勝利油田DSJ1注水設計

1、石油工程課程設計（注水部分）勝利油田DSJ-1注水工程設計 姓 名：王志彬班 級：油工61105學 號：201161666序 號：27指導老師：陳勇 朱洲目錄一.儲層特征及潛在傷害因素分析.1二.儲層敏感性實驗數(shù)據(jù)分析和應用.3三.注水水質(zhì)標準確定.9四.結垢預測.12五.油田注水水質(zhì)處理.15六結論與建議.17一 .儲層特征及潛在傷害因素分析1.儲層地質(zhì)概況DLJ油藏地處山東省臨邑縣北部的DLJ地區(qū)，面積為22.14km2。構造上位于惠民盆地西部臨邑大斷層下降盤的DLJ斷塊區(qū)，其東北部緊鄰臨13、臨9斷塊區(qū)，西部和盤河斷塊區(qū)相連，南部為臨南洼陷。DLJ斷塊區(qū)屬于典型的與臨邑大斷層伴生的逆牽引

2、背斜構造，是一個被斷層復雜化了的背斜，其上被斷層分割成了許多小的斷塊區(qū)。DLJ油藏主要的含油沉積地層由下到上分別為：下第三系沙河街組和東營組、上第三系館陶組和明化鎮(zhèn)組以及第四系平原組，其中，沙河街組由下到上分為沙四、沙三、沙二、沙一四個段，東營組從下到上分為東二、東一兩個段，館陶組自下而上分為館三、館二、館一三個段。本區(qū)主要有河流、三角洲和湖泊三類沉積體系。其中館陶組主要發(fā)育有河流沉積體系；東營組主要有三角洲和湖泊兩類沉積體系；沙河街組主要發(fā)育有三角洲沉積體系。2.儲層基本特征2.1.儲層巖性特征根據(jù)對DLJS2上、S2下儲層巖石的全巖和粘土礦物X衍射分析，認為DLJS2上儲層是以石英砂巖為主

3、的細砂巖，S2下儲層是以斜長石為主的細砂巖。由粘土礦物X衍射和掃描電鏡分析可知，DLJS2上儲層填隙物為泥質(zhì)和方解石，泥質(zhì)成分主要為高嶺石和伊蒙混層，次為綠泥石和伊利石，填隙物主要分布于粒間孔中，少量分布于顆粒表面；DLJS2下儲層粘土礦物含量少，主要為書頁狀高嶺石，葉片狀綠泥石，次為伊蒙混層和少量的伊利石，主要分布于顆粒表面和粒間孔中。粘土礦物分布見表4-1表4-1（1） DLJ儲層巖石礦物組分數(shù)據(jù)表井號層位巖性石英%鉀長石%斜長石%方解石%粘土礦物%L37-6S2上砂巖71.09少19.296.083.54L10-1S2 下砂巖29.967.3753.647.271.76表4-1

4、（2） DLJ儲層粘土礦物含量井號層位粘土含量%粘土礦物含量 %蒙脫石伊蒙混層伊利石高嶺石綠泥石混層比%相對絕對相對絕對相對絕對相對絕對相對絕對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.潛在傷害因素分析3.1儲層敏感性礦物(1）粘土礦物粘土礦物是高度分散的含水的層狀硅酸鹽和含水的非晶質(zhì)硅酸鹽礦物的總稱。粘土礦物種類：高嶺石、 蒙皂石、伊利石 、綠泥石（2）非粘土敏感性礦物：流速敏感性礦物鹽酸敏感性礦物 氫氟酸敏感性礦物堿敏性礦物。3.2

