油田注水水質(zhì)及處理技術(shù)課件

1、油田注水水質(zhì)及處理技術(shù)油田注水水質(zhì)及處理技術(shù)油田注水水質(zhì)及處理技術(shù) 、前 言 、油田注水水質(zhì)標準 、油田水處理技術(shù) 、油田注水中的油層保護 油田注水水質(zhì)及處理技術(shù) 、前 言 、前 言 油田注水，是提高驅(qū)油效率、保持油層產(chǎn)量、穩(wěn)定油井生產(chǎn)能力的重要措施。 隨著油田注水開采的日益發(fā)展，建立完善的水質(zhì)標準和配套的快速測試方法、使用經(jīng)濟有效的化學(xué)處理劑、改善水質(zhì)，提高水處理工藝技術(shù)尤為重要。 另外,在油田水處理過程中，正確選擇和應(yīng)用水處理技術(shù)和工藝也是穩(wěn)定注水、保護油層的一項重要工作。 、前 言 油田注水，是提高 隨著油田開發(fā)規(guī)模擴大和開發(fā)時間的延長，油田產(chǎn)出污水量不斷增加，已達9億立方米/年。從油田

2、水資源現(xiàn)狀和環(huán)境保護的需求，經(jīng)濟有效而又合理地處理和利用污水資源，也是油田發(fā)展過程中必須解決的問題。 我國各油田早期普遍采用了注水開發(fā)模式，并建立了較為完善的污水處理工藝理論與技術(shù)標準體系。近年來，在除去污水中含油方面就愈來愈多的采用高效氣浮除油工藝、旋流除油設(shè)備；污水過濾設(shè)備以多種新型過濾分離技術(shù)組合，朝著精細化、智能化方向發(fā)展。 隨著油田開發(fā)規(guī)模擴大和開發(fā)時間的延長，油全國油田年產(chǎn)量及注水量 （2019年）單 位 原油總井 數(shù)開井數(shù) 年產(chǎn)量（萬噸)注水總井數(shù)開井數(shù)年注水量（萬方）中石油1099638051410446361522849768421中石化386123166中海油2800累 計

3、1710791587年污水量（萬方）570501870075750全國油田年產(chǎn)量及注水量 油田注水水質(zhì)及處理技術(shù)課件 制定注水水質(zhì)標準主要依據(jù)油藏地質(zhì)條件和孔隙結(jié)構(gòu)特征、水源地水質(zhì)情況、油田水處理設(shè)施及工藝水平。 合乎水質(zhì)標準的水能注進地層，注水量穩(wěn)定，水對設(shè)備、管線腐蝕輕。 采用先進的水處理工藝，處理后能達到制定的水質(zhì)標準，經(jīng)濟效果好 。 因地制宜，易于操作，對地層損害小。一、標準制訂依據(jù) 制定注水水質(zhì)標準主要依據(jù)油藏地質(zhì)條件和孔隙結(jié)構(gòu)特征、水二、影響水質(zhì)的主要問題1、腐蝕：溶解氧、H2S、CO2、SRB、pH、含鹽量無氧條件pH腐蝕率 mm/a240.2470.0216.5 8.50.01

4、80.016有氧條件溶解氧mg/L腐蝕率 mm/a0 4.80.071 0.7590.080.0852.00.142二、影響水質(zhì)的主要問題1、腐蝕：溶解氧、H2S、CO2、SR試驗場所介質(zhì)溶解氧含量mg/L腐蝕速率mm/a行業(yè)標準mm/a試驗結(jié)果對比油田污水靜態(tài)00.0011腐蝕速率增加8倍0.60.0088油田污水動態(tài)2.360.0380.076腐蝕速率增加17倍4.050.648現(xiàn)場注水管線00.137腐蝕速率增加3.7倍3.080.508油田注入水溶解氧腐蝕試驗試驗場所介質(zhì)溶解氧含量腐蝕速率行業(yè)標準mm/a試驗結(jié)果對比油 溶解氧與腐蝕速率呈正線性關(guān)系，水中溶解氧含量增加，腐蝕率急劇上升。

