油田注水工程

油田注水工程油田注水工程第1页目录第一章油田注水工程基础第一节注水油藏工程第二节注水评价第二章注水工程方案基本内容第一节油田注水开发可行性分析

第二节注水量及吸水能力预测

第三节注水压力及温度预测第四节注水水质及质量要求

第五节分层注水工艺方案

第六节注水井试注及投注油田注水工程第2页第一章油田注水工程基础油田注水工程第3页第一节注水油藏工程

一、非混相驱下式所表示达西定律是描述流经孔隙介质流体基本公式：

式中A——流体流动方向上岩石及其中孔隙截面面积，cm2；

dp/ds——流体流动方向压力梯度，atm/cm；

dz/ds——垂直方向压力梯度，atm/cm；

g——重力加速度，cm/s2；

K——渗透率，D；

μ——流动流体粘度，cP；

ρ——流动流体密度，g/cm3；

q——流体流速，cm3/s。油田注水工程第4页第一节注水油藏工程

当达西定律单独应用于油、水流体、且考虑了流体粘度、重力和毛细管效应时，则水驱油分相流动方程是：

油田注水工程第5页第一节注水油藏工程

式中A——面积，ft2；

fw——水流分量；

K——绝对渗透率，mD；

Kro——油相对渗透率；

Krw——水相对渗透率；

μo——油粘度，cP；

μw——水粘度，cP；

L——沿流体流动方向移动距离，ft；

pc——毛细管压力，等于po－pw，psi；

qt——总流量，等于qo+qw，bbl/d；△ρ——水、油密度差，等于ρw－ρo，g/mL；

αd——相对于水平线地层倾角，(°)。

油田注水工程第6页第一节注水油藏工程

对于指定岩石和流体特征水分相流动而言，注水状态仅是含水饱和度函数，因为相对渗透率和毛细管压力也是饱和度函数。假如忽略重力和毛细管效应，则上述分相流动公式可化简为：油田注水工程第7页第一节注水油藏工程图1-1油水相对渗透率

油田注水工程第8页第一节注水油藏工程图1-2分相水流

油田注水工程第9页第一节注水油藏工程

依据质量守恒标准，同时假设地层流体为非压缩流体，则水线性前缘推进公式由下式求得：

油田注水工程第10页第一节注水油藏工程

二、注采井网通常采取注采井网，即注采井布置如图1-4、图1-5所表示。在实际注采井布置中，也经常采取油藏边缘注水和油藏结构顶部注水方法。油田注水工程第11页第一节注水油藏工程图1-4注采井网(I)

图1-5注采井网(Ⅱ)油田注水工程第12页第一节注水油藏工程

三、油藏非均质性油藏特征，诸如渗透率、孔隙度、孔隙大小分布、湿润性、束缚水饱和度和流体性质等，并非完全一致。其改变常表现在垂向和横向上。人们常将油藏非均质性认为是沉积环境和随即发生相关事件表现，即沉积物颗粒组成本质表现。不论是油气首次运移阶段或是注采开发阶段，油藏很大程度地受到其本身非均质性影响。油田注水工程第13页第一节注水油藏工程

通常描述油藏垂直方向上渗透率成层向非均质性方法有以下几个：

(1)产能系数分布评价(渗透率油藏厚度)。该方法可由累积产能与累积厚度对应图表及储集层中层状渗透率分布情况来确定。对于均质性油藏而言，其产能分布可绘制成直线，因为油藏渗透率改变，该直线斜度即是该油藏非均质性尺度。油田注水工程第14页第一节注水油藏工程(2)由产能系数分布而取得洛伦兹系数是对比均质油藏渗透率尺度。该系数范围为0(均质)到19极其非均质)。鉴于油层中各种不一样渗透率分布均能产生相同洛伦兹系数值，所以洛伦兹系数并非是确定油藏非均质性唯一尺度。油田注水工程第15页第一节注水油藏工程

(3)戴克斯特拉—帕森斯渗透率变异系数是基于常规渗透率分布确定，通常它可由下式求得：式中——平均渗透率，即50％概率渗透率；

——累积样品达84.1时渗透率。渗透率变异范围为0（均质）到1（极其非均质），它可广泛地用于描述储集层非均质性。油田注水工程第16页第一节注水油藏工程

四、采收率总注水采收率由下式计算：式中ERWF——总注水采收率，％；

ED——水涉及体积以内驱替效率，％；

EV——体积涉及系数，实际被水涉及油藏体积百分数。油田注水工程第17页第一节注水油藏工程

1.驱替效率：驱替效率受岩石和流体性质与流通能力(注入水孔隙体积)影响。它能够经过试验室驱替试验、前缘推进理论和经验相关法确定。油田注水工程第18页第一节注水油藏工程影响注水效率原因驱替效率：油与水粘度注水开始与结束时油层体积系数注水开始与结束时含油饱和度相对渗透率特征涉及系数：油藏非均质性(孔隙度、渗透率和流体性质在平面和垂直方向上改变)

定向渗透性地层不连续性(断层)

水平与垂直裂缝地层深度注水井网类型改变注水方向流通能力油与水流度(有效渗透率与粘度)比

油田注水工程第19页第一节注水油藏工程

2.涉及系数体积涉及系数定义为：式中EA——平面涉及系数；

EI——垂向涉及系数。涉及系数与渗透率改变、流体性质、流体分布、流体饱和度和裂缝体系相关。有害渗透率改变会造成涉及系数低、见水快和高含水。

油田注水工程第20页第一节注水油藏工程

图1-6所表示是顶部为高渗透层地层。沿最小阻力路径流动水优先进入这一层，其结果是很快见水，而且，因为垂向涉及效率低，造成大量油遗留于地层。图1-6在可变渗透率系统中驱替试验

油田注水工程第21页第一节注水油藏工程

鉴于渗透率改变原因是经过岩心分析计算得出，故在开始注水之前采集岩心数据极其主要。岩心数据还可用于解释高渗透层和高含水主要原因。注水采收率还能够按照以下公式计算：注水采收率＝(原始石油地质储量-一次采油采收率-可涉及面积内残余油-不可涉及面积内剩下油)/原始石油地质储量。

油田注水工程第22页第一节注水油藏工程

五、注入速度注水开采期和采油速度取决于注入速度。整个注采项目开采期间注入速度改变受许多原因影响，影响注水率可变原因有储集层岩石和流体性质。涉及区和非涉及区面积及流体流度，以及井网结构(如井网、井距和井径)等。在对原来用溶解气驱开采已枯竭油层进行注水开发早期，注水速率会由初始值快速地下降。油田注水工程第23页第一节注水油藏工程

吸水能力定义为注水井和生产井间每单位压差下注水量。溶解气驱已衰竭油藏进行注水早期，油层吸水能力会急剧下降（图1-7）。孔隙充满之后，吸水能力改变取决于流度比。M=l，吸水能力不变，M>1，吸水能力增大；M<1，吸水能力减小。