5、儲層潛在損害因素分析凡是受外界條件影響而導致儲層滲透率降低的儲層內(nèi)在因素，均屬于儲層潛在損害因素。注水開發(fā)過程中可能造成油氣層損害的原因很多，無論哪一種損害，儲層本身的內(nèi)在條件均是主要因素。油氣層在鉆開之前，油氣層巖石及其礦物組分和其中所含流體處于一種物理的、化學的、熱力學的平衡狀態(tài)，在注水開發(fā)過程中，這種平衡狀態(tài)可能被破壞，向著另一平衡狀態(tài)轉(zhuǎn)化，而油氣層本身又不能適應這些外界條件變化時就會導致油氣層損害，使油氣層的滲透率明顯降低。因此，要了解油氣層損害的機理和損害的程度，首先要弄清楚油氣層的潛在損害因素。通過分析L37-6井和L10-1井的巖石儲滲空間特征，敏感性礦物含量、種類及分布特征，以

6、及地層巖石物性和流體物性等資料，可對該儲層潛在損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脫石混層，因此，儲層很可能會發(fā)生較強程度的水敏性，從而縮小滲流通道，堵塞孔道。(2)L37-6井和L10-1井的巖石中都含有一定量的高嶺石且后者為主要成分，因此，儲層容易出現(xiàn)較強的堿敏性，當與高的PH值工作液作用產(chǎn)生分散或運移時，引起內(nèi)部微粒運移、堵塞滲流通道。二.儲層敏感性實驗數(shù)據(jù)分析和應用2.1 速敏評價實驗實驗名稱速敏評價鹽敏評價堿敏評價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礦化度P PHPml/

7、min10-3MPamg 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: 巖樣長度 D: 巖樣直徑uo: 流體粘度 P: 巖樣兩端壓差式中： 以不同的注入速度向巖心中

8、注入地層水，測定各個注入速度下巖心的滲透率，從注入速度與滲透率的變化關系上，判斷油氣層巖心對流速的敏感性，并找出滲透率明顯下降的臨界流速。如果流量Qi-1對應的滲透率Ki-1，與流量Qi對應的滲透率Ki滿足下式：說明已經(jīng)發(fā)生速度敏感，流量Qi-1即為臨界流量。敏感程度評價指標損害程度<30%30%-70%>70%敏感程度弱中等強式中：Kmax滲透率變化曲線中各滲透率點中的最大值，m2Kmin滲透率變化曲線中各滲透率點小的最小值，m2流速(ml/min)0.100.250.500.751.002.003.004.005.006.00Kw（×10-3m-2）196.3201.

9、8201.9188.6183.8182.5178.9161.5153.8137.8流速敏感性評價實驗曲線說明已經(jīng)發(fā)生速度敏感，0.5ml/min即為臨界流量則速敏程度為中等；2.2 水敏評價實驗首先用地層水測定巖心的滲透率Kmax然后再用次地層水測定巖心的滲透率，最后用淡水測定巖心的滲透率Kmin，從而確定淡水引起巖心中粘土礦物的水化膨脹及造成的損害程度。式中：Iw水敏指數(shù)； Ki用地層水測定的巖樣滲透率， Kw用蒸餾水測定的巖樣滲透率，水敏程度評價指標損害程度<0.3>0.7水敏程度弱中等強2.3鹽敏評價實驗通過向巖心注入不同礦化度等級的鹽水（按地層水的化學組成配制），并測定各礦

10、化度下巖心對鹽水的滲透率，根據(jù)滲透率隨礦化度的變化來評價鹽敏損害程度，找出鹽敏損害發(fā)生的條件。對于鹽敏評價實驗，第一級鹽水為地層水，將鹽水按一定的濃度差逐級降低礦化度，直至注入液的礦化度接近零為止，求出的臨界礦化度為Cc。如果礦化度Ci-1對應滲透率Ki-1與礦化度Ci對應的滲透率Ki之間滿足下述關系：若(Ki-1Ki)/Ki-1×100%5% 說明已發(fā)生鹽敏，并且礦化度Ci-1，即為臨界礦化度Cc。不同壓差、礦化度下的滲透率礦化度mg/L4833940000350003000020000100000壓差MPa3.2213.4473.5933.7824.6255.73111.255滲

