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1、海洋石油开采工程课程设计 目录一、设计概要1二、基础数据1三、采油参数计算5四、注入水水源选择与水质要求7五、注入系统压力分析10六、注水井投（转）注措施及要求15七、注水井增注及调剖措施16八、注水井的日常管理要求16九、注水工艺方案总结及实施建议17十、参考文献17一、设计概要注水在我国的大多数油田开发中是一项十分重要的开采方式，对于补充地层能量，维持油田较长期高产稳产，是一种有效、易行的方法，对我国原油生产具有举足轻重的作用。在多油层、小断块、低渗透和稠油油藏注水开发方面，形成了适合油藏特点的配套技术。如何实现有效注水，确保注水水质合格，减少注水过程中的油层损害，减少注水系统的腐蚀及降低
2、注水能耗，是衡量注水技术水平的尺度。油田注水在注水开发方案确定之后，首先要依据油层物理性质和注水来确定注水水质标准，根据注水水质选定足量的水源、水处理技术、预测注水系统压力、进行注水水管柱优化设计、注水井投（转）注措施要求以及增效将耗措施和系统的生产管理要求等。本设计针对MD碎屑岩油藏低孔低渗等储层特性，采用注水开发，并着重对注水水质，注水系统压力分析和注水管柱进行设计。通过这次课程设计，了解开采工程基本设计思路、设计内容，掌握设计的基本方法、步骤以及设计中所涉及的基本计算，加强系统的工程训练，培养分析和解决实际工程问题的能力。二、基础数据1、 井深：2670m 油层静压：26.7MPa套管内
3、径：0.124m 油层温度：90恒温层温度：16 地面脱气油粘度：30mPa.s油相对密度：0.84 气相对密度：0.76水相对密度：1.0 油饱和压力：10MPa含水率：0.4 套压：0.5MPa 油压：1MPa 生产气油比：50m3/m3 原产液量(测试点)：30t/d 原井底流压(测试点)：15.35MPa抽油机型号：CYJ10353HB 电机额定功率：37KW配产量：50t/d 泵径：44mm冲程：3m 冲次；6rpm 沉没压力：3MPa 抽油杆：D级杆，使用系数=0.8，杆径19mm，抽油杆质量2.3kg/m2、 注水设计参数：油田储层属低孔、低渗岩屑砂岩储层，其平均孔隙度只有15.
4、08%，平均渗透率仅有25.9510-3m2。其主要流动喉道半径平均为45m。由于储层孔隙喉道不规则，喉道半径小，极易受到入井液中固相颗粒造成的堵塞伤害。目前该油田对注水中悬浮固相颗粒直径处理采用的精细过滤设备精度为2m。试验结果表明，该油田J2s层注入水中悬浮物大于0.75mg/L时，驱替1000倍孔隙体积的水后，岩芯损害程度平均为39.7%，而当悬浮物含量小于0.5mg/L时，注入水中悬浮物对岩芯的损害程度很小，平均仅为2%。3、储层粘土含量较高(主要含高岭石、绿泥石等敏感性较强的粘土矿物，见表1)；因此具有中等中等偏强的水敏性，但速敏较弱，无酸敏。表1 某油田储层粘土矿物统计泥质含量%粘
5、土矿物相对含量%KCI/SI7.24139.39.7104、该油田的原油物性较好，表现为低密、低粘(50时1.91mP.s)、低凝的“三低”特性(见表2)。表2 某油田原油物性密度g/cm3粘度mP.s凝固点含蜡量%胶质沥青%含硫%初馏点蜡熔点地面地下总蜡量高碳蜡一般蜡高碳蜡相对绝对0.81380.87-23.365.8272.6973.82.454.31.628.40.037082895、该油田油层压力系数偏低(0.9951.002)，油气比高，地饱压差小(见表3、表4)。表3 某油田基础数据表油层中深m地层压力MPa饱和压力MPa地饱压差MPa原油密度g/cm3气体相对密度g/cm3原油体
6、积系数水密度g/cm3油层温度266726.318.18.20.81381.0291.7321.00281.1表4 某油田油井生产情况方式单井日产(m3/d)气油比(m3/t)生产压差(MPa)自喷2027156、配产、配注根据开发方案的要求，该油田各个开发阶段的配产预测情况见表5。该油田开发历程中，不存在后期的大幅度提液强采情况，气产能和注水的高峰期为开发的初期，此时，采油井平均单井日产20t，日产油平均499t，注水井平均单井日注41.7m3。采油速度3.2%，允许最低流压20.5MPa，允许最大生产压差为6.26MPa。7、由于该油田未搞试注，无实测的吸水指数资料，因此，依据地质开发方案
7、所提供的吸水指数与采液指数的关系进行预测计算。其预测结果见表6。8、地层破裂压力梯度据M1、M3、M139井压裂资料测算，该油田的破裂压力梯度在0.01890.0207MPa/m范围，平均0.0198MPa/m。油层中部深度H2675m，考虑管柱摩阻。9、注水管柱强度设计基础数据2 7/8平式油管：D7.3cm；d6.2cm；t10.1412cm 0.551cm；m(壁厚系数)0.875两种管材：材质为 J55时，s3870 Kgf 材质为N80时，s5620 Kgf腐蚀量为直径方向的腐蚀量，年腐蚀量为0.07620.152mm。表5 某油田开发指标预测开采时间(a)井数(口)平均单井日产油量