5、 H2S、CO2引起水的pH下降，產(chǎn)生酸性腐蝕，程度低于溶解氧。 SRB在密閉無氧的還原條件下會大量孳生繁殖，引起水質(zhì)惡化，產(chǎn)生腐蝕。 水中含鹽量在無氧時對腐蝕率影響不大，有氧時有一定的影響。 溶解氧與腐蝕速率呈正線性關(guān)系，水中溶解氧含量增加，腐懸浮物對巖芯的堵塞與其濃度密切相關(guān)。懸浮物顆粒直徑與巖芯堵塞的關(guān)系 顆粒的直徑為孔隙直徑1/3以上，形成外部濾餅，堵塞作用?。?顆粒的直徑為孔隙直徑的1/3-1/7，顆粒容易進入孔道內(nèi)部，形成內(nèi)部濾餅，堵塞作用最大； 顆粒的直徑為孔隙直徑的1/7以下，無濾餅形成，堵塞作用?。?Fe3+、腐生菌、含油含量越大，對油層的堵塞越嚴重。2、堵塞：懸浮物、鐵、腐

6、生菌、含油懸浮物對巖芯的堵塞與其濃度密切相關(guān)。2、堵塞：懸浮物、鐵、 成垢陽、陰離子含量高的兩種水混合，生成的垢沉積體或在孔隙喉道表面附著生長，或懸浮于地層流體中，堵塞孔隙喉道，導(dǎo)致油層滲流能力下降。 注入水與地層、地層水在地層的溫度、壓力等條件下混合，不應(yīng)產(chǎn)生結(jié)垢及沉淀，不損害地層。 水中添加化學(xué)處理劑，亦不產(chǎn)生上述問題。3、結(jié)垢：水中成垢離子、其它理化條件 成垢陽、陰離子含量高的兩種水混合，生成的垢沉積體或在孔隙三、油田注水控制水質(zhì)指標項 目控制指標控制指標控制指標滲透率（md）1.01010懸浮物（mg/L）1.01.01.5SRB（個/ml）101102102TGB（個/ml）1011

7、02102溶解氧（mg/L）0.40.50.5二價硫（mg/L）000含油（mg/L）000總鐵（mg/L）0.10.20.4地層水配伍性不產(chǎn)生結(jié)垢沉淀不產(chǎn)生結(jié)垢沉淀不產(chǎn)生結(jié)垢沉淀地層巖石敏感性不產(chǎn)生水敏不產(chǎn)生水敏不產(chǎn)生水敏水質(zhì)處理劑無腐蝕、不堵塞地層無腐蝕、不堵塞地層無腐蝕、不堵塞地層注水工藝密閉注水密閉注水密閉注水三、油田注水控制水質(zhì)指標項 目控制指標控制指標控制指標滲注入層平均空氣滲透率 （m2)0.100.1- 0.60.6標準分級A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指標懸浮物固體含量，mg/l1.02.03.03.04.05.05.07.010懸浮物顆粒中值， m1.01.52.

8、02.02.53.03.03.54.0含油量，mg/l5.06.08.08.01015152030平均腐蝕速率，mm/a0.076點腐蝕A1,B1,C1:試片各面都無點腐蝕； A2,B2,C2:試片有輕微點蝕; A3,B3,C3:試片有明顯點蝕SRB細菌，個/ml010250102501025鐵細菌， 個/mln102n103n104TGB細菌，個/mln102n103n104SY/T5329-94 碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標注入層平均空氣滲透率 （m2)0.100.1-油田污水回注推薦指標項 目控 制 指 標控制指標滲透率（md）11.01010100100200200懸浮物（mg/L）25