油田注水工程第24页第一节注水油藏工程图1-7径向系统注水指数改变图

油田注水工程第25页第二节注水评价

一、注水或注水保持压力中主要原因在确定某一个油藏是否适合注水或注水保持压力时必须考虑以下这些原因：1）油藏几何形状；2）油藏岩性；3）油藏深度；4）孔隙度；5）渗透率（大小及变异程度）；6）油藏性质连续性；7）流体饱和度高低及其分布；8）流体性质和相对渗透率关系；9）实施注水最正确时机。油田注水工程第26页第二节注水评价

在评价一个详细油藏实施注水和（或）注水保持压力作业经济可行性时，通常必须整体上考虑上述诸原因对最终采收率、收益率和最终经济效益影响。除油藏特征以外，其它原因也有很大影响。这些原因有原油价格、市场情况、作业费用和水源情况。

油田注水工程第27页第二节注水评价1.油藏几何形状整理油藏资料，确定注水是否适当首要步骤之一是确定油藏几何形状。油藏结构形态和地层特征决定着井位，而且在很大程度上决定着油藏能够经过注水作业开采方式。结构是控制重力分异作用一项主要原因。在高渗透率油藏中，尤其是在老油田中，靠重力分异开采会将原油饱和度降低到再进行注水作业可能毫无经济价值地步。假如结构形态适当，而且残余油饱和度足以供实施二次采油作业，那么应用一个边外注水方式可能会比常规井网或行列注水取得更高面积驱扫系数。对高闭合度油藏还需要研究配套注气方案。油田形状和有没有气顶存在也会影响这个决议。油田注水工程第28页第二节注水评价

到当前为止，大部分注水作业都是在结构闭合度中等油田上实施。许多注水工程分布在地层圈闭型油藏上。因为这类油藏普通都是靠溶解气驱开采，没有天然水驱作用或其它驱油能量，在一次采油之后仍保持很高含油饱和度，因而使这类油藏成为实施二次采油最富有吸引力对象。在这类油藏中，地层倾角相当小，对二次采油没有显著影响。这么，注水井和生产井能够按油藏产权界限和所了解油层情况布置。但油气分布受高闭合度结构控制油藏实施注水能否取得成功，人们还有疑问。油田注水工程第29页第二节注水评价

在确定天然水驱存在和强度，以及确定是否需要进行人工补充注水这些问题时，对油藏几何形状和过去油藏动态进行分析常是很主要。假如必定天然水驱很强，可能就无需注水了。结构特征，如断层、或地层特征，如砂岩尖灭，以及其它非渗透性遮挡层，通常都会影响这些决议。一个原来在其它方面都适合注水油藏，可能因断层高度发育而使任何一项注水方案在经济上都无吸引力。

油田注水工程第30页第二节注水评价2.岩性岩性对一详细油藏注水效率含有很大影响。影响注水可行性岩性原因是孔隙度、渗透率和粘土含量。在一些复杂岩性油藏系统中，总孔隙度中仅含有足够渗透率极少一部分（如裂缝孔隙度）在注水作业中起作用。在这种情况下，注水作业只对基质孔隙度有很小影响，这种基质孔隙很可能是结晶孔隙、粒间孔隙或是原生孔穴。评价这种影响需要广泛试验研究和一些综合性油藏研究。评价工作可能还需要辅以注水作业先导性试验。油田注水工程第31页第二节注水评价

试验室试验表明，不一样产油层中砂岩颗粒与胶结物质矿物组成间差异，可能是造成注水之后观察到残余油饱和度产生差异原因。含油饱和度这种差异证实，它不但取决于油藏岩石矿物组成，而且还取决于岩石内所含烃类组成。Benner和Bartell证实，在一定条件下，某种类型石油基本组成会被吸附在砂岩表面上使石英变成亲油。一样，另一类型石油酸性组分会使方解石变成亲油。当前，尚没有足够数据能够用来可靠预测孔隙壁受水和石油湿润程度不一样对采收率影响，但看来可能是存在某种影响。油田注水工程第32页第二节注水评价

即使有迹象表明一些含油砂层中粘土矿物在水驱时可能因膨胀和反凝絮作用而堵塞孔隙，但尚没有准确数听说明这种损害可能发展到什么程度。这种损害影响取决于粘土矿物性质；然而经过试验室研究只能确定堵塞孔隙影响近似情况。蒙脱石类粘土很可能是发生膨胀而使渗透率降低；而高岭石引发反应可能性最小。由此而引发渗透率降低程度还取决于注入水矿化度。通常，盐水比淡水更适适用于注水。

油田注水工程第33页第二节注水评价3.油藏深度油藏深度是注水应考虑另一个因素。如果油藏深度很大，在经济上不允许再钻井，或者如果必须用老井作注水井和生产井，那么与能钻新井情况相比预计采收率会低些。特别是在井网不规则和加密钻井比租借地还便宜老油田上更是如此。另外，在一次采油之后，深油藏中残余油饱和度可能低于浅油藏，因为深油藏一般有大量溶解气可用于驱替原油，而且原油收缩率高，所以，剩余原油就少些。但其次，如果油藏横向均质性比较好，深度越大，就可以用较高压力和更宽井距。油田注水工程第34页第二节注水评价4.孔隙度

一个油藏原油总产量直接取决于该油藏孔隙度，因为孔隙度乘以含油饱和度（用百分比表示）决定油藏总含油量。一个孔隙度分别为10％和20％油藏，其油藏岩石中流体含量分别为775.8和1551.6桶/（英亩·英尺），所以采集可靠孔隙度数据是非常主要。一个单一油层孔隙度有时能够从10％变到35％。在石灰岩和白云岩中，孔隙度改变幅度可从2％到11％；多孔和裂缝孔隙度能够改变于15％～35％之间。油田注水工程第35页第二节注水评价

到当前为止，测定这一主要特征最可靠方法还是试验室岩心分析。在很多情况下，各种测井方法也十分可靠。这些测井方法包含“微电极测井”或“接触测井”、中子测井、密度测井或声波测井。油田注水工程第36页第二节注水评价5.渗透率（大小和改变程度）油藏岩石渗透率大小在很大程度上决定着注水井在一定砂层面压力下能够保持注水量。所以，在确定一个油藏是否适合注水时必须确定：1）依据深度考虑确定最大允许注水压力；2）依据压力/渗透率数据确定注水量与井距关系。这么就能够粗略地证实在适当长时期内完成所提出注水方案是否需要进行补充钻井。然后把预测采收率近似值同这一开发方案货币支出额相比较，就能够很快证实这个油藏是否适合注水。假如该项工程收益是有利，就能够做更细致工作了。油田注水工程第37页第二节注水评价