11、透率m290.03271.01260247201.99163.0183鹽敏評價實驗曲線說明已經(jīng)發(fā)生鹽敏；臨界礦化度Cc=48339mg/l2.4堿敏評價實驗通過注入不同pH值的地層水并測定其滲透率，根據(jù)滲透率的變化來評價堿敏損害程度，找出堿敏損害發(fā)生的條件。不同pH值鹽水的制備，根據(jù)實際情況，一般要從地層水的pH值開始，逐級升高pH值，最后一級鹽水的pH值可定為12。臨界pH值的確定與鹽敏實驗中臨界礦化度的確定方法相同。如果對應滲透率Ki-1與對應的滲透率Ki之間滿足下述關系：若(Ki-1Ki)/Ki-1×100%5% 說明已發(fā)生堿敏，并且，即為臨界PH值。不同PH、壓差下的滲透率P

12、H789101112壓差9.489.489.639.7610.8411.88滲透率14.5814.5814.3514.1512.7511.63鹽敏評價實驗曲線說明已經(jīng)發(fā)生堿敏；臨界PH=102.5酸敏評價實驗酸敏實驗的具體作法是： (1)用地層水測基礎滲透率K1（正向）； (2)反向注入0.51.0倍孔隙體積的酸液，關閉閥門. (3)用地層水正向測出恢復滲透率K2。酸敏傷害程度用K2與K1的比值（K2/K1）來評價，評價方法見表1-4。 表1-4 酸敏程度評價指標K2/K1<0.3>0.71酸敏程度強中等弱無三.注水水質(zhì)標準測定3.1注入水水質(zhì)確定的原則在注水過程中控制注入水質(zhì)是預

13、防地層損害，提高注水效果的最直接主最重要的途徑。不合格的注入水質(zhì)主要從兩方面引起地層損害：一方面是注入水與地層巖石不配伍造成損害；另一方面是注入水與地層流體不配伍造成損害，因此制定合理的注水水質(zhì)指標，嚴格進行注入水水質(zhì)處理是注水工程設計的關鍵內(nèi)容。注入水水質(zhì)是指溶解在水中的礦物鹽、有機質(zhì)和氣體的總含量，以及水中懸浮物含量及其粒度分布。水質(zhì)指標可分為物理指標和化學指標兩大類。通常，物理指標是指水的溫度、相對密度、懸浮物含量及其粒度分布、石油的含量。注入水的化學指標是指鹽的總含量、陽離子（如鈣、鎂、鐵、錳、鈉和鉀等）的含量、陰離子（如重碳酸根、碳酸根、氯離子、硫離子）的含量、硬度與堿度、氧化度、p

14、H值、水型、溶解氧、細菌等等。對于某一特定的油氣層，合格的水質(zhì)必須滿足注入水與地層巖石及其流體相配伍的物理和化學指標。一般注入水應滿足以下要求： （1）機械雜質(zhì)含量及其料徑不堵塞喉道； （2）注入水中的溶解氣、細菌等造成的腐蝕產(chǎn)物、沉淀不造成油氣層堵塞； （3）與油氣層水相配伍；（4）與油氣層的巖石和原油相配伍。 目前，我國有關部門已制訂了注入水水質(zhì)標準，表1-6就是我國石油工業(yè)制訂的碎屑巖油田注入水水質(zhì)標準。要強調(diào)的是，不同的油氣層應有與之相應的合格水質(zhì)，切忌用一種水質(zhì)標準來對所有不同類型的油氣層的注入水水質(zhì)進行對比評價。在制定水質(zhì)指標時除了以下各項指標外，還應注意注入水礦化度和pH值的確定

15、。有條件許可的情況下應保證注入水礦化度高于鹽敏評價實驗中所測定的臨界礦化度，這樣才能防止注水時水敏損害的發(fā)生。若注入水源礦化度低于臨界礦化度，則必須采取防膨措施。注入水的pH值確定應控制在7±0.5為宜，也可在6.5-PHc之間。表1-6 推薦水質(zhì)主要控制指標注入層平均空氣滲透率m2<0.1>0.6標準分級A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指標懸浮固體含量，mg/L<1.0<2.0<3.0<3.0<4.0<5.0<5.0<6.0<7.0懸浮物顆粒直徑中值，m<1.0<1.5<2.0<2.0