9、101525粒徑（um)5551010含油（mg/L）1010152030腐蝕率（mm/a）0.076SRB（個/ml）101TGB（個/ml）102輔助指標總鐵（mg/L0.5pH6 9溶解氧（mg/L）0.05二價硫（mg/L）2CO2（mg/L）1油田污水回注推薦指標項 目控 制 指 標控制指標滲油田注水水質(zhì)及處理技術(shù)課件采用柴油密封、膠膜隔氧的密閉注水工藝。對水中氧含量高的區(qū)塊采用化學(xué)除氧，高含成垢陽離子區(qū)采用機械真空脫氧工藝。應(yīng)用纖維球粗濾、PEC燒結(jié)管精濾的精細過濾技術(shù)。系統(tǒng)內(nèi)周期段塞式投加殺菌劑，控制細菌孳生；連續(xù)投加防垢劑，減緩地層結(jié)垢問題。管線砂漿襯里、環(huán)氧樹脂內(nèi)涂、涂料油管

10、防腐等技術(shù)。 一整套改善水質(zhì)技術(shù)的應(yīng)用，起到了緩蝕、穩(wěn)注的作用。清水系統(tǒng)采用柴油密封、膠膜隔氧的密閉注水工藝。清水系統(tǒng)油田注水簡易工藝流程圖 高架罐 密閉注水罐水源井1水源井2溢流恒比加藥罐PEC過濾器注水泵配水間注水井注水井油田注水簡易工藝流程圖 高架罐 密閉水源井1水源井2溢流恒原水罐凈水罐精細過濾器注水泵房注水井加藥泵水源 配水間 配藥間喂水泵油田注水標準工藝流程圖原水罐凈水罐精細過濾器注水泵房注水井加藥泵水源 配水間油田注水工藝流程圖油田注水工藝流程圖 采用井口加藥、管道破乳、大罐溢流沉降的脫水工藝和絕氧、殺菌、凈化、過濾等工藝流程。處理后的污水可以回注地層。 處理后的污水達到了注水水

11、質(zhì)標準，回注地層。同時引進精細過濾及膜技術(shù)，使水質(zhì)進一步改善，水質(zhì)處理技術(shù)得到進一步的提高。污水系統(tǒng) 采用井口加藥、管道破乳、大罐溢流沉降的脫水工藝和絕氧、油田污水處理流程圖（實例）污油凈化油外輸過濾器2過濾器1污油池油井來液加熱爐沉降罐除油罐污水排污水及反沖洗水污水處理后水油田污水處理流程圖（實例）污凈化油外輸過濾器2過濾器1污油池油田污水處理流程圖油田污水處理流程圖油田污水處理流程圖油田污水處理流程圖油田污水深度處理流程圖油田污水深度處理流程圖 污水經(jīng)沉降除油罐除去大部分污油后，進入高效氮氣氣浮池進一步除去乳化油和分散油，使含油濃度降到20L，懸浮物濃度10L以下。 再經(jīng)核桃殼過濾器、二級

12、雙濾料過濾器，三級改性纖維球過濾器后使出水水質(zhì)含油濃度5L，懸浮物濃度3L，顆粒粒徑中值1 m 。 進入離子交換后保證出水SO42- 30L 以下。污水處理新進展離子交換技術(shù) 污水經(jīng)沉降除油罐除去大部分污油后，進入高效氮氣氣浮池進一 膜裝置采用超濾膜，在一定壓力的驅(qū)動下，利用多孔材料的攔截能力，以物理截留的方式去除水中菌體、顆粒物、有機大分子等一定大小的雜質(zhì)顆粒，達到篩分污水中不同組分的目的。 該分離過程具有固液分離高效、常溫操作、無相態(tài)變化、操作簡單、維護方便等特點。是近年油田污水處理中采用的一項新技術(shù)。膜超濾技術(shù) 膜裝置采用超濾膜，在一定壓力的驅(qū)動下，利用多孔材 由于儲層高含Ba2+,而注