近几年来，关于渗透率改变程度无可非议地受到了人们极大关注。相当均质渗透率是注水成功必不可少条件，因为这决定着必须处理注入水水量。假如发觉油藏范围内各油层渗透率差异很大，而且这些油藏都保持大面积连片分布，那么在低渗透层还未得到有效驱扫之前，注入水就会早已在高渗透层中突破引发大量水窜。当然，这将会影响工程经济价值，并由此影响油藏注水可行性。这些油层连续性分布和渗透率改变一样主要，是不可忽略。假如各井渗透率剖面无法对比，高渗透率层是连续分布，那么情况就会有所不一样，注入水窜流现象将不会象动态计算结果所表示那样严重。油田注水工程第38页第二节注水评价6.油藏性质连续性前面已经提到，在确定油藏是否适合注水时油藏岩石在渗透率和垂向均质性两方面连续性所起主要作用。因为在一个油藏中流体实际上是顺着层理面方向流动，所以水平方向（沿层理面）连续性更含有主要意义。假如油藏本体被页岩和致密岩石夹层分隔成小层，那么，应该经过生产层横剖面研究说明，各砂层在延伸比较短一段横向距离后是否有尖灭趋势，或者说各砂岩是否均匀发育。另外，应从岩心分析数据搜集相关交织层理和断裂证据。油田注水工程第39页第二节注水评价7.流体饱和度及其分布在确定一个油藏是否适合注水时必定认为高含油饱和度比低含油饱和度更适合注水。通常，注水开始时含油饱和度越高，原油采收率也将越高。同时，最终采收率越高，水窜现象将越小，风险投资收益将越大。在确定是否适合注水中还包含考虑水前缘过后残余油饱和度。饱和度降低越多，最终采收率和取得经济利益就越大。当前正在研究和试验更新更专门化驱替技术，唯一瞄准目标就是降低驱替介质后面残余油饱和度。油田注水工程第40页第二节注水评价

在美国中大陆地域，注水方案正在从砂岩油藏中取得可观采收率，这些砂岩油藏含水饱和度改变范围为22％～40％。俄克拉何马州Barttesville砂岩油田平均含水饱和度约为30％。Bradford油田开发实践证实，在含油饱和度为40％和含水饱和度为30％条件下注气是徒劳无益，而注水却很成功。宾夕法尼亚州Venango油田实践表明，因为隙间水饱和度高，注水比注气更有利。岩心含油饱和度改变幅度从20％到35％，而隙间水饱和度为40％～60％。在这些油田中，注水采油是没有经济效益，而注气却能够到达增产100桶/（英亩·英尺）。油田注水工程第41页第二节注水评价

在得克萨斯州Throckmorton县WoodsenShallow油田进行注水，是“高含水砂岩油藏进行注水无经济效益”这一说法一个例外，该油田在平均含水饱和度为54％砂岩油藏进行注水是成功。隙间水含量能够经过以下方法进行估算：油基泥浆取心岩心分析、电测井资料解释、试验室恢复原态岩心水驱试验、或毛细管压力试验。在确定油藏是否适合注水作业中起作用另一个原因是自由气饱和度。假如无边水侵入，油藏中自由气所占据孔隙空间取决于产出到地面油和气所空出孔隙空间。假如已知准确生产数据，就能够确定出产出油和气所空出孔隙空间。油田注水工程第42页第二节注水评价

对溶解气驱油藏来说，气所占地那部分孔隙空间可由下式确定：式中Sg——含气饱和度，％；

Sw——含水饱和度，％；

N——原油地质储量，地面桶；

Np——原油产量，地面桶；

Boi——原始原油地层体积系数，地下桶/地面桶；

Bo——原油地层体积系数，地下桶/地面桶。油田注水工程第43页第二节注水评价

一些作者经过试验证实，在含油饱和度一定条件下，注水采收率随含气饱和度增加（在到达大约30％以前）而提升，但在含气饱和度超出30％以后，注水效益将随含气饱和度增加而下降。自由气作用是能够使水前缘后面残余油饱和度低于一样系统在无自由气状态下注水可能到达残余油饱和度。在注水期间因为存在自由气而使采收率提升，认为是以下原因起了不一样作用，即：原油物质性质改变；自由气选择性封堵作用；自由气相中含有油雾；残余气取代残余油。油田注水工程第44页第二节注水评价

自由气饱和度对注水采收率影响依然是一个学术研究课题。在驱替水前面注气（或和水一起注）好处，在还未经过试验室和矿场验证之前，如要把这种方法用于大型矿场作业，应慎重从事。油田注水工程第45页第二节注水评价8.流体性质和相对渗透率关系油藏流体物理性质对确定一个详细油藏是否适合注水也有显著影响。在这些性质中最主要是原油粘度。原油粘度影响流度比。油藏岩石对驱替流体和被驱替流体相对渗透率也是流度比中一个因子，在这种情况下驱替流体粘度是指水粘度。任何一个单相（如原油）流度是该相渗透率与其粘度之比Ko/μo。流度比（M）是驱替流体流度与被驱替流体流度之比。流度比越大，油井见水时采收率越低；因而，采出一定量原油所必须采出水也越多。这是因为：1)油井见水时驱扫面积较小；2)分层效应增强。

油田注水工程第46页第二节注水评价9.注水最正确时机一个详细油藏实施注水最正确时机取决于作业者实施注水主要目标。在这些目标中可能有：1)原油采收率最高；2)未来纯收益最高（美元）；3)每投入1美元未来纯收益最多（美元）；4)货币收益稳定率或5)贴现值最大。当然，希望能到达全部这些目标，而且看来应在早期开始注水作业,然而情况并非总是这么。确定开始注水最正确时机最惯用方法是先假设几个开始注水时间，计算可望到达原油采收率、产量、货币投入和收益，然后研究这些原因对最希望到达目标影响。油田注水工程第47页第二节注水评价

在均质油藏中，假如能恰好在到达泡点压力时开始注水，就可望到达最高采收率。这是因为水驱后残余油溶解气含量最大，而且在泡点压力下原油粘度最有利。假如忽略自由气饱和度对残余油饱和度影响，则非均质性会使到达最高采收率最正确压力低于泡点压力。假如泡点压力很低，则产量会大幅度下降，因而作业者宁愿早些注水。在非均质油藏中，在泡点压力以上开始注水，最终采收率会比较低，但在经济利益上还是划算。油田注水工程第48页第二节注水评价二、注水效果评价1.影响注水采收率原因溶解气驱一次采油采收率受孔隙度、原始含水饱和度、原始或泡点压力下油层体积系数、绝对渗透率、原始或泡点压力下原有粘度、泡点或枯竭压力影响。在计算最近已投入开发且有足够油藏和生产数据油田一次采油采收率时，通常没有大问题。然而，对于生产数据不可靠或采取不合理测井方法老油田，要预计一次采油采收率很困难。油田注水工程第49页第二节注水评价主要变量其它变量原始含水饱和度残余油饱和度(驱替效率)油层体积系数(原有收缩率)一次采油采收率体积包括系数平面包括垂向包括孔隙度绝对和相对渗透率特征油与水粘度原始压力一次开采后枯竭压力结构特征油藏非均质性注水井网注水时间经济原因井距油藏深度油价水可取得性作业费用表1-3影响注水采收率原因

油田注水工程第50页第二节注水评价2.注水效果评价方法(1）流体饱和度分布和性质注水能否取得成功一个最主要原因就是开始注水时流体饱和度。在含水饱和度为50％或大于50％时，要取得经济注水效果极难。在这种高含水饱和度条件下，水相对渗透率含有不利影响，极难形成一个集油带。然而，当束缚水饱和度到达50％或更高时，还是能够进行成功注水，唯一条件是要结合其它一些有利原因。普通来说，较高束缚水饱和度会增加注水风险性。

