西南石油采油工程课件第五章_注水
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西南石油采油工程课件第五章 注水
单位：mg/L 生 物 类 描述菌类及种菌的含量 单位：个/mL
硫酸盐还原菌（SRB） 一种厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化 物，以有机物质为营养的细菌。
生成环境：PH=7.07.5，温度为
2035C。 危害：产生H2S并与铁作用形成FeS沉
淀和产生粘液物，强化垢的形成。
铁细菌 多种细菌的总称，是好氧性细菌和兼
水
质
主
水源及水处理 要 内 注 水 井 动 态
容
注
水
工
艺
第一节
水
质
注水中油层伤害原因及机理 注水水质的基本要求
水质的指标体系
注入水水质标准
注水中油层伤害原因及机理
注水中油层伤害的原因： 注入水与地层水不配伍 注入水与储层岩石矿物不配伍
注入条件变化
不溶物造成地层堵塞
注入水与地层水不配伍 油层伤害表现在：
油田污水：偏碱性，硬度低，含铁少，矿化度
高，含油量高和胶体物含量高，悬浮物组成复杂,油田 注水的主要水源。
水 源 选 择
水源类型
海水：高含氧和盐，腐蚀性强，悬浮固体颗粒
随季节变化,水源丰富。
混合水：混合水指上述二种或三种以上水源相
混合的水。大多数情况是含油污水与其它水源混合注入 地层。
性细菌。
生成环境：水中含有亚铁、氧和有机 物，总铁量在16mg/L的水中，温度为 2225oC。 危害：促成二价铁氧化成Fe3+，产生氢
氧化铁沉淀；粘液物质形成浓度差电池腐蚀。
腐生菌 一类好氧“异养”型的细菌，存 在分布较广。 生成环境：存在分布较广。 危害：与铁细菌大体相同。
矿 物 类
执行标准的原则 水质标准的制定方法
注水水质标准沿革
硫酸盐还原菌（SRB） 一种厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化 物，以有机物质为营养的细菌。
生成环境：PH=7.07.5，温度为
2035C。 危害：产生H2S并与铁作用形成FeS沉
淀和产生粘液物，强化垢的形成。
铁细菌 多种细菌的总称，是好氧性细菌和兼
水
质
主
水源及水处理 要 内 注 水 井 动 态
容
注
水
工
艺
第一节
水
质
注水中油层伤害原因及机理 注水水质的基本要求
水质的指标体系
注入水水质标准
注水中油层伤害原因及机理
注水中油层伤害的原因： 注入水与地层水不配伍 注入水与储层岩石矿物不配伍
注入条件变化
不溶物造成地层堵塞
注入水与地层水不配伍 油层伤害表现在：
油田污水：偏碱性，硬度低，含铁少，矿化度
高，含油量高和胶体物含量高，悬浮物组成复杂,油田 注水的主要水源。
水 源 选 择
水源类型
海水：高含氧和盐，腐蚀性强，悬浮固体颗粒
随季节变化,水源丰富。
混合水：混合水指上述二种或三种以上水源相
混合的水。大多数情况是含油污水与其它水源混合注入 地层。
性细菌。
生成环境：水中含有亚铁、氧和有机 物，总铁量在16mg/L的水中，温度为 2225oC。 危害：促成二价铁氧化成Fe3+，产生氢
氧化铁沉淀；粘液物质形成浓度差电池腐蚀。
腐生菌 一类好氧“异养”型的细菌，存 在分布较广。 生成环境：存在分布较广。 危害：与铁细菌大体相同。
矿 物 类
执行标准的原则 水质标准的制定方法
注水水质标准沿革
采油工程注水ppt课件
二项指标： 1）机械杂质含量小于2mg/L 2）总铁离子含量小于等于0·5mg/L 标准（表5-1、表5-2、表5-3）
三、水质测定方法