13、入水中SO42-含量也很高，常常會造成地層結(jié)垢堵塞，產(chǎn)量下降、注水壓力提高等問題。 納濾技術(shù)是從水質(zhì)源頭做起，脫除 SO42-85%以上，從根本上解決了油井及儲層的結(jié)垢問題。納濾技術(shù) 由于儲層高含Ba2+,而注入水中SO42-含量也很高處理劑選擇原則： 有優(yōu)良的使用性能和效果,投加方便,價格適宜 與地層巖石與地層流體相容，不產(chǎn)生乳化及結(jié)垢 使用多種處理劑，保證其之間相容，避免發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，產(chǎn)生新的化學(xué)沉淀或互相作用抵消二、油田水處理劑處理劑選擇原則：二、油田水處理劑 殺菌劑 常用的有兩大類，即氧化型和非氧化型。氧化型殺菌劑中應(yīng)用最廣泛的是氯及其制品，如NaOCl、Ca(OCl)2 ClO2和氯

14、胺等，以及臭氧和溴化物(溴基大環(huán)化合物）。但由于腐蝕問題并不適用于油田水系統(tǒng)。另一類為非氧化型殺菌劑，使用較普遍的有季銨鹽，如十二烷基二甲基芐基氯化銨（1227）及二硫氰基甲烷、戊二醛、異噻唑啉酮等。國外新開發(fā)的非氧化性殺菌劑，如硫化氨基甲酸酯。 油田先后研究和應(yīng)用了1227、SQ8、WC85等多種殺菌劑，交替使用，高效低毒，解決了抗藥性問題，并且無腐蝕、可以穩(wěn)定粘土，提高了注水量。殺菌劑已在各油田推廣使用。 殺菌劑兩種殺菌工藝裝置1、電解鹽殺菌技術(shù) 將3.0%3.5%的食鹽水通過電解裝置，直流電會使其發(fā)生電解反應(yīng)，生成次氯酸鈉（NaClO)，次氯酸鈉不穩(wěn)定，在水中產(chǎn)生了原子態(tài)氧，能夠氧化細菌

15、使其代表生命的蛋白質(zhì)變性，從而達到滅菌的作用。2、光電殺菌技術(shù) 利用專門的裝置產(chǎn)生波長254nm紫外線和二氧化鈦發(fā)生化合反應(yīng)，在水中形成光化學(xué)催化效應(yīng)，通過光電氧化過程能破壞細菌的分子結(jié)構(gòu)，有效地殺死水中的細菌。 這兩項技術(shù)近年開始在油田應(yīng)用，但作者認為，前者裝置復(fù)雜，且會產(chǎn)生腐蝕問題；后者作用強度和范圍有限，油田應(yīng)謹慎引進和推廣。兩種殺菌工藝裝置防垢劑 我國在引進、開發(fā)和應(yīng)用的水處理防垢劑主要有兩類，一類是有機膦酸鹽（酯),如HEDP(羥基亞乙基二膦酸鹽)、EDTMP(乙二胺四亞甲基膦酸鹽)以及ATMP(氨基三亞甲基膦酸鹽)等。另一類是聚羧酸及衍生物，如PAA(聚丙烯酸)、HPMA(聚馬來酸

16、酐)等水溶性聚合物。在水溶性聚合物或共聚物中，還有含磷聚合物，如PBTCA（膦酸基丁烷三羧酸），即含膦酸基團，也含有羧酸基團。 一般用量510mg/L時的防垢率達90%，配伍性好、緩蝕、不損害地層，有效地解決了垢的防治及低滲透油層注入不相容水的問題。防垢劑緩蝕劑 無機鹽類是相當重要的一類緩蝕劑品種。目前采用的鉻系、磷系、鋅系、硅系、鉬系、鎢系。 在有機配方中常以有機膦酸鹽作緩蝕劑。芳香唑類是用于銅及其合金的緩蝕劑，國內(nèi)常用的是苯并三氮唑和巰基苯并三唑。 注水系統(tǒng)以咪唑啉季銨鹽及其衍生物為主，另外還有咪唑啉磷酰胺鹽酸鹽等。用量3060mg/L.緩蝕劑破乳、凈化及絮凝劑 絮凝劑能使水中表面帶負電的