油田注水工程第51页第二节注水评价

油藏岩石相对渗透率是指地层存在一个或一个以上流体时，岩石允许一个流体经过能力。这些流动性质都是建立在孔隙几何形状、润湿性、流体分布和饱和度历史基础上。图1-8和图1-9分别给出了亲水和亲油地层经典水/油相对渗透率特征。图1-8强亲水岩石经典水/油相对渗透率

图1-9经典水、油相对渗透率

油田注水工程第52页第二节注水评价

油藏岩石水、油流动性质普通用于估算用水驱替储层中原油所取得原油采收率。相关水淹条件下水相对渗透率资料能够提供吸水能力值。注水评价中要考虑另一个主要原因是开始注水时气体饱和度。因为压力递减而从油藏释放气体必须经过再饱和。假如注水过程中涉及效率或驱替效率很低，大部分原油可能会重新饱和未涉及孔隙体积而无法开采。高地层体积系数和高溶解气油比油藏，应在粘度最小时泡点压力下或稍高于泡点压力下进行注水。油田注水工程第53页第二节注水评价

在含有高水平渗透率和垂向渗透率厚油层内，流体可能分布不均匀。在这种情况下，油层顶部气饱和度很高，而底部油饱和度较高。这种油藏中注入水将趋于进入含有高气饱和度地层并绕过原油。类似问题在有底水油藏也会发生，这种情形下，水将从油下流过。油田注水工程第54页第二节注水评价

油藏流体和注入流体性质影响注水动态（图1-10），普通来说，含粘性原油油藏对注水响应较差。当水驱替流度比其小油时，驱替前缘不稳定，水有沿着油藏指进趋势，从而造成过量产水。图1-10原油PVT性质示意图

油田注水工程第55页第二节注水评价（2）裂缝假如注水井和生产井同在平行于裂缝方向一条线上，将会出现过早见水（图1-11）。假如多口注水井同在与裂缝方向平行一条线上，则注水井间干扰将会使水横穿裂缝沿直线向生产井推进。所以，在设计注水井网之前，了解裂缝方向非常主要。这一原因能够决定注水成败。图1-11裂缝方向与井位油田注水工程第56页第二节注水评价（3）油藏横向与垂向非均质性油藏中渗透率高低不均匀会造成注水不平衡，交织层理也会妨碍流体在注水井与生产井之间流动。有时，油藏可能含有一些松软平面或一些在井底注水压力下能够敞开天然闭合裂缝。除了这些原因之外，我们还必须考虑注水井与生产井对之间储层连通性。油田注水工程第57页第二节注水评价（4）油藏压力水平当油藏压力水平在原始泡点时，注水可产生最大原油采收率。在原始泡点压力下，因为没有游离气饱和度，注水见效会很快。有些人认为，最正确压力水平应稍低于泡点压力，因为少许气饱和度能够降低水驱残余油饱和度。然而，实际上要在整个油藏均匀地实现这一条件是难以做到。气饱和度改变会很大，对注水动态将产生不利影响。油田注水工程第58页第二章注水工程方案基本内容

油田注水工程第59页

注水是保持合理油藏压力，有效利用水驱油作用，实现油田高产稳产主要路径之一。要实现高效注水，少井多产，简化流程，精简现场操作人员，对地面和地下注水工艺流程及注入参数都提出了较高要求。第二章注水工程方案基本内容油田注水工程第60页第二章注水工程方案基本内容

在采油工程方案设计中对注水工艺基本要求是：（1）注水工艺和注水能力能满足不一样开发阶段油田开发要求。（2）注水水质必须与储层矿物和流体配伍，并确保注入水中所含悬浮物不伤害油层。（3）对层间矛盾严重油层应采取分层注水，确保满足配注要求，争取最大涉及体积。（4）对注水能力不能满足配注要求井，应进行有效增注办法。（5）采取全密闭流程。注水站依据储层特点采取各种除油、过滤办法、严格杀菌、脱氧、防垢等工艺技术。在腐蚀严重油藏，注水管线、储罐、井下油管要采取全方面涂层、镍磷镀、渗氮等防腐油管，油套环空加套管保护液；对低渗透油田，注水井井口加磁化器及二级精细过滤器。（6）普通采取单管注水管柱，实现三年以上不动管柱。油田注水工程第61页第一节油田注水开发可行性分析

编制采油工程方案中注水工艺方案时，必须从油藏地质特征分析（矿物分析、X衍射、孔隙结构等）和岩石表面润湿性试验两个方面提出注水可行性汇报。油田注水工程第62页第一节油田注水开发可行性分析

一、油藏特征分析1.合理油藏压力水平油田天然能量是指弹性能量、溶解气能量、边底水能量、气顶气能量和重力能量等。这些能量都可作为驱油动力。要充分利用天然能量，保持合理油藏压力水平。根油藏工程方案设计结果提供最小驱替压差和油藏压力，反求各个不一样开发阶段所需流动压力，从技术方面分析是否可行。假如不可行，则需要调整油藏压力水平，但不能高于原始油藏压力，不然会破坏原始地应力平衡，造成一系列问题。对天然能量充分，且渗透率较高油藏，就无须采取注水。总之要尽可能利用天然能量，提升经济效益。油田注水工程第63页第一节油田注水开发可行性分析

2.从能量平衡出发，评价经济上是否合算主要从采油工程角度出发，论证油藏工程方案提出油藏压力水平在经济方面是否合算。水驱开发油藏在自喷开采阶段，伴随含水率上升，井筒内液柱相对密度增大，流动压力上升，要保持一定生产压差，就要不停地提升油藏压力或降低流动压力。伴随油田含水率不停上升，油井最低自喷流压不停增高，放大生产压差余地越来越小。所以在适当初机应改变采油方式，由自喷生产转为人工举升采油，大幅度降低流动压力，这时候就要对比因为油藏压力低所节约注水量与流动压力低而增加举升能量是否在经济上合算。

油田注水工程第64页第一节油田注水开发可行性分析

油藏压力过高，即使保持了较高驱动能量，即驱替压差大、生产压差大、所需人工举升能量少，能够取得很好增产效果；但所需注水压力也随之升高，增加注水能耗，经济上也不一定合算。油藏压力过低，不能确保稳产需要生产压差，使油田产量递减速度加紧。当油藏压力低于饱和压力，使原油在油层中脱气，造成油相相对渗透率降低，影响油田采收率；另外，对特低渗透率油藏，油藏压力降低过多，造成油藏产生应力敏感，其渗透率随之降低，且不可恢复。油田注水工程第65页第一节油田注水开发可行性分析

所以，合理油藏压力既要满足到达一定产量要求生产压差，又要防止在低于饱和压力下开采，普通略低于饱和压力（通常控制在15％以内，约3～5MPa左右）。注水井井底流动压力应低于油层中部破裂压力，这么不至于造成注入水沿裂缝窜流，降低驱油效率。假如注水系统压力比较平稳，可采取稍高于破裂压力开启，注水压力控制在破裂压力与闭合压力之间，这么裂缝不会延伸，既可确保合理注采比，满足注水量需要，又防止了注入水沿裂缝窜流。油田注水工程第66页第一节油田注水开发可行性分析

