《水质调控技术》PPT课件

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1、1,砾岩油藏中高含水期水质调控技术研究,2,砾岩油藏中高含水期水质调控技术研究,油田开发过程中水质调控的必要性及国内外研究现状 研究内容 水质主要控制指标的调控幅度确定方法的实验研究 水处理经济技术分析与评价方法 各标准分级水处理经济预测方法 水质标准分级优化决策方法 新疆七中东八道湾组水质调控应用实例,3,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,1.注水开发水质调控概念的提出 据统计，国外油公司平均每生产 1 桶原油至少产出 3桶水，每年的水处理费大约400亿美元。 中国石油2000年统计结果显示，全年注水6.5亿吨，产液量5.65亿吨，综合含水81.9%，年注脱水耗电费43.

2、7亿元，平均3.92元/吨，即每采1吨原油需要注入6.5吨水，同时产出4.6吨水，仅注脱水电费在吨油成本中就占到42.7元。 我国大部分油田进入高含水生产阶段。1995年，每生产1吨原油需要注入7吨水并生产5吨水。按全国每年生产1.5亿吨原油，则必须至少注入11亿吨水。由于水资源匮乏和环保要求，注入水一半以上为产出水，相应的水处理费用也十分昂贵。按平均水处理成本3.5元/吨计算，每年水处理费用将达到38.5亿元。,4,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,1.注水开发水质调控概念的提出 火烧山油田为裂缝性低渗透油藏。开发初期，制定了以保护基质为目标的水质标准，水质指标要求非常严

3、，而处理设备跟不上，尽管水处理成本超过4元/吨，注水水质仍然无法达标，水处理费用很高。1996年根据兼顾基质和裂缝的原则修订水质标准，适当放宽水质指标，水处理成本降到1.63元/吨，既保证了水质达标，又未发生注水井吸水能力损害问题。 克拉玛依油田以前的水质指标大多套用总公司标准，长期以来绝大多数区块注水水质不达标，水处理成本一度达4.33元/吨。后来根据实际情况适当放宽部分水质指标，1998年水处理成本降低至2.8元/吨。 胜利樊家油田S3中砂层组平均孔喉直径2.4-3.3m，按1/3匹配原则和SY/T5329-94要求，回注污水中固相颗粒要小于1.1m，工艺处理很难实现。根据实验结果，悬浮颗

4、粒直径放大到3.0m 时可将储层伤害率控制在25%以内。实施后既满足了设备处理能力，又有效地控制了储层伤害和注水成本。不但工艺条件可行，而且得到了较好的注水开发效果。,5,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,1.注水开发水质调控概念的提出 大量油田开发实践表明，注入水水质是影响注水工艺和效果的主要因素之一，尤其对中低渗透油藏更是如此。一方面水质控制指标必须与具体的储层特征及开发要求相适应，另一方面必须控制注水费用以保证油田开发经济效益。由此引出一个话题，在我国大部分油田已进入高含水期、开发效益急剧下滑的情况下以及对于经济效益相对不佳的低渗透和特低渗透油藏，是否还要以追求最大程

5、度地保护油层为制定水质指标的唯一依据？对于一个具体油田的具体开发阶段究竟什么样的水质指标才是最合适的？,6,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,1.注水开发水质调控概念的提出 对国内大多油田来说，注水水质标准一直困扰着油田注水和油田的经济效益。能否通过水质调控，在水质处理方案和增注措施方案之间寻求一个以技术经济评价为目标的平衡点，在基本满足注水的前提下控制注水成本成了油田十分关注的问题之一。 我们的观点是，水质指标应当随不同油藏的不同开发阶段而动态地调整，水质控制是否合理应当以经济杠杆来衡量。所谓水质调控，就是在基本满足正常注水和储层保护要求的前提下，通过调整水质控制指标，在