17、懸浮物形成絮凝物聚集下沉。 作用： 中和固體懸浮物表面的負電性 使失去電性的固體懸浮物迅速聚結(jié)下沉。 常用的有混凝劑，如羥基鋁、羥基鐵等無機陽離子型聚合物；助凝劑有聚丙烯酰胺、聚乙二醇、聚乙烯醇、羧甲基纖維素、羥乙基纖維素等有機陽離子型聚合物。破乳、凈化及絮凝劑 其他處理劑 粘土穩(wěn)定劑：抑制粘土膨脹、粘土顆粒運移，常用的有無機鉀鹽、銨鹽，陽離子聚合物。具季氮原子的有機陽離子聚合物、高分子量水解聚丙烯酰胺等。 除氧劑：除氧劑都是還原劑，如亞硫酸鹽、水合肼、聯(lián)胺、異抗壞血酸等。 有時，為了穩(wěn)定注水量、提高驅(qū)油效率，在注入水中投加表面活性劑，以降低水的表面張力，改變油水流動狀態(tài)。 其他處理劑油田注水

18、水質(zhì)及處理技術(shù)課件 水處理劑對巖心滲透率影響 水處理劑對巖心滲透率影響 為了取全取準水質(zhì)資料，有的項目必須在油田現(xiàn)場進行測試。 油田常用的有硫酸鹽還原菌、腐生菌測試瓶，注入水中溶解氧、鐵、二價硫測試管等五種測試儀器。 這些儀器用于油田水現(xiàn)場測試，操作簡便，準確可靠，性能達到國外同類產(chǎn)品水平，已在全國各油田推廣，形成了國內(nèi)水質(zhì)監(jiān)測的系列產(chǎn)品。三、水質(zhì)快速測試技術(shù) 為了取全取準水質(zhì)資料，有的項目必須在油田現(xiàn)場進行測試。、油田注水中的油層保護 油田注水過程中，由于外來水進入油層，必然要與油層的原油、天然氣、地層水和巖石接觸，發(fā)生各種物理、化學(xué)反應(yīng)，對地層造成傷害。 保護油層是注水采油工程中的至關(guān)重要

19、的環(huán)節(jié)。、油田注水中的油層保護 油田注水過程中，由于外來水進一、保護油層基本概念1、油層傷害： 在鉆井、完井、井下作業(yè)及注水采油等油田勘探開發(fā)過程中，造成地層滲透率下降的現(xiàn)象。2、油層保護： 對油層傷害原因進行分析、評價，尋求技術(shù)上、經(jīng)濟上可行的防治措施，使地層在生產(chǎn)過程中不受污染。一、保護油層基本概念1、油層傷害： 3、主要研究內(nèi)容： 油氣層特性 進井工作液的評價 傷害機理及因素 傷害程度評價 防護措施及效果 3、主要研究內(nèi)容： 油氣層特性 4、油層保護研究的技術(shù)路線研究對象： 水油氣巖石的多相體系油層地質(zhì)因素 孔隙結(jié)構(gòu)特征，如物性、敏感性、潤濕 性等 礦物特征，如粘土組分、類型、含量 地層

20、流體特征外來液體因素 水的組分 淡水引起粘土膨脹、運移 不相容水引起結(jié)垢堵塞 水 油的乳化 水巖反應(yīng)，溶解、氧化、有機反應(yīng) 4、油層保護研究的技術(shù)路線研究對象： 水油氣巖石的二、油層傷害的室內(nèi)評價利用室內(nèi)試驗儀器及手段測定外來工作液對巖心滲透率的影響。 目的： 傷害因素及機理分析 傷害程度 工作液性能評價 工作液中添加劑的評價 指導(dǎo)保護措施的正確設(shè)計與實施內(nèi)容： 油層敏感性評價 工作液對油層傷害評價 1、目的及意義二、油層傷害的室內(nèi)評價利用室內(nèi)試驗儀器及手段測定外來工作液對2、油層敏感性評價類 別 概 念評價目的原理及方法 速 敏流速引起油層中微粒運移及喉道的堵塞，使?jié)B透率下降確定臨界流速；為