8、(t)日产油(t)年产油(t)累积产油(104t)日产气(m3)累积产气(104m3)日产水(m3)累积产水(104m3)日注水(m3)采油速度(%)采出程度(%)含水率(%)采油井注水井1252520.049916.4716.4713522944634010433.23.20.82252519.849616.4332.9013441689168010243.26.51.63252519.548716.2549.151319771332015110183.19.73.04252518.045015.5464.69121950175312619592.912.85.45252516.340614
9、.1078.79110026213524329112.615.69.66252514.536212.7091.4998102247946848642.318.115.77252512.230610.98102.4782926277699777472.020.323.48252510.32579.29111.766964730287120106451.622.231.9925258.52127.72119.485745232379144155931.323.740.41025257.01766.36125.844769634103161205291.125.047.9表6 某油田吸水指数预测结果
10、含水率(%)01020304050吸水指数(Jw)(m3/dMPa)2.3551.9921.9761.9841.9881.984总日注水(m3)1042911747645593529三、采油参数计算3.1 采液指数计算已知测试点数据：,饱和压力,油藏压力。因为，所以3.2 计算某一产量下的井底流压根据 1)当时， 2）当时，按流压加权平均进行推导 3）当时，综合IPR曲线的斜率可近似常数得到不同产量下的井底流压，如表所示不同井底流压下的流量 01020304044.14505558.8259.630 26.722.919.1315.3511.5610.007.625112.530根据上表绘制井
11、底IPR曲线：IPR曲线3.3利用IPR曲线，由给定的配产量计算对应的井底流压。产量为50t/d，对应的井底流压为7.62Mpa。四、注入水水源选择与水质要求（一）目前国内各油田主要有以下几种供水水源：1 地下水；2 地面水；3 含油污水（指油层采出水）；4 海水；5 混合水（二）水源选择应根据油田实际条件、环境条件、设备条件进行选择。选择油田注水供水水源的原则：1 有充足的水量，且供水量稳定；2 有良好的水质，水处理工艺简单或水处理经济技术可行；3 含油污水优先，以减少环境污染；4 考虑水的二次或多次利用，减少资源浪费。（三）水质的基本要求：1 控制悬浮固体浓度与颗粒；2 控制腐蚀性介质（溶
12、解氧、CO2、H2S）；3 控制含油量；4 控制细菌含量；5 控制水垢的形成。（四）水质标准根据石油天然气总公司制定的碎屑岩油藏注水水质推荐标准SY/T5329-94（表A）表A 推荐水质主要控制标准（SY/T5329-94）注入层平均空气渗透率,0.100.10.60.6标准分级A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指标悬浮固体含量,mg/L1.02.03.03.04.05.05.07.010悬浮物颗粒直径中值,1.01.52.02.02.53.03.03.54.0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
13、无点腐蚀；A2，B2，B3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/mL腐生菌,个/mL注：1n10。 清水水质指标中去掉含油量。并结合本油田的实际情况，制定适合于该油田的注水水质指标（表B）表B 油田注入水水质指标水 质 项 目水 质 指 标悬浮物固体含量,mg/L2.0颗粒直径, 2.0膜滤系数(MF)20细菌含量腐生菌含量(TGB),个/Ml硫酸盐还原菌含量(SGB),个/mL102总含铁量(mg/L).5含油量(mg/L)5.0溶解氧含量(mg/L)0.050.1硫化物含量(mg/L)10游离二氧化碳含量(mg/
