临南油田储层伤害机理研究.docx

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1、1、注水储层基本特征及潜在损害因素分析 11.1 储层基本特征1.1.1.1 储层岩小生分析1.1.1.2 储层岩石物性特征 21.1.3 储层孔隙2构特征 21.1.4 储层微观渗流特征 31.1.5 储层流体性质 31.2 储层潜在损害因素分析 32、储层敏感性实验数据计算和分析42.1 速敏评价实验 5.2.1.1 临界流速：5.2.1.2 敏感程度6.2.1.3 速敏评价实验曲线 72.2 盐敏评价实验7.2.2.1 临界矿化度7.2.2.2 盐敏评价实验曲线 82.3 碱敏评价实验8.2.3.1 临界 PH 值8.2.3.2 碱敏评价实验曲线1.03、注水水质标准设计 104、根据指

2、定水源进行结垢预测和水处理设计 1 14.1 油田水分析资料124.2 溶度积法预测结垢1.34.3 油田注水水质处理1.45、提出注水中保护油气层的措施和建议 1 5临南油田储层伤害机理研究1、注水储层基本特征及潜在损害因素分析临南油田是胜利油田临盘采油厂三个主力油田之一，地处山东省临邑县县 城以南约15公里，其构造位于惠民凹陷临南洼陷复口断裂带西段的双丰鼻状构 造上，该构造发育在复口大断层的下降盘，是受复口大断层控制的扁平鼻状构 造。该构造被双丰1号断层切割成两个断块区，西南为夏52断块区，东北为夏 32断块区。豆口大断层走向为北东一南西向，倾向为北西向，倾角69 72 ; 双丰1号断层走

3、向为北西一南东向，倾向为北东向，倾角720 - 76 o复口大断层和双丰1号断层控制了复52块及豆32块的沉积发育及油水分布。临南油田叠合含油面积6.8km2,原油地质储量2430万吨，主要发育有沙 二、沙三上、沙三中三套含油层系，其中更 32断块主要以沙二、沙三上油层为 主，豆52断块以沙三中油层为主。油层埋深在 2490-3650米，含油井段一般在 500-600米。纵向上油层多，层间差异大，共划分了 17个砂层组，70个含油小 层，155个油砂体。油砂体油水关系比较复杂，没有统一的油水界面，且单层 厚度一般较薄，为典型的断块层状油藏。1.1 储层基本特征1.1.1 储层岩性分析临南油田储

4、层岩性主要为细砂岩、粉细砂岩和不等粒砂岩，颗粒直径主要 为0.10.3mm,磨圆度次棱次圆，分选中等；岩石矿物成份主要为石英和长石， 其中石英含量41.5%49.7%,平均45.7%,长石含量10.0%36.5%,平均27.8%, 岩屑含量19.0%41.0%,平均26.5%;胶结物以泥质为主（泥质含量3.5%）,其 次为碳酸盐类胶结物，碳酸盐中以铁方解石为主，并含有少量铁白云石和增生 石英等；胶结类型为孔隙式、孔隙一接触式、接触一孔隙式等，颗粒间以点线 接触为主。表1-1临南油田粘土矿物分析数据表井号层位井段（m）粘土矿物相对含量 蒙脱石伊利石伊蒙混层高岭石绿泥石混层比夏 32-20S228

5、02.282813.04/71413354263122827.8夏 32-12S3上3041.13043.61/133403654203525夏 32-13S3中3268.193273.52/110633307562520夏33S3中3287.03368.5/1519515618237925夏52S3中31603176.5/1723566011187925夏 52-23S3中3030.493050.58/5241037335772720根据X射线衍射分析，储层岩石中粘土矿物成分以高岭石为主，其次是伊 蒙混层、伊利石和绿泥石（见表1-1）。根据岩石样品电镜扫描分析，砂岩呈颗粒支撑结构，附着粘土矿