21、其它敏感試驗提供參數(shù)；確定合理注采速度。以不同的注入速度向巖心注水，確定不同速度時的K值，從v k曲線確定臨界流速。 水 敏淡水注入地層后，滲透率下降現(xiàn)象水敏條件；損害程度；為設(shè)計注水提供依據(jù)。注地層水測k f（k1 ） 注地層水+淡水 注淡水測kw（k2）,按評價標準判斷水敏新性 鹽 敏高礦化水引起地層粘土收縮、脫落；低礦化水引起水敏同上注不同礦化水，做礦化度k曲線，以地層水及不同礦化水的k評價 堿 敏高pH水造成油層粘土礦物、硅質(zhì)膠結(jié)物破壞；引起氫氧化物沉淀。同上注入不同pH水，做pHk曲線，同上評價 酸 敏酸液進入油層，與某些礦物反應(yīng)，引起滲透率下降的現(xiàn)象。同上注地層水測k1 （正向），

22、反向注酸液；正向注地層水測k2 ，同上評價2、油層敏感性評價類 別 概 念評價評價標準以傷害率（D R）評價： D R = （k1 - k2） / k1 * 100% D R 30% 弱敏感 D R 30%70% 中等敏感 D R 70% 強敏感以恢復(fù)值評價： k2 / k1 0.7 弱敏感 k2 / k1 0.70.3 中等敏感 k2 / k1 0.3 強敏感評價標準以傷害率（D R）評價：3、注入水對油層的傷害評價評價的必要性：優(yōu)選配方、正確設(shè)計、完善 措施、提高效益靜態(tài)試驗評價：靜濾失試驗動態(tài)試驗評價：巖心流動試驗 為綜合性的評價方法，要求試驗條件 應(yīng)盡量模擬現(xiàn)場實際情況評價方法：同前

23、其他評價方法：見下表3、注入水對油層的傷害評價評價的必要性：優(yōu)選配方、正確設(shè)計、試驗項目試驗?zāi)康募坝猛菊聪蛄鲃釉囼炗^察巖心中微粒受水流動方向的影響及運移產(chǎn)生的滲透率傷害情況體積流量評價試驗注入水在通過低于臨界速度下，考察巖心膠結(jié)的穩(wěn)定性及水的敏感性潤濕性評價試驗通過測定注水前后油層巖心的潤濕性，觀察水對巖心潤濕性的改變情況相對滲透率曲線評價試驗測定注水前后油層巖心的相對滲透率曲線，觀察水對巖心相對滲透率曲線的改變情況及由此發(fā)生的傷害程度膨脹率評價試驗測定注入水進入巖心的膨脹率，觀察水與巖心的配伍性離心法測毛管壓力曲線用離心法測注入水進入油層巖心前后毛管壓力曲線的變化快速評價油層傷害油層傷害的

24、其他評價方法試驗項目試驗?zāi)康募坝猛菊聪蛄鲃釉囼炗^察巖心中微粒受水流動方 油層傷害的礦場評價礦場評價技術(shù)試井資料分析產(chǎn)量遞減分析測井資料分析根據(jù)評價標準判斷油層傷害程度檢驗保護油層技術(shù)的現(xiàn)場效果壓力曲線分析測試資料定量分析典型圖版擬合解釋最優(yōu)化灰色系統(tǒng)坐標旋轉(zhuǎn)分析法橫向圖版法時間推移測井法 油層傷害的礦場評價礦場評價技術(shù)試井資料分析產(chǎn)量遞減分析測井三、注入水對油層的傷害機理分析 注入水造成地層粘土礦物水化、膨脹、分散和運移。 如果注水速度過快，引起地層松散微粒的分散和運移。 注入水機雜粒徑、濃度超標，就會堵塞孔道。1、注入水與地層巖石不配伍2、注入水與地層流體不配伍主要表現(xiàn)：產(chǎn)生沉淀和結(jié)垢 地

