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：陈勇朱洲目录一.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..................................171一.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%L37-6S2上砂岩71.09少19.296.083.54L10-1S2下砂岩29.967.3753.647.271.762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3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）5.45.55.5D（cm）3.02.56.5uo（mPa.s）1.01.01.0流速∆P矿化度∆PPH∆Pml/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=0.5ml/min流速=0.5ml/minL:岩样长度D:岩样直径uo:流体粘度∆P:岩样两端压差4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，μm2Kmin——渗透率变化曲线中各渗透率点小的最小值，μm2流速(ml/min)0.100.250.500.751.002.003.004.005.006.00Kw（×10-3μm-2）196.3201.8201.9188.6183.8182.5178.9161.5153.8137.8%5%10011iKiKiK5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，6水敏程度评价指标损害程度0.30.3-0.70.7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/L4833940000350003000020000100000压差MPa3.2213.4473.5933.7824.6255.73111.255渗透率μm290.03271.01260247201.99163.01837盐敏评价实验曲线说明已经发生盐敏；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-1－Ki)/Ki-1×100%5%说明已发生碱敏，并且，即为临界PH值。8不同PH、压差下的渗透率PH789101112压差9.489.489.639.7610.8411.88渗透率14.5814.5814.3514.1512.7511.63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0.5～1.0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。9表1-4酸敏程度评价指标K2/K10.30.3-0.70.7≥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10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。11表1-6推荐水质主要控制指标注入层平均空气渗透率μm20.10.1-0.60.6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，μm1.01.52.02.02.53.03.03.54.0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/mL010250102501025铁细菌，个/mLn×102n×103n×104腐生菌，个/mLn×102n×103n×104注：1、1n10；2、清水水质指标中去掉含油量。12四.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。