6、水质处理方案和增注措施方案之间寻求一个以技术经济评价为目标的平衡点，从而控制注水成本，提高注水开发效益。,7,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,2.水质调控的基本出发点 （1）满足配伍性注水的基本要求。水质对注水开发的直接影响表现在两个方面：一是注水引起油层伤害，例如克拉玛依油田八区克下、百21井区等层块井下普遍结垢，导至注入压力、启动压力升高，吸水指数下降，达不到配注要求；二是造成注水设备、注水管网系统和注水管柱腐蚀及结垢堵塞，注水系统效率降低，运行成本升高，如克拉玛依油田采油二厂每年因腐蚀而更换管线45km左右，投入资金1000多万元。因此，油田注水开发的工艺基础是制定

7、适宜的水质指标和水处理技术方案，控制注水水质，保障正常注水，避免和防止注水对油层的损害。,8,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,2.水质调控的基本出发点 （2）考虑不同开发时期储渗空间变化，动态调整配伍性水质指标。油田注水开发以后，油藏中的油气水分布、岩石储渗空间、油层中水动力学场以及储层和流体的物理和化学性质将随注水开发过程发生改变。因此，认识和评价油田注水开发过程中潜在损害因素、制定储层保护措施时应以储渗空间随不同开发阶段的变化规律为依据，“动态”地对油层进行再认识，相应的配伍性水质指标也应该动态适应。,9,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,2.水质

8、调控的基本出发点 （3）配伍性水质指标应与技术经济效益相联系。水质标准宽，相应的水处理费用低，但对油层的伤害程度高，对注水开发效果有较大影响；水质标准严则水处理费用高，可能降低经济效益。低渗透油藏水质指标严而产量低，过多的水处理费会使本来就高的操作成本更高。中高含水期需要提高排液量和注采比，注水量增加，注水费用大幅度攀升，而产出水回注的水处理成本更高。高含水期不断上升的注水量和水处理费使注水成本在操作成本中所占比例越来越大，成本与效益的矛盾日益突出。如何针对具体油藏、具体水质处理技术，确定实时(不同开发阶段)的水质标准，对减少无效水处理费、提高注水开发油田的经济效益十分重要。因此水质调控必须与

9、经济效益相联系。,10,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,3.水质调控的内容 注入水水质调控技术是一种崭新的概念。它综合考虑了油田注水水质的配伍性、水质处理工艺、注水井吸水能力、注入水增注措施、油田配注要求以及注入水综合成本等各方面的要求，以经济评价为手段，寻求达到降低注水成本提高注水开发效益的局部最优区间。 从水质调控的实质内容来讲，首先是根据油层特征的研究和不同的含水率阶段确定水质主要控制指标的分级方法。在水质主要控制指标的分级研究的基础上，分析由水质控制指标的变化可能带来的水质处理工艺措施的变化和流程的变化，评价水质处理费用的变化。然后分析水质控制指标的变化带来的注水

10、井吸水能力的变化，预测注水井的伤害半径以及吸水能力变化的半衰期。根据水质控制指标的变化引起的注水井的伤害指标确定注水井洗井或增注措施的频度，确定增注措施的规模并预测增注措施的效果和有效期，评价由此带来的增注费用的变化。最后利用技术经济评价方法，决策最优方案。,11,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,4.国内外研究现状 我国50年代借用前苏联水质标准，当时在玉门注水中规定了含铁小于0.5ppm、含机械杂质小于2ppm两项指标。60年代大庆油田投入开发后又增加了含油量小于30ppm的第三项指标。“老三标”在我国油田注水上一直沿用了30多年。1979年原石油工业部颁发了“油田开发

11、条例”，对注入水水质要求增加了以下参考指标： 含氧量 1 mg/l PH值 6.58.5 H2S含量 0.10.2mg/l CO2含量 0.5 mg/l 腐生菌含量 200 个/l SRB含量 5 个/l 铁细菌含量 100 个/l 1983年原石油部颁发的“油田注水设计规范”和“油田注水系统改造的若干技术规定”中对注入水水质又附加了如下规定： 悬浮物含量 5 mg/l 总铁含量 0.5 mg/l 污水含油量 5 mg/l 腐蚀率(30天挂片)：0.070.125mm/a 结垢率 0.5mm/a,12,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,4.国内外研究现状 1988年中国石油