25、層溫度下降：產(chǎn)生有機垢，原油粘度增加，流動阻力增加。 無機物結(jié)垢：下圖示三、注入水對油層的傷害機理分析 注入水造成地層粘土礦物水水巖反應(yīng)油層傷害表現(xiàn) 二價離子的釋放造成表面活性劑和聚合物的失效。 同表面電荷作用一起出現(xiàn)的離子交換反應(yīng)能造成地層結(jié)構(gòu)的破壞。 粘土膨脹使孔喉通道變小或堵塞。粘土礦物組分與注入水發(fā)生化學(xué)反應(yīng)或化學(xué)沉淀。 這種情況造成的傷害率可達40%以上。當注入水中含有化學(xué)處理劑會使砂巖、粘土碳酸巖油濕，產(chǎn)生水鎖和乳化堵塞傷害。 水巖反應(yīng)油層傷害表現(xiàn) 二價離子的釋放造成表面活性劑和聚合地層水與注入水的相容性無機物結(jié)垢趨勢試驗地層水與注入水的相容性無機物結(jié)垢趨勢試驗高硫酸根水、污水、凈

26、化水和高鋇地層水結(jié)垢趨勢圖 高硫酸根水、污水、凈化水和高鋇地層水結(jié)垢趨勢圖 分析項目mg/l正221-4井延安組27集油站原始污水處理后凈化水4093井長6、長7混合水K+Na+9030.0140001200041600Ca2+467.0161012507670.0Mg2+141.0337313772.0Ba2+0.0002870.0Cl-7610.0250002210081200HCO3-965.041026180.0CO32-0.01300.0SO42-9450.01330480.0pH6.46.56.55.9總礦276634300036000134292水 型Na2SO4CaCl2CaC

27、l2CaCl2結(jié)垢趨勢試驗水質(zhì)資料分析項目正221-4井27集油站原始污水處理后凈化水4093巖芯傷害試驗 對油田原始污水和經(jīng)處理后的凈化水進行巖心流動試驗，比較處理前后水對地層滲透率的影響情況,以直觀了解地層結(jié)垢的存在和對油層的損害程度。 巖芯傷害試驗?zāi)M地層溫度、壓力、流體粘度、離子強度等條件 從試驗結(jié)果可以看出，BaSO4結(jié)垢對長6、長4+5油層巖芯產(chǎn)生明顯的傷害，此時，新生的BaSO4晶體微?。?.1）容易進入巖芯，在孔隙、喉道里結(jié)晶、發(fā)育、堆集（4），造成滲透率的下降。巖芯傷害試驗 對油田原始污水和經(jīng)處理后的凈化水進行 經(jīng)氣浮、三級過濾及離子交換除去SO42-的凈化水，進行巖心驅(qū)替，

28、當注入倍數(shù)PV從5到25倍，產(chǎn)生的巖心滲透率傷害很低，僅為2.66%11.71%，說明這兩種水相容性很好。該水注入地層，不會產(chǎn)生有害的影響。從而證明處理后的水是一種良好的注入水。巖心：正363井，長4+5；空氣滲透率0.12410-3 ，孔隙度5.141%；水測滲透率0.0043 10-3 ;試驗溫度：45 巖心滲透率傷害曲線 經(jīng)氣浮、三級過濾及離子交換除去SO42-的凈化水，進行地層水 油田集油站站內(nèi)原始污水，含SO42-1300mg/l。進行巖心驅(qū)替，當注入倍數(shù)PV=5時，對巖心產(chǎn)生的傷害就達到22.57%，PV到20倍，傷害率為47.62%，最終PV=85，傷害率達到80%以上。說明這兩

29、種水嚴重不相容的，該水注入地層，會產(chǎn)生嚴重的堵塞傷害。污水巖心：正363井，長6；空氣滲透率0.16310-3 ，孔隙度6.991%；水測滲透率0.0424 10-3 ;試驗溫度：45巖心滲透率傷害曲線地層水 油田集油站站內(nèi)原始污水，含SO42-1300mg/井號巖心號層位氣體滲透率10-3m2孔隙度長度cm直徑cm原始含油飽和度試驗溫度無水驅(qū)油效率最終驅(qū)油效率備注正395正395-1侏羅系409.13818.376.6282.54256.63403838.86原水驅(qū)油31863186-2長31.13811.873.2682.54244.164057.4774.71去SO42-水驅(qū)S23S23