1、悬浮固体含量测定 （1）滤膜过滤法（2）比浊法 2、悬浮固体颗粒直径测定 3、总铁含量分析 （1）磺基水扬酸 （2）硫氰酸盐比色法 （3）测铁管法 4、溶解氧含量测定 （1）测氧管法比色法 （2）碘量法 5、游离二氧化碳分析 6、硫化物（二价硫）含量分析 （1）固体测硫管比色法 （2）液体测硫管比色法
4、试注
目的：在于确定新投注井层的吸水能力，取得吸 水指数，吸水剖面及注水目的层的压力和温度 等原始资料。
吸水指数反映出注水井吸水能力的大小。
三、稳定试井
在正常注水条件下，通过提高或降低注水 压力，计算出不同压力下的稳定日注量称为 注水井稳定试井。 p
Q 注水井指示曲线
Pj=Pf=Pt-Pfr+Ph V很小，Pfr近似为0。（124页下）
二、新井投注
经过排液----冲洗地面管线----洗井-----试注 1、排液 目的：在于清除油层近井地带的堵塞物，在井底
附近造成适当的低压带，在含油带还可以采出 部分油量，减少注水井附近油层的储量损失。
1）对于吸水能力比较差的低渗油田，均须排液； 2）对于排不出液注水井可进行压裂处理，排液； 3）对于多油层混注的井，还要进行分层排液； 4）老井采 油井转注，不必进行排液。 5）对于渗透率较大的油层，因吸水能力较好，
р
1
р
2
2 1
Q 曲线右移
Q 曲线左移
• 3）曲线平行左移：吸水指数不变，在相同注 水压力下注水量减小，说明地层压力升高。
• 4）曲线平行右移：吸水指数不变，在相同压 力下注水量增大。说明说明地层压力下降。一 般在酸化压裂措施后出现。12
三、水质测定方法
1、悬浮固体含量测定 （1）滤膜过滤法（2）比浊法 2、悬浮固体颗粒直径测定 3、总铁含量分析 （1）磺基水扬酸 （2）硫氰酸盐比色法 （3）测铁管法 4、溶解氧含量测定 （1）测氧管法比色法 （2）碘量法 5、游离二氧化碳分析 6、硫化物（二价硫）含量分析 （1）固体测硫管比色法 （2）液体测硫管比色法
4、试注
目的：在于确定新投注井层的吸水能力，取得吸 水指数，吸水剖面及注水目的层的压力和温度 等原始资料。
吸水指数反映出注水井吸水能力的大小。
三、稳定试井
在正常注水条件下，通过提高或降低注水 压力，计算出不同压力下的稳定日注量称为 注水井稳定试井。 p
Q 注水井指示曲线
Pj=Pf=Pt-Pfr+Ph V很小，Pfr近似为0。（124页下）
二、新井投注
经过排液----冲洗地面管线----洗井-----试注 1、排液 目的：在于清除油层近井地带的堵塞物，在井底
附近造成适当的低压带，在含油带还可以采出 部分油量，减少注水井附近油层的储量损失。
1）对于吸水能力比较差的低渗油田，均须排液； 2）对于排不出液注水井可进行压裂处理，排液； 3）对于多油层混注的井，还要进行分层排液； 4）老井采 油井转注，不必进行排液。 5）对于渗透率较大的油层，因吸水能力较好，
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1
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Q 曲线右移
Q 曲线左移
• 3）曲线平行左移：吸水指数不变，在相同注 水压力下注水量减小，说明地层压力升高。
• 4）曲线平行右移：吸水指数不变，在相同压 力下注水量增大。说明说明地层压力下降。一 般在酸化压裂措施后出现。12
采油PPT课件：注水工艺、工具、作业
1、概 述 2、注水工艺技术 3、相关工具介绍 4、注水井井下作业 5、相关操作规程
注水工艺技术
