为黄色透明体 固体Al2O3：30%40%，液体 Al2O3：10%，相对密度：1.2， PH值3.55.0 3 硫酸亚铁 FeSO47H2O 块状结晶体 含FeSO47H2O：95%,FeSO4： 52%，相对密度：1.89 4 反相破乳剂 淡黄色液体 有效含量50%，pH值3.55.0，相对密度1.16 5 高分子聚丙烯酰胺 胶体状或白色粉状 胶体有效含量：8%10%，粉状：90%以上