胜利油田DSJ1注水设计说明.docx
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胜利油田DSJ1注水设计说明
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%
L37-6
S2上
砂岩
71.09
少
19.29
6.08
3.54
L10-1
S2 下
砂岩
29.96
7.37
53.64
7.27
1.76
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
L37-6
S2上
3.54
/
/
28.8
1.02
12.2
0.43
31.9
1.13
27.1
0.96
30
L10-1
S2 下
1.76
/
/
17.7
0.31
8.5
0.15
52.4
0.92
21.4
0.38
30
3.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
5.5
D（cm）
3.0
2.5
6.5
uo（mPa.s）
1.0
1.0
1.0
流速
∆P
矿化度
∆P
PH
∆P
ml/min
10-3MPa
mg∕L
10-3MPa
10-3MPa
0.1
0.25
0.5
0.75
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
0.649
1.578
3.155
5.065
6.932
13.864
21.362
31.552
41.403
55.455
48339
40000
35000
30000
20000
10000
0
3.221
3.447
3.593
3.782
4.625
5.731
11.255
7
8
9
10
11
12
13
9.48
9.48
9.63
9.76
10.84
11.88
12.04
流速=0.5ml/min
流速=0.5ml/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
<30%
30%-70%
>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，μm2
Kmin——渗透率变化曲线中各渗透率点小的最小值，μm2
流速（ml/min）
0.10
0.25
0.50
0.75
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
Kw
（×10-3μm-2）
196.3
201.8
201.9
188.6
183.8
182.5
178.9
161.5
153.8
137.8
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
<0.3
0.3-0.7
>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-1－Ki）/Ki-1×100%
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/L
48339
40000
35000
30000
20000
10000
0
压差
MPa
3.221
3.447
3.593
3.782
4.625
5.731
11.255
渗透率
μm
290.03
271.01
260
247
201.99
163.01
83
盐敏评价实验曲线
说明已经发生盐敏；临界矿化度Cc=48339mg/l
2.4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-1－Ki）/Ki-1×100%
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
PH
7
8
9
10
11
12
压差
9.48
9.48
9.63
9.76
10.84
11.88
渗透率
14.58
14.58
14.35
14.15
12.75
11.63
盐敏评价实验曲线
说明已经发生碱敏；临界PH=10
2.5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0.5～1.0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/K1
<0.3
0.3-0.7
>0.7
≥1
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7±0.5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μm2
<0.1
0.1-0.6
>0.6
标准分级
A1
A2
A3
B1
B2
B3
C1
C2
C3
控
制
指
标
悬浮固体含量，mg/L
<1.0
<2.0
<3.0
<3.0
<4.0
<5.0
<5.0
<6.0
<7.0
悬浮物颗粒直径中值，μm
<1.0
<1.5
<2.0
<2.0
<2.5
<3.0
<3.0
<3.5
<4.0
含油量，mg/L
<5.0
<6.0
<8.0
<8.0
<10
<15
<15
<20
<30
平均腐蚀率，mm/a
<0.076
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/mL
0
<10
<25
0
<10
<25
0
<10
<25
铁细菌，个/mL
n×102
n×103
n×104
腐生菌，个/mL
n×102
n×103
n×104
注：
1、1
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
1.1×10-10
SrSO4
2.8×10-7
CaCO3
4.8×10-10
CaSO4
6.1×10-5
FeS
4.0×10-19
BaCO3
8.0×10-9
SrCO3
1.0×10-9
Fe（OH）3
3.8×10-38
Mg（OH）2
5×10-12
Fe（OH）2
4.8×10-16
MgCO3
1×10-5
表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
S2
6
14607
180
2378
26301
0
282
43208
CaCl2
S中3
7
14618
250
1928
25760
0
466
42572
MgCl2、
CaCl2
S下3
7
15931
251
2145
26612
0
430
45373
CaCl2
商二区
S上2
7
9503
86
292
15112
0
566
25559
CaCl2
S下2
6.5
7724
128
550
12392
342
1083
22219
CaCl2
S4
7
26081
860
7256
55607
0
123
89927
CaCl2
商三区
S1
7
8662
59
230
13528
0
730
23209
MgCl2
S上2
7
5807
51
301
9030
78
965
16232
MgCl2
S下2
8
10367
57
460
16508
0
669
28136
CaCl2
S上3
7
10040
69
370
15757
0
1033
27269
CaCl2
DLJ
S上2
6
17045
156
1472
28985
0
681
48339
CaCl2
S下2
6
7066
62
214
11072
0
683
19097
MgCl2
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
6.5
14848.8
212.63
2472.44
27385.13
378.24
372.04
45669.28
CaCl2
商二区
商三区
商四净
7.0
12465.77
244.52
2630.25
24190.19
126.08
510.86
40167.67
CaCl2
DLJ
临中站
6.5
7645.66
127.58
490.98
12779.73
0
422.01
21465.96
CaCl2
盘二联
6.5
15462.5
330.0
1616.02
27187.5
5.0
340.09
44973.19
CaCl2
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
临中站
CaSO4
溶度积
0
0
0
0
0
盘二联
S下2
临中站
0
0
0
0
0
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
①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。
②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
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）3·18H2O
白色结晶状，易溶于水
相对密度：
0.7～1.62，Al2O3
含量14%～18%
2
聚合氯化铝
[Aln（OH）nCl3-n]m
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3.5～5.0
3
硫酸亚铁
FeSO4·7H2O
块状结晶体
含FeSO4·7H2O：
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3.5～5.0，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
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