注水是通过注水井将水注入油 层，保持油层压力，补充能量，以 提高采油速度和采收率，使油井长 期处于高产稳产的一项重要措施。 目前，我国各油田大部分都采用注 水的方法，给油层补充能量，取得 了较好的开发效果。
注水工艺技术
偏心分注工艺管柱的最大 特点是：可实现多级分层注水， 可投捞任意一级配水器，调换 水嘴不动管柱，可随时调配任 意层的分层注水量，大大减少 了井下作业工作量。水井生产 测试可以不捞配水器，不改变 注水状态，直接下仪器测试， 一次可测多层。
注水层 注水层 注水层
Y341封隔器
偏心配水器 Y341封隔器 偏心配水器 循环洗井凡尔 筛管丝堵
注水工具
从前面介绍可见，注 水工具主要由各种封隔器、 配水器、锚定器及辅助工 具组成。下面简单介绍几 种常用工具的结构、原理 及技术参数。
注水工具
一、注水封隔器
注水封隔器常用的有Y341、 Y441、Y221等。封隔器生产厂 家很多，各厂家生产的封隔器 其结构稍有差异，但原理基本 相通，技术参数也都相近。
常用分注管柱
注水层 注水层
锚定器 套管变形处
Y341-105封隔器 φ105偏心配水器 Y341-105封隔器 φ105偏心配水器 Φ90洗井凡尔 筛管丝堵
4、套变井分注管柱
由于套管变形，常规封 隔器无法下入，采用小直 径封隔器及配水器等工具。
小直径封隔器承压能 力低，不适用于高压注水。
常用分注管柱
扶 正 器
封
扶
隔
正
筛
器
器
管
丝
堵
采用液压强力扶正器确保管柱居中。油管注下 段，环空注上段，由地面调控注水量。
注水工艺流程ppt课件
17
5
4、自喷驱油形式
▪ 气顶驱油
▪ 随着油气的不断 开采，底层能量 逐渐耗尽，不但 不能自喷，甚至 自行流入井底也 成为困难。
3-含气层；4-不透层；5-水6层
5、人工驱油的方式
▪ 1）机械采油； ▪ 2）注水 ▪ 3）注气。
7 图2 油气藏结构与油气水分
第一章 注水工艺流程
第一节 注水井站工艺流程
▪ 有工业价值的油气藏是在有利于油气的意蕴、储存、 分离的地质结构中形成的，如图1所示。
地面
3 图1油气藏示意图
3、油气藏的典型结构特点
▪ 特点：1、气、 油、水按井深 方向自上到下 分布。
▪ 2、气、 油、水按平面 区域面自内到 外分布。
▪ 3、不同 井位有不同的 油气成分
4
4、自喷驱油形式
▪ 主要有：1）边水驱；2）底水驱；3）气顶驱。
进泵加压+输出高压水，如图1—3—2所示。
10
二、站内流程
▪ 水源来水经过低压水表计量后进人储水大罐。一 般每座注水站应设置不少于两座储水大罐，其总容 量应按该站最大用水量时的4—6h来设计，若注水 站距水源距离较远时，或供水量不正常时，其总容 量可根据实际情况适当予以增大。在地下清水水源 较为充足，而油田净化污水不足的条件下，可将两 座大罐中的一座设计为净化污水储罐，另一座设计 为清水储罐，进行清污水混注。储水罐内的水利用 水位高差产生的自压，或经供水泵加压后，进入注 水泵进口，经注水泵升压后，由高压注水阀组分配 到各条注水干线或配水间。
14
2．单干管单井配水流程
▪ 水源来水经过注水站加压后，通过单条注水干线输送至各 个配水间，在每个配水间内，按配注要求，完成单口井注水 量的控制和计量后进人注水井。
5
4、自喷驱油形式
▪ 气顶驱油
▪ 随着油气的不断 开采，底层能量 逐渐耗尽，不但 不能自喷，甚至 自行流入井底也 成为困难。
3-含气层；4-不透层；5-水6层
5、人工驱油的方式
▪ 1）机械采油； ▪ 2）注水 ▪ 3）注气。
7 图2 油气藏结构与油气水分
第一章 注水工艺流程
第一节 注水井站工艺流程
▪ 有工业价值的油气藏是在有利于油气的意蕴、储存、 分离的地质结构中形成的，如图1所示。
地面