14、L)10腐蚀率(mm/a)0.076总矿化度(mg/L)75000PH70.5注：膜滤系数是在特定（指滤膜的直径、孔径、过滤是时的压力和过滤水的体积）下，水通过滤膜所需时间的系数。可按表C选取。表C 膜滤系数指标注入层渗透率，MF值1.0200.10.6150.610某油田三间房(J2s)储层属低孔、低渗岩屑砂岩储层，其平均孔隙度只有15.1%，平均渗透率仅有25.9510-3m2。其主要流动喉道半径平均为45m。由于储层孔隙喉道不规则，喉道半径小，极易受到入井液中固相颗粒造成的堵塞伤害。 目前该油田对注水中悬浮固相颗粒直径处理采用的精细过滤设备精度为2m。试验结果表明，该油田J2s层注入水中
15、悬浮物大于0.75mg/L时，驱替1000倍孔隙体积的水后，岩芯损害程度平均为39.7%，而当悬浮物含量小于0.5mg/L时，注入水中悬浮物对岩芯的损害程度很小，平均仅为2%。五、注入系统压力分析（一）注入水井吸水能力预测表D 某油田吸水指数预测结果含水率(%)01020304050吸水指数(Jw)(m3/dMPa)2.3551.9921.9761.9841.9881.984总日注水(m3)1042911747645593529（二）地层破裂压力预测据M1、M3、M139井压裂资料测算，该油田的破裂压力梯度在0.01890.0207MPa/m范围，平均0.0198MPa/m。油层中部深度H26
16、80m，要考虑管柱摩阻。井底破裂压力： 1）最小破裂压力梯度：2）平均破裂压力梯度：3）最大破裂压力梯度： 井口破裂压力： 其中： 注入水在注水油管中的流速是： 相对粗糙度： 利用Jain（1976）公式计算紊流流态下的摩阻系数：故井口破裂压力为：1）最小破裂压力梯度： 2）平均破裂压力梯度： 3）最大破裂压力梯度： （三）注水压力设计根据配注量、吸水指数、管柱尺寸和油藏压力，利用注水井的节点分析方法，确定注水井的井口、井底注水压力，并从防止套管损坏的角度对注水压力作必要的限制。当进行油层控制时，即装上水嘴注水。根据预测注水井洗水能力，分别计算相应的注水压差。结果如下表E：表E 某油田吸水指数
17、预测和注水量含水率(%)01020304050吸水指数(m3/dMPa)2.3351.9921.9761.9841.9881.984单井日注水量（m3）41.736.4429.8825.8023.7221.16注水压差（MPa）17.8618.2915.1213.0011.9310.66根据配水器嘴损曲线选择4.2mm，4.6mm，5.0mm的水嘴。配水器嘴损压力值表水嘴直径配水量5.0 mm4.6 mm4.2 mm41.70 m3/d4.45.88.536.44 m3/d3.34.86.829.88 m3/d2.03.2425.80 m3/d1.52.33.323.72 m3/d1.5232
18、1.16 m3/d11.52.3当单井日注入量为，地层压力为28Mpa，选择5.0mm的水嘴时， 同理分别计算出地层压力分别在28MPa，23MPa,18MPa时分别选用4.2mm，4.6mm，5.0mm的水嘴，在不同含水率下的井底，井口压力，计算结果见下表F：表F 不同含水率不同地层压力三种水嘴下的井底井口压力含水率（%）01020304050吸水指数(m3/dMPa)2.3351.9921.9761.9841.9881.984单井日注入量（m3/d）41.6836.4429.8825.823.7221.16摩阻损失（MPa）0.011460.00900.00640.00500.00430.
19、0038地层5mm井口压力29.0828.4123.9621.3220.2515.47压力水嘴井底压力50.8651.2948.124644.9340.6628MP4.6mm井口压力30.4829.9125.1422.1220.7515.97水嘴井底压力50.8651.2948.124644.9340.664.2mm井口压力33.1831.9125.9423.1221.7516.77水嘴井底压力50.8651.2948.124644.9340.66地层5mm井口压力24.0823.4118.9616.3215.2510.47压力水嘴井底压力45.8646.2943.124139.9335.66
20、23MP4.6mm井口压力25.4824.9120.1417.1215.7510.97水嘴井底压力45.8646.2943.124139.9335.664.2mm井口压力28.1826.9120.9418.1216.7511.77水嘴井底压力45.8646.2943.124139.9335.66地层5mm井口压力19.0818.4113.9611.3210.255.47压力水嘴井底压力40.8641.2938.123634.9330.6618MP4.6mm井口压力20.4819.9115.1412.1210.755.97水嘴井底压力40.8641.2938.123634.9330.664.2m