由上可知，分析保持最优油藏压力水平时，首先必须考虑油藏工程给出油藏压力是否合理，然后从采油工艺方面提出最优油藏压力保持水平，再与油藏工程方面协调确定最优油藏压力。油田注水工程第67页第一节油田注水开发可行性分析

二、储层表面润湿性分析应用有代表性岩心进行润湿性试验研究。亲油润湿适于注气而不适于注水，亲水润湿既可注水又可注气。新近研究结果表明：对注水开发油田，岩石亲水表面好于亲油表面，中间润湿较强亲水很好。油田注水工程第68页第二节注水量及吸水能力预测一、注水量预测预测注水量标准是维护油藏合理压力不降。所以必须用天然水驱水量和人工注水量总和来补充采出液在地层内所占体积，在不考虑其它原因情况下，注入量预测公式可表示为：油田注水工程第69页第二节注水量及吸水能力预测全油田年注水量：其中Qiw——单井日注量，m3/d；

Bo——原油体积系数；

A——采注井井数比；

Vnw——平均天然供水量，m3/d；

Qo——单井日产油量，t/d；

ρo——地面原油密度，t/m3；

fw——采出液含水率，小数；

N——注水井数，口；

T——注水井年平都有效注水天数，d；

Q——全油田年注水量，m3。油田注水工程第70页第二节注水量及吸水能力预测

依据以上方法能够预测全油田不一样含水期注水量。详细每口井配注量还应依据油藏工程方案提供预测年限（通常为20～30a）或含水98％时不一样类型井总注水量，测算出逐年实际需要注水量，设计出单井注水量，以满足油田开发总体方案要求。

油田注水工程第71页第二节注水量及吸水能力预测二、吸水能力预测采油工程方案中预测吸水能力主要目标是：（1）确定经过单井上工艺办法能否和怎样实现油藏工程方案注水要求；（2）为预测注水压力，合理选择注入设备提供基础，因为吸水能力是决定注水压力三个主要指标（吸水能力、配注量及油藏压力）中最主要。油田注水工程第72页第二节注水量及吸水能力预测

在缘内或面积注水时，注水井吸水能力将随注入水推进而发生改变。在编制采油工程方案时，注水井吸水能力预测，可采取以下几个方法：（1）依据油藏工程数值模拟结果，它可得到不一样开发阶段注水井在非外部原因（储层损害、增注办法）影响下吸水能力改变；（2）利用试注指示曲线确定吸水能力，它只能给出试注期间吸水能力；（3）利用渗流力学简化方法近似地预测吸水能力；（4）经过油井试采期间挤注办法（酸化、压裂等）资料加以处理来预计吸水能力。油田注水工程第73页第二节注水量及吸水能力预测

不论注水过程中吸水能力怎样改变，在采油工程方案设计时，更为关心是早期吸水能力及长久注水后在注水井附近残余油饱和度下吸水能力。它们是方案设计者预测注入压力及选择设备时所要考虑主要依据，尤其是后者。油田注水工程第74页第二节注水量及吸水能力预测1.利用试注指示曲线确定吸水能力由试注期间测得指示曲线（图2-1），可由公式2-3计算出当前吸水指数。

式中Jw——吸水指数，m3/（d·MPa）；

Ql，Q2——日注量，m3/d；

pl，p2——对应Ql，Q2注入量井底压力，MPa。油田注水工程第75页第二节注水量及吸水能力预测图2-1注水指示曲线

油田注水工程第76页第二节注水量及吸水能力预测2.利用渗流力学简化方法确定吸水能力1）确定油水流度比

式中M——流度比；

λo，λw——油、水流度，μm2/（mPa·s）；

Krws——不一样开发阶段剩下油条件下水相对渗透率，μm2；

Kros——束缚水条件下油相对渗透率，μm2；

μw——水和油粘度，mPa·s。油田注水工程第77页第二节注水量及吸水能力预测Krws，Kros能够由油水相对渗透率曲线中查出，其中Krws可假定不一样开发阶段剩下油饱和度，由油水相对渗透率曲线查出。原油和水地下粘度可由高压物性试验取得，在缺乏高压物性试验资料情况下，可采取对应公式计算。油田注水工程第78页第二节注水量及吸水能力预测2）用径向流公式求比采油指数

式中Qo——日产油量，m3/d；△p——生产压差，MPa；

Ko——有效渗透率，μm2；

a——单位换算系数，为86.4；

μo——地层油粘度，mPa·s；

Re——井供油半径，m；

rw——井眼半径，m；

S——表皮系数，与油井完成方式、井底伤害或增产办法相关；

Bo——地层原油体积系数；

Jo——比采油指数，m3/（d·MPa·m）。油田注水工程第79页第二节注水量及吸水能力预测3）确定地层比吸水指数Jw

Jw＝Jo·M

式中M——流度比。

油田注水工程第80页第二节注水量及吸水能力预测3.水力压裂井最大注水量计算当吸水指数乘以注水压差所得到注水量大于临界注水量时，可采取水力压裂方法扩大渗流面积，提升单井注入量。（1）当水力压裂产生垂直裂缝时。此时裂缝相当于增加了井有效半径，井有效半径可按缝长1/4来近似计算。压裂后井最大注水量可表示为：油田注水工程第81页第二节注水量及吸水能力预测

（2）假如是水平裂缝，可近似地看作将井径扩大到裂缝半径，其可能最大注水量为：式中qi——注水量，m3/s；

Kw——水有效渗透率，μm2；

μw——地层条件下注入水粘度，Pa·s；

h——地层有效厚度，m；△p——注水压差，Pa；

Re——井外缘半径，m；

S——表皮系数，与油井完成方式、井底伤害或增产办法相关；

Lf——垂直裂缝缝长，m；

rf——水平裂缝半径，m。油田注水工程第82页第三节注水压力及温度预测

一、注水压力预测1.注水压力预测（1）当油层无控制（不装水嘴）注水时，注水压力公式以下：油田注水工程第83页第三节注水压力及温度预测

式中pwh——井口注水压力，MPa；△p——注水压差，MPa；

qi——注水量，m3/d；

Jw——地层吸水指数，m3/（d·Ma）；

λ——摩阻系数，无量纲，随雷诺数而改变；

H——注水井油层中部深度，m；

d——油管内径，m；

υ——注入水在油管内流速，m/s；

g——重力加速度，m/s2；

ρ——水相对密度，无量纲；

p开启——地层开始吸水时井底压力（可由注水指示曲线与纵坐标交点得出），MPa；△p开启——开启压差（△p开启=p开启－pr），MPa；

pr——平均油藏压力，MPa；

p水柱——静水柱压力，MPa；

pf——注水时油管内沿程损失，MPa。油田注水工程第84页第三节注水压力及温度预测

（2）当油层控制（装上水嘴）注水时，按下式计算：式中pt——注水时配水嘴所造成压力损失，MPa。油田注水工程第85页第三节注水压力及温度预测

2.注水压力预测步骤

（1）应用试采期间试注数据，利用不一样时期吸水指数和预测注水量来求出注水压力，并分析确定油藏不一样类型注水井注入压力。（2）假如没有试注数据，利用试油、试采取得采油指数估算吸水指数，用上述方法预测注水压力，并分析确定油藏不一样类型注入井注入压力。