16、<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平均腐蝕率，mm/a<0.076點腐蝕A1，B1，C1級：試片各面都無點腐蝕A2，B2，C2級：試片有輕微點蝕A3，B3，C3級：試片有明顯點蝕SRB菌，個/mL0<10<250<10<250<10<25鐵細菌，個/mLn×102n×103n×104腐生菌，個/mLn×102n×103n×104

17、注：1、1<n<10；2、清水水質(zhì)指標中去掉含油量。四.結垢預測4.1 勝利油田DLJ區(qū)塊結垢預測4.1.1結垢的危害及結垢原因分析結垢是油氣田生產(chǎn)過程中的常見問題，會造成管道不同程度的堵塞和腐蝕，使油氣產(chǎn)量下降，注水壓力上升，現(xiàn)場設備使用效率降低甚至報廢，從而帶來巨大的經(jīng)濟損失，影響油田的正常生產(chǎn)。對結垢進行科學而準確的預測，判斷結垢類型和結垢趨勢，可以為防垢和除垢提供可靠的依據(jù)。在長期的生產(chǎn)作業(yè)實踐中，油氣田結垢的危害主要反映在兩個方面，一是對通道暢通的影響，二是對通道物質(zhì)的腐蝕。具體表現(xiàn)在如下幾個方面：（1）一般地，與水接觸的設備管道內(nèi)表面結垢后,往往還有粘泥附著，可能造成不

18、同程度的堵塞和管道腐蝕。（2）結垢往往使管線的截面積變小，設備的處理能力降低，必然增加輸液能力或處理費用，這樣既出現(xiàn)減產(chǎn)，又增加成本。（3）地下巖層和油氣通道也會產(chǎn)生水垢和污物堵塞的麻煩，造成油氣產(chǎn)量下降,設施壽命縮短，能耗增大，運轉(zhuǎn)成本上升，甚至使油氣井停產(chǎn)，造成較大經(jīng)濟損失。下面就結垢的原因總結如下：(1)自然界的水都含有雜質(zhì)，當使用條件(如溫度，壓力，流速和熱傳遞等)合適時，與水接觸的油氣管道表面，地層喉道就容易結垢。(2)水中通常發(fā)生沉淀反應，如果將兩種以上的不同水混合注入地層或地層中混合，就有可能在注水井或生產(chǎn)井中出現(xiàn)結垢而堵塞。(3)采出的油和氣中大多含水(稱為伴生水)，其中混有鹽

19、類，CO2和H2S(又稱淡鹵水)經(jīng)分離油氣后的半生水仍然含有少量的油類。因而在這些油氣和水的傳輸 過程中容易生水垢和油垢。(4)在地層壓力，溫度及鹽度合適的條件下，一些礦物溶解于水中而達到最大濃度，當水通過地層并隨同油氣進入井筒中，由于溫度和壓力下降，使其中所含的溶解固體的平衡條件發(fā)生變化，水溶解礦物的能力下降，形成過飽和現(xiàn)象，導致沉淀而生成水垢。(5)冷卻水系統(tǒng)大多是開式循環(huán)系統(tǒng)，冷卻水借助冷水塔和空氣冷卻且反復循環(huán)使用，雜質(zhì)增多，水質(zhì)變壞，加劇了冷卻水使用中的結垢。(6)同時采幾個地層的原油時，采出的水和由地面注入的水在化學性質(zhì)上互不相溶，產(chǎn)生相互反應而在通道內(nèi)生成水垢。(7)在油氣的伴生