21、m井口压力23.1821.9115.9413.1211.756.77水嘴井底压力40.8641.2938.123634.9330.66（四）水嘴敏感性分析：根据上表F分别做出28MPa、23MPa、18MPa地层压力下4.2mm，4.6mm，5.0mm水嘴在各含水率下的井口压力图，如下所示： 地层压力为28MPa下各水嘴在各含水率下的井口压力图地层压力为23MPa下各水嘴在各含水率下的井口压力图地层压力为18MPa下各水嘴在各含水率下的井口压力图井底破裂压力不随工作制度改变，为一定值，即： 井口破裂压力： 而有以上图表表明，计算得到的最大井底压力也只有50.86Mpa, 最大井口压力也只有33
22、.18Mpa,若以以上压力进行注水，并不会压裂地层。又由于油田为三间房(J2s)储层属低孔、低渗岩屑砂岩储层，其平均孔隙度只有15.08%，平均渗透率仅有25.9510-3m2。其主要流动喉道半径平均为45m。应采取微破裂压力注水但是由于储层孔隙喉道不规则，喉道半径小，极易受到入井液中固相颗粒造成的堵塞伤害。若采用微破裂压力注水，储层可能会受到伤害，并可能会要进一步加大注入压力才能满足要求，综合以上原因，采用最大井底破裂压力的90%作为注水压力。 由曲线图可知，当取5mm水嘴时，由于水嘴压降损失较小，故井口可操作压力相对较底，对地面管网和设备要求相对较低，故在注水初期选择5mm水嘴，28Mpa
23、的地层压力时，井口操作压力应为： 结合不同地层压力下三个水嘴在各含水率的井口压力图，注水初期选择5mm水嘴，28Mpa的地层压力是，井口操作压力应取30Mpa较为合适，六、注水井投（转）注措施及要求注水井投注程序为：排液、洗井、试注、转注。1对于低渗油层，吸水能力差，吸水启动压力高，排液的目的在于清除油层内的堵塞物，在井底附近造成适当的低压带，同时还可以采出部分原油。排液时间可根据油层性质和开发方案来决定，排液强度以不伤害油层结构为原则。含沙量应控制在0.2%以内。2洗井的目的是把井筒内腐蚀物、杂质等污染物冲洗出来，避免油层堵塞，影响注水。洗井有正洗和反洗两种方式（正洗反洗正洗和反洗正洗反洗）
24、。洗井的排液量由小到大，最大排液量不应超过30m3/h。连续平稳地一次将井洗净。洗井质量要求：（1）要控制好进出口水量，达到油层微吐，严防漏失。在油层压力低于静水柱压力时，可采用混气水洗井；（2）要彻底洗清油管、油套管环空、射孔井段及井底口袋内杂物，使进出口水质完全一致时为止。3、试注时进行水井测试，求出注水压力和地层吸水压力。若试注效果好，即可进行转注，若试注效果不好，要进行调整或采用酸洗、酸化、压裂等措施，直至合格为止。七、注水井增注及调剖措施在注水开发若干年后，先采用增压注水。提高注水压差，使在低注入压力下不吸水的地层吸水。为恢复和提高注水井的注水能力，增强吸水能力差油层的注水量，其措施
25、还有酸化、压裂增注、粘土防膨等措施。注入油层的水，常有80%90%的量为厚度不大的高深透层所吸收，注水油层吸水剖面很不均匀，且不均匀性会随时间推移加剧，因为水对高深层的冲刷提高了它的渗透性，从而使它更易受到冲刷。因此，注水油层常常出现局部的特高渗透性，使注水油层的吸水剖面更为不均匀。为调整吸水剖面，提高波及系数，改善水驱效果，注水井要调剖封堵，主要用化学或机械方法控制高吸水层的吸水量，相应提高低吸水能力油层的吸水量，达到合理配注要求，提高注水开采的采收率。在调剖同时，应对相应的采油井进行堵水措施，在改善吸水剖面的同时也改善采油井的产液剖面。八、注水井的日常管理要求 注水井管理的目的是每口注水井
26、都能连续均衡的完成单井配注计划规定的注水量，不能少注，也不能多注，更不能无故停注；同时要使注水成本最低。必须要使整个注水系统稳定运行，做好注水动态分析，提高注水系统的运行效率，降低每立方米注水量的耗电量。注入系统即油田供水系统，油田注水地面系统，井筒流通系统，油藏流动系统相互协调统一。每天定时记录压力表，流量表数据，绘制注水指示曲线，注意变化。定期检查阀门，开关，并定期更换。定期检查并维修注水泵。九、注水工艺方案总结及实施建议在油田注水开发的过程中，因为各种原因，经常发生伤害吸水层渗透率的现象，导致注水井的吸水能力降低和油井产量下降，影响油田开发效果。在储层特征、部分敏感性研究中，要对悬浮物及注入速度对吸水层的伤害进行研究。本设计为碎屑油藏的注水设计，储层低孔低渗，粘土矿物含量较高，因此对注水水质要求较为苛刻，要与地层配伍性好，切颗粒杂质含量少。但油层只有2667m深，属于中浅油藏，因此使注入井口压力在经济可承受范围内。但在注水期间需要时常检查维修，并利用科学方法判断储层吸水情况，使油藏达到经济，持续，长效开发。十、参考文献