6、物较多，孔隙喉道发育较差，分布不均，品间孔发育， 自生高岭石、石英加大及绿泥石充填孔隙。由于粘土矿物大多充填于孔隙之中， 因此，储集层一旦发生敏感性损害，渗透率降低幅度将较大；依据粘土成分和 产状，储层发生水敏、速敏和酸敏损害的可能性较大。1.1.2 储层岩石物性特征储层物性在纵向和平面上存在很大差异，非均质性严重。根据岩心分析资 料统计，沙二、沙三上地层渗透率较高，为247332X 10-3 m2,而沙三中较低， 为124 x 10-3 m2。而沙三中内部3砂层组渗透率较高，为133X10-3 m2,其它 砂层组渗透率较低，只有1017X10-3 m2,渗透率级差较大，从几个 10-3 m2

7、 到上千个10-3 m2均有，相差在百倍以上。储层平均有效孔隙度19.3%,平均气 测渗透率为145X10-3 m2,属中孔中低渗储层。据17个井层的孔隙度（）与渗透率（K）数据统计分析，孔隙度与渗透率相关 性很好，且存在如下关系式：K=0.00003e0.79131.1.3 储层孔隙结构特征据岩石薄片鉴定和铸体薄片孔隙结构鉴定，临南油田储层砂体的主要储集 空间为粒间孔、颗粒溶孔、填隙物内溶孔三种。粒间孔包括原生粒间孔和次生 粒间孔。原生粒间孔具有孔隙较大、连通性好、数量多的特点，是主要的储渗 空间。临南油田平均粒度中值为0.15mm,分选为中等。平均孔隙半径小于10 m。 岩心空气渗透率 K

8、与孔喉半径r的回归公式为：lgK=0.829327+1.966609lgr1.1.4 储层微观渗流特征根据岩样吸水排油和吸油排水实验结果，吸水百分数65.38%,吸油百分数0.68%,说明油藏岩石表现为强亲水润湿性(表1-4)。表1-4油藏岩石润湿性实验结果断块区井号层位样品数吸水量占饱和油量吸油量占饱和水量结论夏32块夏 32-10S25-6659.50亲水夏 32-12S3上4239.00.8亲水夏 32-13S3中879.861.31亲水小计1667.110.86亲水夏52块夏326S3 中 4-6962.310亲水合计2565.380.68亲水从油水相对渗透率曲线看，束缚水饱和度0.4

9、左右，等渗点含水饱和度0.5 以上，也表现出亲水油层特征。1.1.5 储层流体性质(1)原油性质临南油田原油性质较好，密度小，粘度低。原油性质在纵向上和平面上变 化不太大。地面原油性质：密度 0.84450.8703g/cm3,粘度6.4616.6mPa.s凝固点较 高，2033C；含硫量较低，0.040.21%;胶质含量1827.2%,含腊量3.717.9%。地下原油性质：密度 0.77680.8760g/cm3,粘度1.882.66mPa.s饱和压力 2.324.30MPa,原始油气比 23.639.2 m3/t,体积系数 1.09221.1625,地层油压 缩系数 10.112.1X 1

10、0-41/MPa。(2)地层水性质水样分析资料表明，临南油田地层水为CaCl2型，总矿化度 4051155149mg/L,氯离子 2440733430 mg/L。1.2 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

11、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。通过分析临南油田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)沙二、沙三上以及沙三中储层岩石中基本不含蒙脱石，因此，储层不会发生较强程度的水敏性。(2)沙二、沙三上地层渗透率较高，对于一个渗透性很好的油气层来说， 它的孔喉较大并较均匀，连通性好，胶结物含量低，这样它受固相侵入损害的 可能性也更大。(3)沙三中地层渗透率较低，对于一个低渗透性油气层来说，由于它的孔 喉小、连通性差、胶结物含量较高，这样它容易受到粘土矿物