油田注水工程第86页

（3）在没有任何资料又急于确定注水压力时，可借用类似油藏吸水指数或用经验系数预计吸水指数，按上述注水压力预测方法预测注水压力。（4）假如没有任何可借用资料，只能利用该油田油水流度比来粗略估算吸水指数，即Jw〞=Jo·M·h（M：油水流度比；Jo：比采油指数；Jw〞：吸水指数；h：油层有效厚度），再按上述注水压力预测方法预测注水压力。第三节注水压力及温度预测

油田注水工程第87页第三节注水压力及温度预测

3.地层破裂压力预测标准上注水压力不应超出地层破裂压力。地层破裂压力计算公式以下：

式中pwh——井口破裂压力，MPa；

pw——井底破裂压力，MPa；

G——破裂压力梯度，MPa/m；

H——油层中部深度，m；

p水柱——静水柱压力，MPa；

pf——管路摩阻，MPa。

油田注水工程第88页第三节注水压力及温度预测

油藏常规注水时，为预防油层被压开，要求注水压力不超出破裂压力90％，所以破裂压力是注水压力上限。对特低渗透油田注不进水时，可采取微超破裂压力注水。普通按以下步骤进行破裂压力预测。（1）依据试油试采过程中实际压裂资料进行分析，即采取压开地层后，停泵读得瞬时井口压力，加上井内静液柱压力，除以油层深度，求得破裂压力梯度，采取地层破裂压力计算公式，计算出井底和井口破裂压力。油田注水工程第89页第三节注水压力及温度预测

（2）假如没有上述数据，可进行小型压裂取得数据后再进行理论计算。（3）假如没有条件进行小型压裂，可借用附近类似油田（要求岩石力学参数相近、岩性相同、井深及上覆压力相近）数据进行分析和预测。油田注水工程第90页（4）在没有预测条件，又急于编制工艺方案时，可用经验法进行估算。普通情况下，当油层深度小于500m时，大多为水平裂缝，破裂压力梯度可选取0.023MPa/m；当油层深度大于500m时，大多为垂直裂缝，破裂压力梯度可选取0.017～0.023MPa/m。但也有例外，如大庆油田井深1200m，因为有原始水平裂缝，破裂压力梯度为0.023MPa/m；有油气藏，因为地质结构为向斜挤压成型，如四川八角场井深3000m，破裂压力梯度高达0.032MPa/m；塔里木油区井深5000～5500m，破裂压力梯度为0.028MPa/m。所以估算破裂压力梯度时应参考油区特点再行选取。第三节注水压力及温度预测

油田注水工程第91页第三节注水压力及温度预测

4.注水系统压力等级确实定合理注水压力设计应考虑地面设备和流程合理压力等级，因为地面管网高压比中压、中压比低压价格约高一倍。所以在编制采油工程方案时，必须应用本节讲述注水压力预测方法预测出不一样类型注水井在不一样开发阶段注水压力和地层破裂压力，参考注水系统管网压力系列，推荐合理油田注水系统压力等级。国家对兆帕系列压力等级划分为三个级别，即：低压：0.25，0.4，0.63，10，1.6MPa；中压：2.5，4.0，6.3，10.0，16.0，20.0，25.0MPa；高压：32.0，40.0，50.0，63.0MPa。油田注水工程第92页第三节注水压力及温度预测

二、温度预测注入水温度是影响地下原油粘度主要原因。温度降低，原油粘度增加，影响开发效果。温度降低时，还会引发原油中石蜡析出伤害地层。另外，温度改变会引发油藏岩心表面性质改变；近井地带温度改变还会造成近井地带应力场改变，并有可能诱发裂缝。所以，有必要确定最正确注水温度，预防温度降低对注水工作带来不利影响。油田注水工程第93页第三节注水压力及温度预测

1.注水井井底温度预测注水井井底温度采取Ramey热传导方程计算：

其中：油田注水工程第94页第三节注水压力及温度预测

式中Twf——注水井井底温度，℃；

α——地温梯度，℃/m；

Tgs——地表温度，℃；

Twh——注入水井口温度，℃；

Qiw——注入速度，cm3/s；

ρww——水密度，g/cm3；

H——油层中部深度，m；

Cf——注入水比热，J/(g·℃)；

Kh——岩石热传导率，W/(m·℃)；

Dc——套管外径，m；

K——地层热扩散率，m2/s；

t——连续注入时间，s。油田注水工程第95页第三节注水压力及温度预测

2.优化注水温度方法注水井井底温度应高于原油析蜡温度或凝固点温度。由井底温度计算公式可计算出在不一样井口注入水温度、注入量和注入时间下井底温度，然后综合分析确定最正确注水温度。据江汉油田室内试验，油藏温度下降1℃，残余油饱和度增加0.51％。大庆油田室内试验结果表明，当温度低于析蜡温度时，平均每下降1℃驱油效率下降0.57％。油田注水工程第96页第四节注水水质及质量要求

编制注水工艺方案，首先应依据研究油藏工程方案对注水要求进行综合分析。必须依据储层润湿性、孔隙结构和非均质情况等资料，优化注入水水质。假如发觉注水工艺方案设计结果与油藏工程方案有矛盾，则需与油藏工程方案设计共同协商处理。油田注水工程第97页第四节注水水质及质量要求

一、注入水质评定对油田注入水除要求水源供水量稳定、取水方便、经济合理外，其水质还必须符合以下基本要求：（1）水质稳定，与油层流体相混不产生沉淀；（2）水注入地层后不使粘土矿物产生水化膨胀或剥离运移；（3）悬浮物符合水质标准要求，以防堵塞注水井渗滤面及渗流孔道；（4）对注水管网和设施腐蚀性小。当采取两种水源进行混合注水时，应首先进行室内试验，证实两种水配伍性好，对油层无伤害。油田注水工程第98页第四节注水水质及质量要求

二、注水介质质量要求1.悬浮物颗粒直径确实定用有代表性岩心和不一样粒径悬浮固体颗粒做流动试验，确定悬浮固体颗粒粒径指标。假如没有代表性岩心，可借用附近类似油田（即：矿物分析、孔隙结构、地层系数和流动系数靠近油田）岩心或数据，确定悬浮固体颗粒粒径指标。油田注水工程第99页第四节注水水质及质量要求

（1）孔隙型油藏悬浮物颗粒直径确实定。取不一样主渗流通道孔径岩心与不一样悬浮物颗粒粒径，在同一注入速度下测出不一样堵塞速度。试验结果证实：当悬浮物颗粒粒径相同时，渗透率越低，孔隙半径越小，堵塞速度越快；当孔隙半径一定时，悬浮固体颗粒粒径很小和很大时，堵塞速度都较低；当注入水中悬浮物颗粒直径与主渗流通道孔隙直径之比为1/3～1/6时，堵塞最严重，故要求悬浮物颗粒粒径小于主渗流通道孔径1/6。油田注水工程第100页第四节注水水质及质量要求