20、水中一般含有Ca2+，HCO-和CO32-等致垢物，當輸送溫度過高時， CaCO3垢在油管中的形成將越來越多。(8)井底地層中常常有一些不穩(wěn)定的，游離的泥砂，比重較大，在一定條件下，隨油氣開采可能被攜帶到井筒和管道中結成泥垢，造成砂堵。(9)在某些有缺陷的管道及管段的拐彎處，油氣的流線，流速，壓力及密度都出現(xiàn)突然變化，因而容易結垢聚集而堵塞通道。4.1.2結垢預測油田水結垢主要有兩種情況，一是當流體(原油及污水)從地層流向井底或由井底抽到地面時，由于溫度和壓力的變化，流體的相平衡遭到破壞，晶體析出而生成垢。二是注入水與地層水的不相容性引起結垢。根據(jù)化學的溶度積原理，當兩種水（注入水與注入水，或

21、注入水與地層水）相混合，如果某化合物的陽離子濃度（mol/L）與陰離子濃度（mol/L）的乘積大于該化合物的溶度積時，可能有沉淀生成。表1-7 難溶化合物溶度積常數(shù)化合物名稱 溶度積（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

22、-16 MgCO3 1×10-5 表 1-6(1) 地層水分析數(shù)據(jù)表區(qū)塊層位PH值離子含量mg/L總 礦化 度mg/L水 型K+Na+Mg2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-臨南油田S2614607180237826301028243208CaCl2S中3714618250192825760046642572MgCl2、CaCl2S下3715931251214526612043045373CaCl2商二區(qū)S上2795038629215112056625559CaCl2S下26.5772412855012392342108322219CaCl2S4726081860725655607

23、012389927CaCl2商三區(qū)S1786625923013528073023209MgCl2S上2758075130190307896516232MgCl2S下28103675746016508066928136CaCl2S上371004069370157570103327269CaCl2DLJS上2617045156147228985068148339CaCl2S下2670666221411072068319097MgCl2表1-6(2) 注入水分析數(shù)據(jù)表區(qū)塊注入水源PH值離子含量mg/L總 礦化 度mg/L水 型K+Na+Mg2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-臨南油田臨南聯(lián)合站6.

24、514848.8212.632472.4427385.13378.24372.0445669.28CaCl2商二區(qū)商三區(qū)商四凈7.012465.77244.522630.2524190.19126.08510.8640167.67CaCl2DLJ臨中站6.57645.66127.58490.9812779.730422.0121465.96CaCl2盤二聯(lián)6.515462.5330.01616.0227187.55.0340.0944973.19CaCl2根據(jù)地層水與注入水離子含量的分析只需要對CaSO4結垢預測DJL區(qū)塊CaSO4結垢預測 DJL層位注入水源地層水90%70%50%30%10

25、%注入水10%30%50%70%90%S上2臨中站CaSO4溶度積00000盤二聯(lián)S下2臨中站00000盤二聯(lián)CaSO4的溶度積常數(shù) 所以不結垢五.油田注水水質(zhì)處理 在水源確定的基礎上，一般要進行水質(zhì)處理。水源不同，水處理的工藝也就不同，現(xiàn)場上常用的水質(zhì)處理措施有以下幾種：（1）沉淀；（2）過濾；（3）殺菌；（4）脫氧處理；（5）海水處理;5.1淺層地下水水質(zhì)處理 除鐵 方法：地下水中鐵質(zhì)的主要成分是二價鐵，通常以Fe(HCO3)2的形態(tài)存在。二價鐵極易水解，生成Fe(OH)2，氧化后形成Fe(OH)3，易堵塞地層。除鐵方法一般采用物理或化學方法。 除懸浮物 地下水因地層的過濾作用懸浮物含量較