12、水化膨胀、分散 运移、相圈闭损害和贾敏损害的影响。(4)沙二、沙三上以及沙三中储层岩石中砂岩呈颗粒支撑结构，附着粘土矿物较多，孔隙喉道发育较差，分布不均，品间孔发育，自生高岭石、石英加 大及绿泥石充填孔隙。由于粘土矿物大多充填于孔隙之中，因此，储集层一旦 发生敏感性损害，渗透率降低幅度将较大；依据粘土成分和产状，储层发生水 敏、速敏和酸敏损害的可能性较大。(5)沙二、沙三上以及沙三中储层物性较差， 非均质性严重，平均岩石结 构属于中孔中低渗型，储层孔隙半径较小，如果注入水质不达标，所含悬浮杂 质就会堵塞孔隙通道，对地层造成伤害。另外，由于储层孔隙半径小，在井下 作用过程中入井流体的侵入很容易产

13、生较大的毛管力效应，对流体的流动产生 影响。2、储层敏感性实验数据计算和分析下表为给出的实验数据表2-1胜利油田临南区块敏感性评价实验数据2.1速敏评价实验2.1.1 临界流速：由上表得 A (D/2)2 3.14 (1.25)2 4.906cm2换算单位：Q： cm3/s P :10 1 MPaK10.0017 1 5.84.906 0.0315820.06239 mK20.00417 1 5.84.906 0.082080.06001 m2K30.0048314 1 5.84.906 0.158870.06201 m2K4Q L 0.0125 1 5.8A P 4.906 0.238312

14、0.06201 mK500167 1 5.84.906 0.3177420.06201 m实验名称速敏评价盐敏评价碱敏评价L (cm)5.86.15.5D (cm)2.52.52.5uo (mPa.s)1.01.01.0流速？P矿化度？PPH?Pml/min10-3MPamg / L10-3MPa10-3MPa0.13.5184537316.188714.1510.258.2084000016.188814.1510.515.8873000016.709914.1510.7523.8312000016.9841015.3111.031.7741000017.5591116.3862.070.3

15、57500021.1431217.2963.0111.509032.3751318.6804.0157.6005.0205.208流速=0.5 ml/min流速=0.5 ml/min6.0256.958L:岩样长度D:岩样直径uo：流体粘度？P:岩样两端压差K6QL0.03331 5.80.056012 mAP4.9060.70357K7QL0.051 5.80.053012 mAP4.9061.11509K8QL0.06671 5.80.050012 mAP4.9061.576K9QL0.08331 5.80.048012 mAP4.9062.05208K10QL0.11 5.80.0460

16、12 mAP4.9062.56958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：Ki i KiKi i100%5%说明已发生速度敏感，流量 Qi-1即为临界流速K6 1 K6K6 1100%0.06201 0.05601100%0.062019.7% 5%得Q 3ml/min为临界流速2.1.2 敏感程度损害程度Kmax Kmin100%max0.06239 -0.04601100%0.0623

17、926.3% 30%所以敏感程度弱2.1.3 速敏评价实验曲线流速（m If min）2.2盐敏评价实验2.2.1临界矿化度KiK2K4K53 .Q 0.5ml / min0.00833cm /sQ L0.00833 1 6.1A P 4.906 0.16188Q L0.00833 1 6.1A P 4.906 0.161880.00833 1 6.14.906 0.16709Q L 0.00833 1 6.1A P 4.906 0.169840.00833 1 6.14.906 0.175590.06401 m20.06401 m20.06201 m20.06101 m2 20.05901

18、mK6一 一 一， 20.04901 mQ L0.00833 1 6.1A P 4.906 0.21143Q L 0.00833 1 6.12K70.03200 mA P 4.906 0.32375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：Ki 1 KiKi 1说明已发生盐敏，并且矿化度K6 1 K60.05901 0.0490166 100%100%Ci-1 ,5%即为临界矿化度CcoK6 1所以临界矿化度Cc0.05901100%16.9% 5%10000mg/ L2.2.2 盐敏评价实验曲线2.3碱敏评价实验2.3.1 临界PH值K10.0083