3 图1油气藏示意图
3、油气藏的典型结构特点
▪ 特点：1、气、 油、水按井深 方向自上到下 分布。
▪ 2、气、 油、水按平面 区域面自内到 外分布。
▪ 3、不同 井位有不同的 油气成分
4
4、自喷驱油形式
▪ 主要有：1）边水驱；2）底水驱；3）气顶驱。
进泵加压+输出高压水，如图1—3—2所示。
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二、站内流程
▪ 水源来水经过低压水表计量后进人储水大罐。一 般每座注水站应设置不少于两座储水大罐，其总容 量应按该站最大用水量时的4—6h来设计，若注水 站距水源距离较远时，或供水量不正常时，其总容 量可根据实际情况适当予以增大。在地下清水水源 较为充足，而油田净化污水不足的条件下，可将两 座大罐中的一座设计为净化污水储罐，另一座设计 为清水储罐，进行清污水混注。储水罐内的水利用 水位高差产生的自压，或经供水泵加压后，进入注 水泵进口，经注水泵升压后，由高压注水阀组分配 到各条注水干线或配水间。
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2．单干管单井配水流程
▪ 水源来水经过注水站加压后，通过单条注水干线输送至各 个配水间，在每个配水间内，按配注要求，完成单口井注水 量的控制和计量后进人注水井。
《注水与油水井措施》ppt课件
油水井措施的应用
应用范围
油水井措施广泛应用于各个油田 ，是提高油田采收率和产能的重
要手段。
应用效果
通过合理的油水井措施应用，可以 有效提高油田的采收率和产能，为 油田的可持续发展提供有力保障。
应用建议
针对不同油田的特点和需求，应选 择合适的油水井措施，制定科学的 实施方案，以达到最佳的应用效果 。
油水井措施对注水方案的影响
油水井的增产措施可能改变地层的渗透性和压力分布，从而影响注水方案的实施 效果。
油水井措施对注水设备的要求
为了满足油水井增产措施的需求，可能需要改进或升级注水设备，以提高注水的 效率和稳定性。
注水与油水井措施的协同作用
协同设计
在制定油水井措施时，应充分考 虑注水方案的需求和限制，实现 注水和油水井措施的协同设计。
目的
通过油水井措施，可以改善油藏 的流动条件，提高油水井的产能 和采收率，延长油水井的生产寿 命，提高油田的整体效益。
油水井措施的分类
增产措施
包括压裂、酸化、堵水等 ，目的是提高油井的产能 。
维护措施
包括清蜡、防砂、热洗等 ，目的是维护油水井的正 常生产和延长生产寿命。
管理措施
包括合理配产、间歇抽油 等，目的是优化生产管理 ，提高油田整体效益。
协同实施
在实施油水井措施和注水方案时 ，应加强沟通和协作，确保各项 措施的顺利实施和效果的充分发
挥。
协同优化
应根据油水井措施和注水方案的 实际效果，及时进行优化调整， 提高油水井的开发效果和采收率
。
04
注水与油水井措施的案例分析
案例一：某油田的注水技术应用
总结词：成功应用
详细描述：某油田通过采用先进的注水技术，有效提高了采收率，降低了生产成 本，为油田的可持续发展奠定了基础。
[油田开发技术]注水开发PPT课件
![[油田开发技术]注水开发PPT课件](https://img.taocdn.com/s3/m/6d8cbe16482fb4daa48d4b0e.png)
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3）轴封装置
A 轴封的作用
为了防止高压液体从泵壳内沿轴的四周而漏出，或者外界
空气漏入泵壳内。
B 轴封的分类
填料密封：主要由填料函壳、软填料和填料压盖组