12、天然气总公司颁布了SY5329-88“碎屑岩油藏注水水质推荐指标”。新标准推荐的水质指标是在研究国内具有代表性砂岩油藏和参照国外水质标准的基础上综合制定的，控制指标由最初的3项增加到9项，在一定程度上体现了技术的完整性和先进性。综合考虑注水系统防腐（控制溶解氧、CO2、硫化物、细菌、腐蚀率）、防垢防膨（控制流体配伍性）和地层防堵塞（控制悬浮物、含油、含铁和膜滤系数）的要求。标准中对引起地层堵塞的主要控制指标如悬浮物、含油量、细菌等根据油藏的渗透性能的进行简单分类。标准推荐的水质指标成为了各油田水质控制的主要依据。但是，该项标准的最大缺陷是没有考虑不同油藏孔喉尺寸和渗透性对水质的适应性。,13,

13、一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,4.国内外研究现状 1994年中国石油天然气总公司在大量调研和广泛征求意见的基础上，对部颁5329-88标准进行了修改，推出SY/T5329-94。新标准对水质控制指标（如悬浮固体含量粒径以及含油量）分级更加细化，指标取值主要是借鉴了国内和国外研究成果。该标准的一大特点是将水质指标分为主要控制指标和辅助性指标，同时按三个储层渗透率等级把8项主要控制指标进一步分成三类九级（A1 A3 ，B1B3，C1C3 ）。该标准从1994年沿用至今，对于提高油田注入水水质控制水平发挥了重要作用。水质指标体系构成的逐步完善，也为注水水质调控奠定了控制指标的

14、分级基础。但指标的取值大小仍值得商榷，因为合理的取值必须针对具体油藏通过系统的研究后才能确定。,14,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,4.国内外研究现状 SY/T5329-94将注水水质划分为下述控制指标和溶解氧、硫化氢、侵蚀性二氧化碳、铁、PH值等辅助性指标，当主要控制指标已达到注水要求，注水又较顺利时，可以不考虑辅助性指标；如果达不到要求，为查其原因可进一步检测辅助性指标。,15,16,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,4.国内外研究现状 与国内不同的是，国外没有颁布类似的行业标准，只是各油公司内部根据油藏和水源特征都制定了各自的注入水水质操作规范

15、，这是非常合理的。 D.B.Bennion等在详细研究水质问题及其对吸水能力影响的基础上,提出了一套严格评价特定水源的筛选标准.,17,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,4.国内外研究现状 关于注入水结垢机理、悬浮颗粒堵塞机理、乳化油珠堵塞机理国内外已进行过大量的实验和理论研究，并建立了多种预测模型。最近，有的研究者运用神经网络和模糊数学法研究固相颗粒侵入关系，但悬浮颗粒直径D和孔喉直径d的匹配关系通常用架桥法则，即0.3 d D 0.15 d。目前国内多数油田制定水质指标时大多参考这一方法，或不离其左右。 关于悬浮颗粒浓度和悬浮颗粒大小对注水井吸水能力的影响，国内外学者已

16、建立了一些理论模型，或者根据流动实验结果回归出经验模型，其中比较常用的有Barkman & Davdson的井眼变窄、井底填高、孔眼堵塞和内滤饼模型， Van Velzel & Leerlooijer的考虑注水井深部滤饼形成时注水井吸水能力下降的预测模型 ，Stokesian动力学模型 等。,18,一、油田开发过程中水质调控 的必要性及国内外研究现状,4.国内外研究现状 国内外有关提高注水系统综合运行效率的文章不多。1994年Nevans针对美国西德克萨市Permian盆地NRU油田注水项目进行油藏和地质综合研究，提出了有效的系统管理、水质监测、水质指标及处理的合理方案，为油藏的高效开采起到了积极的作用，但它并没有提出水质调控的概念，只是围绕提高注水井吸水能力、减少油层伤害进行大量细致的工作。1996年，国内以辽河荣兴屯油田为例进行配伍性注水水质综合研究，取得了良好的运行效果，但也没有以经济指标做为系统运行效益的评价标准。真正说得上有“水质调控”含义的文章是19