19、3 1 55 0.06602 m24.906 0.14151K20.00833 1 5.5K3K4K5K6K7如果PHffi PHi 1对应渗透率述关系:4.906 0.141510.00833 1 5.54.906 0.141510.00833 1 5.54.906 0.153110.00833 1 5.54.906 0.163860.00833 1 5.54.906 0.172960.00833 1 5.54.906 0.186800.066020.066020.061020.057010.054010.05001Ki-1与PH值PHi对应的渗透率Ki之间满足下Ki 1 KiKi 1100

20、% 5%说明已发生碱敏，并且PH值PH,即为临界PH值。K4 1 K40.06602 0.0610244 100%K410.06602100% 7.6% 5%所以临界PH值为92.3.2 碱敏评价实验曲线3、注水水质标准设计注水对地层的损害是总所周知的，特别是对低孔低渗油藏，制定合理的水 质标准是保证油田正常注水的关键，注水引起的损害主要是堵塞，腐蚀和结垢 三大类型，因此制定水质标准要以这三方面着手。一般注入水应满足以下要求 ： 机械杂质含量及其粒径不堵塞喉道；。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 原油相配伍实践表明，对

21、水质的要求应根据油藏孔隙结构和渗透性分级，流体物理化 学性质以及水源的水型确定，水质主要指标控制见表，水质辅助性指标包括溶 解氧，硫化氢，腐蚀性二氧化碳和铁含的含量以及PH。水质控制指标已达到注水要求，注水又较顺利，可不考虑注水性指标，如果达不到要求，为查其原 因可进一步检查辅助性指标。一般要求解小于0.5mg/L,含Fe不大于0.5mg/L, 含硫化物小于10 mg/L。注入水的pH值确定应控制在7W.5为宜，也可在6.5-PHc 之间。表3-1水质主要控制指标注入层平均空 气渗透率Wm20.6标准分级A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制 标准悬浮固体 含量，mg/L1.02.03.03

22、.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/mL010250102501025铁细菌，个/mLnx 102nx 103nx 104腐生菌，个/mLnx 102nx 103nx 1044、根据指定水源进行结垢预测和水处理设计当注入水注入地层后，如果与地层水不配伍将生成一定量的不溶物，这就 是我们

23、通常所说的结垢问题。目前预测结垢趋势的方法主要有两种，一种是按 照注入水和地层水中各种阴、阳离子的浓度以及所处温度、压力等条件，通过 计算进行预测；另一种方法是直接将两种水在一定条件下按一定比例混合后放 置起来，观察析出沉淀情况。4.1油田水分析资料表4-1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+Mg 2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-临 南 油 田S261460718026301028243208CaCl2S中37146182502378046642572MgCl 2CaCl2S下371593125121451928043045373CaCl2表4-

24、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6.514848.8212.632472.4427385.13378.24372.0445669.28CaCl24.2溶度积法预测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。将注入水与地层水在一定的比例下混合起来，比较某化合物的阳离子（mol/L）与阴离子（mol/L）浓度的乘积和该化合物的溶度积常数的大

25、小，从而预测是否生成结垢。取S2层位地层水和临南联合站的注入水，通过分析地层和注入水的离子类 型，可知结垢可能有 CaSC4,按照地层水:90%、70%、50%、30%、10%,注入水：10%、 地层水中30%、50%、70%、90%进行分析。X 10-3 mol/LCa2+ = 2378 *10= 59.45402SC42 = 0mol/L2472.44 X 10-3Ca2+=61.8 X10-3 mol/L注入水中40SO4 2- = 37824 = 3.94mol/L96地层水与注入水的比例为9:1时Ca2+ = 0.9 X 59.45 X 10-3 + 0.1 X61.8 X10-3