26、少，在除鐵的同時也可將大部分懸浮物除去，而達到高滲透油田注水水質(zhì)標準。但用于低滲透油田注水時，還需在除鐵后再進行深度處理。工藝流程見圖1-4。圖1-4 地下水除懸浮固體工藝流程圖1 地下水源井來水 2錳砂除鐵濾罐 3石英砂濾罐4緩沖水罐 5輸水泵 6輸水管線5.2地面水處理地面水是指江河、湖泊、水庫內(nèi)的水。圖1-5是地面水處理主要工藝流程圖。該流程隨著對處理后水質(zhì)的要求不同而有所變化，當水中泥砂含量高時，應考慮在反應沉淀池前加預沉池。圖1-5 地面水處理流程框圖1地面水源來水；2取水泵；3藥水混合器；4反應沉淀池；5濾池；6吸水池；7輸水泵油田注水用清水或含油污水處理常用絮凝劑、緩蝕阻垢劑、殺

27、菌劑的性能種類 序號 名 稱 分子式及詳細名稱 性質(zhì)及組成的主要部分 主要技術指標 絮 凝 劑 1 硫酸鋁 Al2(SO4)3·18H2O 白色結晶狀，易溶于水 相對密度：0.71.62，Al2O3 含量14%18% 2 聚合氯化鋁 Aln(OH)nCl3-nm 固體為黃色透明體 固體Al2O3：30%40%，液體 Al2O3：10%，相對密度：1.2， PH值3.55.0 3 硫酸亞鐵 FeSO4·7H2O 塊狀結晶體 含F(xiàn)eSO4·7H2O：95%,FeSO4： 52%，相對密度：1.89 4 反相破乳劑 淡黃色液體 有效含量50%，pH值3.55.0，相對密

28、度1.16 5 高分子聚丙烯酰胺 膠體狀或白色粉狀 膠體有效含量：8%10%，粉狀：90%以上 六. 結論與建議6.1注水中保護油氣層的相應措施1.從儲層巖性來看：（1）通過DLJ儲層L37-6井巖樣分析可知，巖層中含有大量的蒙脫石和伊利石、蒙脫石混層。因此，儲層有很強的水敏性，易發(fā)生粘土膨脹、分散和運移，所以使用粘土穩(wěn)定劑，或粘土防膨技術。（2）通過DLJ儲層L10-1井巖樣分析可知, 巖層中含有大量的高嶺石，因此，儲層容易出現(xiàn)較強的速敏性，當注水強度過大或操作不平衡時，引起內(nèi)部微粒運移、堵塞滲流通道。所以，合理的注水速度是控制速敏的有效途徑。2從注入水情況來看（1）不同比例的注入水與地層水

29、的溶度積預測情況可以看出，注入水與地層水的配伍性還行，沒有結垢的趨勢。無論在管壁上還是在油層中形成水垢都是有害無益的。管壁結垢的危害是設備磨損、腐蝕和阻流。6.2正確評價和選用各種處理劑在注水作業(yè)中所用的處理劑有防膨劑、破乳劑、殺菌劑、防垢劑、除氧劑等，其中的多種處理劑都具有表面活性。在選用他們時應遵循以下原則：（1）選用每種處理劑時，應嚴格評價處理劑與油層巖石和油層流體的配伍性，防止生成乳狀液及沉淀和結構，損害油層；（2）同時使用處理劑時，應嚴格評價處理劑的配伍性，防止生成新的化學沉淀；（3）選用每種處理劑時，應嚴格評價處理劑在地層條件下的性能，因為很多處理劑在常溫條件下具有較好的性能，但在地層條件下不但起不到應有的作用，反而對油層產(chǎn)生損害。6.3油氣層保護新技術1.用粘土控制技術粘土膨脹、分散、運移等，都將引起注水井吸水能力大幅下降。防止注水過程中的粘土膨脹是一項重要的注水過程保護儲層技術。粘土防膨劑選擇是其技術的核心要點。由于年體礦物成分和儲層巖石的差異，沒有一種固定的現(xiàn)成防膨劑通用于各油層，篩選防膨劑是最重要的技術工作。在注水過程中進行防膨處理，其注入方式有段塞式注入和連續(xù)注入，周期性注入加防膨劑的注水段塞可降低成本。在停止加防膨劑注水后，其注水量降