轴封装置
成，普通离心泵采用这种密封。
机械密封：主要由装在泵轴上随之转动的动环和固 端面密封 定于泵壳上的静环组成，两个环形端面
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2）某一尺寸的叶轮外周经过切削而使D2变小，b2/D2变大 若切削使直径D2减小的幅度在20%以内，效率可视为不 变，并且切削前、后叶轮出口的截面积也可认为大致
相等, 此时有：
Q' D2' Q D2
H' (D2')2 H D2
N' (D2')3 N D2
---------切割定律
H gPagP1u21g2Hf01
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2、离心泵的允许吸上真空度
H S'P ap1/ g
——离心泵的允许吸上真空度 定义式
注意：HS’ 单位是压强的单位，通常以m液柱来表示。在
水泵的性能表里一般把它的单位写成m（实际上应为mH2O）
。将 H S'P ap1/ g代入 H gPagP1u21g2Hf01 得
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8Hale Waihona Puke 三、注水影响因素（二）与注水水质有关的因素
1、注入水与设备和管线的腐蚀产物，造成堵塞。
这主要是指铁的沉淀物。如：氢氧化铁及硫化亚铁FeS等。
2、注入水中微生物，除了自身堵塞作用外，其代谢产物也会 造成堵塞。
采油工程--第五章--注水
三、改善吸水能力的措施
(1) 加强注水井日常管理 ① 及时取水样化验分析，发现水质不合格时，应立即采
取措施，保证不把不合格的水注入油层；
② 按规定冲洗地面管线、储水设备和洗井，保证地面管
线、储水设备和井内清洁；
③ 保证平稳注水，减少波动，以免破坏油层结构和防
止管壁上的腐蚀物污染水质和堵塞油层。
(2) 压裂增注
① 地面水源 海水水源
② 来自河床等冲积层水源
水源类型
③ 地层水水源 ④ 油层采出水
二、水质要求
注水引起的油层损害主要类型：堵塞、腐蚀、结垢。
基本水质指标：机械杂质浓度、粒径、膜滤系数；
细菌含量（腐生菌、硫酸还原菌、铁菌）；
1. 2. 3. 4. 5. 6. 粘土膨胀 1. 溶解氧 1. 无机垢 铁离子含量； 机械杂质 2. CO、CO2 2. 有机垢 微粒运移 3. H 溶解氧含量；2S 细菌堵塞 4. 细菌 含油量； 反应沉淀物 原油
正常注水和旁通备用管汇 压力表和流量计
分类：配水间一般分为单井配水间和多井配水间两种 3.注水井 主要作用：注入水从地面进入地层的通道
主要设施：井口装置和井下注水管柱
五、注水井投注程序
投注程序：注水井从完钻到正常注水之间所需进行的工
作。它包括排液、洗井、预处理、试注、正常注水等几个 方面。
封，水在一定压力下通过 滤池。
图5-2 压力式滤罐示意图
（3）杀菌
常用 氯及其化合物 如次氯酸、次氯酸盐等； 甲醛 既有杀菌又有防腐作用。
的杀
菌剂
（4） 脱氧
除去水中的氧气、碳酸气和硫化氢气体。 化学脱氧法； 脱氧 方法 天然气逆流冲刷法（气提脱氧）；
真空脱氧法。
采油工程(分层注水)
取套管压力；若采用套管环空注水，则 压力，以消除管柱摩阻影响。
piwh 取油管
精选ppt
13
(5)
相对吸水量是指在同一注入压力下，某分层吸 水量占全井吸水量的百分数，是用来衡量各分层相 对吸水能力的指标。
用途：有了各分层的相对吸水量，就可由全井指示 曲线绘制出各分层指示曲线，不必分层测试。
精选ppt
I wR
Iw h
精选ppt
12