26、= 59.69 X 10-3 mol/L SC42- = 0.9 X0 + 0.1 X3.94 X 10-3 = 0.40 X 10-3 mol/L Ca2+ xSC42- = 2.39 X10-5 6.1 X10-5说明有沉淀地层水与注入水的比例为5:5时Ca2+ = 0.5 X 59.45 X 10-3 + 0.5 X61.8 X10-3 = 60.63 X 10-3 mol/L SC42- = 0.5 X0 + 0.5 X3.94 X 10-3 = 1.97 X 10-3 mol/L Ca2+ x SC42- = 11.94 X10-5 6.1 X10-5 说明有沉淀地层水与注入水的比例

27、为3:7时Ca2+ = 0.3 X 59.45 X 10-3 + 0.7 X61.8 X10-3 = 61.10 X 10-3 mol/L SC42- = 0.3 X0 + 0.7 X3.94 X 10-3 = 2.76 X 10-3 mol/L Ca2+ x SC42- = 16.86 X10-5 6.1 X10-5 说明有沉淀地层水与注入水的比例为1:9时Ca2+ = 0.1 X 59.45 X 10-3 + 0.9 X61.8 X10-3 = 61.57 X 10-3 mol/LSO42- = 0.1 X0 + 0.9 X3.94 X103 = 3.55mol/LCa2+ XSO42-

28、= 21.86 x 10-5 6.1 x 10-5说明有沉淀。表4-3不同比例的注入水与地层水的溶度积预测情况临南区注入 水10%30%50%70%90%地层 水90%70%50%30%10%CaSO42.39 X10-57.10 X10-511.94 X10-516.86 X10-521.86 X10-5是否 有垢无垢有垢有垢有垢有垢4.3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；（5）化学剂注入。在注水时选用地面水和处理后的污水回注。地面水是指江河、湖泊、水库

29、内的水。下图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。加药图5-1地面水处理流程框图上图中1一地面水源来水；2取水泵；3药水混合器；4反应沉淀池;5一滤池；6吸水池；7输水泵在注水时，一般会对注入水进行含油污水的处理，目前油田上常用的重力 式混凝除油、石英砂压力过滤处理含油污水工艺流程图。4图5-2含油污水处理流程图上图中1除油罐；2沉降罐；3提升泵；4,5、二过滤罐；6一 净水水罐；7一污水回收池；8一回收水泵5、提由注水中保护油气层的措施和建议5.1 .建立合理的工作制度通过速敏实验确定油气层的临界流速，根

30、据该流速计算出与之相应的注水 井的临界注水速度，这样可以防止速敏损害发生5.2 严格控制注入水水质减少注入水对储层造成的损害必须控制注入水的水质。 油田生产对注入水 水质的要求有：控制悬浮固体浓度与粒径；控制腐蚀性介质；控制含油量；控 制细菌含量；控制水垢的形成。5.3 采用粘土控制技术防止注水过程中的粘土膨胀是一项重要的注水过程保护储层技术。粘土防 膨剂选择是其技术的核心要点。由于粘土矿物和储层岩石的差异，没有一种固 定的现成防膨剂通用于各油层，因此在注水过程中采用段塞式注入和连续注入。5.4 正确评价和选用各种处理剂在注水作业中所用的处理剂有防膨剂、破乳剂、杀菌剂、防垢剂、除氧剂等。在选用时，要严格评价处理剂与油层岩石和油层流体的配伍性，处理剂的 配伍性，处理剂在地层条件下的性能，防止生成沉淀和结垢，损害油层。5.5 推荐采用矿化度梯度注水技术将矿化度突变冲击程度减弱，可减缓岩石渗透率的损害，矿化度梯度越小， 油层损害程度越小。5.6 推荐采用强磁处理注入水技术磁场会降低水的表面张力，使注入水中的悬浮颗粒变小，抑制腐生菌的生 长，磁处理水有明显的防垢作用，可净化水质，提高注入水的溶解度。