30、-1長20.78713.387.0462.54250.214032.539.58 巖芯水驅(qū)油試驗 從巖芯驅(qū)油試驗，證明通過離子交換的去SO42-水較原始污水驅(qū)油效率明顯提高。井號巖心號層位氣體滲透率孔隙度長度直徑原始含油飽和度試驗溫度3、油田注水的傷害因素 潛在因素：注水地層自身的巖性及所含流體特性。 儲滲空間：孔隙、喉道幾何形狀、大小、分布及連通關(guān)系。 孔喉大、孔隙連通好受固相侵入損害的可能性 大，水鎖的可能性小 低滲孔喉小、孔隙連通差受粘土膨脹運移損害 大 敏感性礦物：類型、產(chǎn)狀、活動性 含量越高，造成的油層損害越大 滲透率越低，造成的油層損害越大3、油田注水的傷害因素 潛在因素：注水地層

31、自身的巖性及所含流 潤濕性： 控制孔隙中油水分布；決定毛管壓力大小與方向；影響微粒運移。 巖石表面親水時，毛管壓力是水驅(qū)油的動力 巖石表面親油時，毛管壓力是水驅(qū)油的阻力 油層流體性質(zhì)：地層水、原油、天然氣 外部因素：注入水的水質(zhì) 重要控制因素。 腐蝕因素 溶解氧、H2S、CO2 硫酸鹽還原菌（SRB） 堵塞因素 總鐵、機械雜質(zhì) 腐生菌（TGB） 潤濕性： 控制孔隙中油水分布；決定毛管壓力大小與方向；影 工程因素： 生產(chǎn)或作用壓差 壓差太大，微粒運移產(chǎn)生速敏； 地層近井地帶壓力低于原始壓力，使流體產(chǎn)生無機及有機沉淀； 產(chǎn)生應(yīng)力敏感性傷害 出砂或地層塌漏 溫度變化 增加傷害程度：敏感性程度增強 引

32、起結(jié)垢問題 生產(chǎn)或作用時間 地層傷害因素的多樣性、復(fù)雜性、關(guān)聯(lián)性、動態(tài)性，要求試驗及現(xiàn)場工作要有針對性、系統(tǒng)性和科學(xué)性。 工程因素：4、油田注水過程中的水化學(xué)特征 當注入水進入油層后，形成一個由注入水地層水束縛水含溶解氣原油地層巖石構(gòu)成的復(fù)雜多組分體系。其中主要是注入水與地層水的混合過程。 由于熱擴散、水動力擴散及巖石的非均質(zhì)性導(dǎo)致的分散作用，在地層產(chǎn)生一個熱過渡帶和水混合帶。 混合帶之前巖石孔隙中只存在地層水、原油和氣 混合帶之后與該處溫度、壓力平衡了的注入水和殘余油 混合帶注入水與巖石濾蝕浸溶、離子交換 注入水與原油相互滲溶、氧化 溫度、壓力、pH 發(fā)生變化，易發(fā)生沉淀并達到一種平衡注入水與地層水的混合4、油田注水過程中的水化學(xué)特征 當注入水進入油層后油田注水水質(zhì)及處理技術(shù)課件 在注入水達到第一次平衡后，繼續(xù)向前移動，再度與地層水混合，一方面對巖石產(chǎn)生溶解作用，一方面與地層水發(fā)生沉淀反應(yīng)；同時氣體在油水中分配與逸失，粘土的膨脹與運移，這種情況循環(huán)往復(fù)進行，不斷有平衡被破壞，不斷產(chǎn)生新的平衡，直到注入水達到生產(chǎn)井。 在油田高含水期，產(chǎn)出水礦化度降低，變成組分與水型接近注入水的低礦化水。但當含水達到90%以上，礦化度則有所提高，其原因是淡水對巖石的溶解作用。 在注入水達到第一次平衡后，繼續(xù)向前移動，再度