（2）裂缝型油藏悬浮固体颗粒直径确实定。取不一样裂缝宽度岩心与不一样悬浮物颗粒粒径，在同一注入速度下测出不一样堵塞速度。试验结果证实，悬浮固体颗粒粒径分布和裂缝宽度之间有一个配合关系，粒径很小和很大时，堵塞都较慢；只有当二者之间符合下式数值关系时，堵塞速度最快。式中W——裂缝宽度，μm；

dt——峰值粒径，μm。当粒径一定时，堵塞速度随裂缝宽度增大而下降，当裂缝宽度增大到全部颗粒都不能堵塞时，堵塞速度下降到零。油田注水工程第101页第四节注水水质及质量要求

2.悬浮固体含量确实定

(1)孔隙型油藏悬浮固体含量确实定。①试验法。采取能代表储层人造岩心，先注蒸馏水，待渗透率稳定以后，得到岩心渗透率，然后改注悬浮固体溶液（悬浮固体粒径不变），求得悬浮固体溶液浓度不一样时注入曲线。再经过试验得出悬浮固体粒径、溶液浓度等其它条件相同，岩心渗透率不一样时注入曲线。试验结果表明，悬浮固体溶液浓度越大，渗透率下降速度越快，渗透率越高，悬浮物堵塞曲线斜率越小，堵塞速度越慢。从两条曲线优选出最正确悬浮固体浓度。油田注水工程第102页第四节注水水质及质量要求

②计算法。依据油藏日配注量、一定渗透率允许下降值及注水时间来计算悬浮固体溶液浓度。其计算公式为：其中：油田注水工程第103页第四节注水水质及质量要求

式中C——悬浮固体溶液浓度，mg/L；∑Q——累积注入量，ml；

R——伤害半径，cm；

h——注入厚度，cm；

d1——粒径，μm；

KQ——渗透率比值；

ρ——悬浮固体溶液密度，g/cm3；

υ——注入速度，cm/min；

t——注入时间，min；

K0——初始渗透率，10-3μm2；

Ki——按注水要求到注水末期允许伤害后最低渗透率（设定值），10-3μm2。油田注水工程第104页第四节注水水质及质量要求

（2）裂缝型油藏悬浮固体含量确实定。①试验法。采取不一样裂缝宽度岩心，先注不含悬浮固体稠化水，待渗透率稳定后，改注不一样浓度和不一样悬浮粒径悬浮固体溶液，测定渗透率改变。由试验能够得出以下规律。悬浮固体溶液浓度越大，堵塞速度越快，即渗透率下降速度与悬浮物含量成正比；渗透率下降程度与经过单位面积累计流量成正比；渗透率下降速度与悬浮颗粒密度成反比。由试验结果能够优选出合理悬浮固体含量。油田注水工程第105页第四节注水水质及质量要求

②计算法。依据油藏日配注量、渗透率允许下降值、裂缝宽度及粒径分布参数值来计算悬浮固体溶液浓度。其计算公式为：油田注水工程第106页第四节注水水质及质量要求

式中C——悬浮固体溶液浓度，mg/L；∑Q——累积注入量，ml；

Ko——初始渗透率10-3μm2；

Ki——某一累积注入量对应渗透率，10-3μm2；

KQ——渗透率比值；

ρ——悬浮固体溶液密度，g/cm3；

A——堵塞速度常数，A值越大，堵塞速度越大（C/ρ一定时）；

da——粒径均值，μm；

W——裂缝宽度，μm；

dp——粒径峰值，即峰高（小数）；

dt——峰值粒径，μm；

y——堵塞界限函数；

x——最易堵塞函数；

dm——最大粒径，μm。油田注水工程第107页第四节注水水质及质量要求

3.油量指标用有代表性岩心和不一样含油量做流动试验，确定含油量指标。假如没有条件做试验时，借用相邻类似油田岩心或数据（即矿物分析、地层系数和流动系数靠近油田）确定含油量指标。油田注水工程第108页第四节注水水质及质量要求

（1）孔隙型油藏含油量指标确实定。①试验法。配制不一样浓度乳化油，对不一样渗透率岩心进行堵塞试验，在同一注入速度下测出不一样堵塞速度。由试验结果可知：渗透率下降速度与累积注入量之间关系在早期与后期不一样，早期成线性关系，后期趋于稳定。说明乳化油堵塞不会像悬浮固体颗粒那样无限堵塞直至堵死，而是渗透率下降到一定程度以后，会趋于稳定，渗透率越高，堵塞越慢；压差作用显著，增大注水压差，渗透率显著恢复，而且堵塞速度减慢。油田注水工程第109页第四节注水水质及质量要求

②计算法。可依据乳化油浓度与膜滤系数关系确定适当含油浓度（见图2-2）。膜滤系数测定方法：在0.14MPa(20psi)N2或CO2气压下，测量1000ml水流过直径为47mm滤膜微孔为0.45μm膜滤器所需时间，计算出膜滤系数。膜滤系数＝总注入量（ml）/压力（MPa）×总过滤时间（min）。

图2-2乳化油浓度与膜滤系数关系

油田注水工程第110页第四节注水水质及质量要求

（2）裂缝型油藏含油量指标确实定。①试验法。配制不一样浓度乳化油，对不一样渗透率岩心进行注入试验，在同一注入速度下测出不一样堵塞速度。由试验结果可知，当注入水中含油浓度增大到一定程度或累积注入量到达一定值以后，渗透率下降速度越来越小。渗透率越高，堵塞越慢。压差作用显著，增大注水压差，渗透率显著增大而且堵塞速度减慢。对高渗透裂缝性油藏，含油指标对油层伤害不是很敏感，能够放宽要求，按行业标准执行，假如渗透率到达“μm2”级，甚至还能够放宽。但必须看到因为含油量存在，能够强化悬浮液颗粒堵塞作用，而且会促使后期堵塞现象提前出现。所以对低渗透裂缝型油藏含油浓度依然需严格控制。②统计法。可依据乳化油浓度与膜滤系数关系确定适当含油浓度。由图2-2能够看出，当水中含油小于20mg/L时膜滤系数开始上升，说明储层伤害较小。油田注水工程第111页第四节注水水质及质量要求

4.腐蚀速度确实定（平均腐蚀率测定）用注水全过程各类注入水样全分析，进行腐蚀原因分析及预测，论证防腐方案方法和步骤（包含除氧），然后用挂片方法实测腐蚀速度，结合分析和预测结果，在室内进行防腐配方筛选。并结合油藏实际情况论证、优化水质指标，普通要求水中含氧小于0.05mg/L（国外要求小于0.01mg/L）、游离CO2含量应小于10mg/L、硫化物（H2S）含量应小于10mg/L。采取注入水中挂片失重法，依据管线寿命与油田开发经济效益确定腐蚀率。行业标准要求应低于0.076mm/a。假如达不到标准要求，则必须做室内试验，优选防腐配方，直至到达标准要求为止。油田注水工程第112页第四节注水水质及质量要求

5.腐生菌含量确实定腐生菌在注入系统中是广泛存在，它产生大量粘液并堵塞地层。确定其指标时，必须做室内试验，采取细菌培养繁殖法，控制细菌数量，以控制腐生菌不产生结膜数量较适宜。油田注水工程第113页第四节注水水质及质量要求

6.硫酸盐还原菌（SRB）数量确实定在注入水中模拟在厌氧条件下，采取金属挂片失重法研究碳钢腐蚀失重与时间关系，如表2-1所表示。由表2-1中数据能够看出，没有SRB菌或只有SRB菌，金属腐蚀速度改变不大，当SRB菌种与FeS同时存在时，金属腐蚀失重猛增。这说明SRB本身对金属腐蚀影响并不是至关主要，不过当水中含有硫化物时，对金属腐蚀相当严重，而SRB在生长时其代谢产物主要是硫化物和水，造成系统金属腐蚀。所以SRB数量是依据腐蚀速度测定来确定。油田注水工程第114页第四节注水水质及质量要求

编号不一样体系不一样时间(周)每块钢片失重，mg5101520301无菌培养基15232接菌种培养基15283无菌培养基+FeS30892094接菌培养基+FeS1834465接菌培养基+FeS109169324313

表2-1SRB在不一样腐蚀环境中碳钢腐蚀失重与时间关系

油田注水工程第115页第四节注水水质及质量要求

7.溶解氧含量确实定采取注入水中挂片失重法，确定注入水中溶解氧含量。测出同一温度下，不一样含氧量与腐蚀速度关系曲线，按行业标准腐蚀速度（<0.076mm/a）确定其含量。国外经验证实水中含氧是造成腐蚀关键原因，国内外普遍认为水中含氧应控制得越低越好，多数人认为应控制在0.01mg/L以下。油田注水工程第116页第四节注水水质及质量要求

8.水中游离CO2确实定模拟水系统试验，测出注入水中CO2不一样含量与腐蚀速度关系曲线，按行业标准腐蚀速度确定其含量。9.含铁量确实定注入水中含铁量增加轻易产生沉淀、堵塞油层。普通要控制水中铁离子含量不超出行业标准。最好要模拟水系统条件，做不一样含铁量沉淀试验，以此为依据确定含铁量指标。油田注水工程第117页第四节注水水质及质量要求

三、特殊油藏注入介质中加化学剂对特殊油藏，如普通稠油油藏进行注水开发时，采取在注入介质中加入各种化学剂，经过降低驱替剂流度比和减小油水界面张力方法，来提升采收率。降低驱替剂流度通常有两种方法。一是聚合物驱方法，即向注入水中加入少许聚合物以增加水粘度；另一个是泡沫驱方法，即向油层内注入一个稳定气水分散体系以到达降低注入流体流度目标。降低油水界面张力即向油层内注入高pH值溶液或碱水溶液，在油层中降低油水界面张力，最终降低残余油饱和度。油田注水工程第118页第四节注水水质及质量要求

1.评价注水水源考虑油田开发全过程，分析、研究不一样开发阶段注入水，分别对各种水源做该水源与地层适应性评价试验，由试验确定其对地层是否适应。（1）分析资料。①做各个开发阶段注入水和油层水全分析，包含钾、钠（或钾+钠）、钙、镁、钡、锶、铁（Fe2+，Fe3+）、铝等阳离子和氯、碳酸根、重碳酸根、二价硫、硫酸根等阴离子浓度；分析水中可溶性二氧化硅、游离二氧化碳、溶解氧、硫化氢等组分浓度，pH值及水总矿化度等参数。有时还需要分析岩心阳离子交换量CEC值。②测定水温度、密度、粘度，悬浮固体浓度，颗粒分布，腐生菌、硫酸盐还原菌、铁细菌含量和平均腐蚀率等。油田注水工程第119页第四节注水水质及质量要求

（2）水配伍性评价。①含钡、锶、钙离子水与含有硫酸根离子水混注时，必须考虑硫酸盐结垢问题，经试验或计算认为不会生成沉淀时才可注入，不然应进行处理，使BaSO4结垢量控制指标小于2.5mg/L。②二价硫离子含量高水与含有二价铁离子水混注时，应考虑硫化亚铁结垢问题，经处理后方可注入。③碳酸氢根和碳酸根离子含量较高水与含钙、镁、钡、锶、铁（Fe2+）等离子水混注时，或当水中游离二氧化碳含量较高，或二氧化碳逸出使水pH值升高时，应考虑碳骏盐结垢问题。油田注水工程第120页第四节注水水质及质量要求

④按化学溶度积理论，可初步判断各种离子在水中稳定性。注水过程中可能包括易发生沉淀化合物有：BaSO4，SrSO4，CaCO3，CaSO4，FeS，BaCO3，SrCO3,Fe(OH)3，FeCO3，Mg(OH)2，Fe(OH)2以及MgCO3等。⑤阳离子交换量（CEC）值大于0.09mmol/g（按一价离子计算）时，就不能忽略粘土水化膨胀问题。⑥室内进行天然岩心注水试验，普通情况下，水相渗透率下降值应小于30％。

油田注水工程第121页第四节注水水质及质量要求

2.注水水质推荐指标（1）悬浮物固体含量及颗粒直径、含油量、平均腐蚀率、硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌、腐生菌（TGB）和膜滤系数指标见表2-2。（2）总铁含量应小于0.5mg/L。（3）溶解氧小于0.05mg/L，国际溶解氧要求小于0.005mg/L。（4）游离二氧化碳含量应小于10.0mg/L。（5）硫化物（指二价硫）含量应小于10.0mg/L。（6）当注入水质达不到要求时，必须定时洗井，洗井要求见本章第六节。油田注水工程第122页第四节注水水质及质量要求

表2-2石油天然气行业标准水质指标(参考SY5329—94)

油田注水工程第123页第五节分层注水工艺方案

分层注水是调整油田层间矛盾，提升注水涉及系数，改进油田开发效果一个主要伎俩。编制采油工程方案时，必须依据油藏工程方案提出分注要求来规划、设计分注工艺方案。油田注水工程第124页第五节分层注水工艺方案

一、编制分注工艺方案标准及步骤编制分注工艺方案，首先要搜集相关资料，了解分层吸水能力、注水压差、油藏工程配注要求、油层温度和压力。在满足配注要求前提下，从技术上论证其可行性，从经济上论证其合理性。其编制步骤为：（1）按照当前分注工艺技术水平，分层工具分注多层普通是可行，只是调配工作量大，耗时较长，注水井时率低。普通小于3000m井以3层或4层为宜，大于3000m井以2层或3层为宜，这么基本能确保注水井正常注水时间在85％以上。油田注水工程第125页第五节分层注水工艺方案

（2）利用试采、试注数据（或采取计算方法），按本章第三节方法计算出分层注水井底压力，选最高井底压力为油管内井底压力。然后以此压力减去各层到达配注要求井底压力，即为