(4) 视吸水指数
用吸水指数进行动态分析时，需要对注水井测
试取得流压资料之后进行。日常动态分析中，为及
时掌握注水井地层吸水能力变化，常用日注水量与
井口注水压力之比所求得的视吸水指数对比吸水能
力。
I wa
q iw q iwh
在笼统注水情况下，若用油管注水， 则式中 piwh
线上任取两点可求出吸水指数。当用指示曲线求
吸水指数时，应当用有效注入压力绘制的曲线。
Iw=(Q2-Q1)/(P2-P1)
精选ppt
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2) 上翘式曲线如图12-8中Ⅱ所示。这种上翘式曲线除 与设备仪表有关外，还与油层性质有关。如在断层蔽 挡或连通较差的“死胡同”油层中，注入水不易扩散， 油层压力升高，注入水受到的阻力越来越大，造成曲 线上翘。
分层注水指示曲线：表示各分层(小层)段注入压力 (指经过井下水嘴后的)与分层注水量之间的关系曲
精选ppt
8
精选ppt
9
(2)
吸水指数是指单位注水压差下的日注水量，是反映注 水井(或油层)吸水能力的指标，其表达式为：
Iw
qiw piw
qiw piwf piws
吸水指数的大小表示地层吸水能力的好坏，其数值等
14
采油第五章-注水
chjm30@gmail. chjm30@
4
1.注入水与油层水不配伍 注入水与油层水不配伍
油层伤害表现在： 油层伤害表现在：
(1) 直接生成 直接生成CaCO3、CaSO4或BaSO4、SrSO4等沉淀 (2) 水中溶解氧腐蚀引起铁氧化物沉淀 (3) 水中硫化氢 2S)引起硫化亚铁 水中硫化氢(H 引起硫化亚铁 引起硫化亚铁(FeS)沉淀 沉淀 (4) 水中二氧化碳引起 水中二氧化碳引起CaCO3、 BaC30@
2
第一节 注水水质指标设计
一、注水过程中油层堵塞机理 二、注水过程中系统的腐蚀机理 三、水质指标设计方法
chjm30@gmail. chjm30@
3
一、注水过程中油层堵塞机理 注水中油层伤害的原因： 注水中油层伤害的原因： ● 注入水与地层水不配伍 ● 注入水与储层岩石矿物不配伍 ● 注入水中悬浮物造成的油层堵塞 ● 注入条件变化
2. 过滤
过滤目的是除悬浮固体或除铁。 过滤目的是除悬浮固体或除铁。
3.杀菌 3.杀菌
杀菌方法有化学法和物理法。 杀菌方法有化学法和物理法。
chjm30@gmail. chjm30@
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第二节 水处理与注入系统
4.脱气 4.脱气
真空除氧：降低压力就降低了溶解气量。 真空除氧：降低压力就降低了溶解气量。 气提脱氧： 气提脱氧：用天然气或惰性气体从水中逆流以提 出水中溶解氧。 出水中溶解氧。 化学脱氧：化学药剂（氧化剂）与氧反应生成无 化学脱氧：化学药剂（氧化剂） 腐蚀性产物。 腐蚀性产物。 除去H 和 在酸性条件下， 除去 2S和CO2：在酸性条件下，可在真空脱氧或 气提脱氧中完成。 气提脱氧中完成。
chjm30@gmail. chjm30@
采油PPT课件：注水指示曲线的绘制、分析与应用
有关计算:
1、吸水指数：单位注水压差下的日注水量。 吸水指数=日注水量/（注水井流压—注水井静压）
油田在正常生产时，不可能经常关井测静压，所 以常采用测指示曲线的方法，取得在不同流压下 的日注水量，用下式计算吸水指数：
吸水指数=（Q2—Q1）/（P2—P1） 式中： Q1、 Q2表示不同注水压力下的日注水量。
1、配水器水咀堵
P检
注水压力（兆帕）
配水器水咀堵后，全井注
原
水量下降或注不进水，指
示曲线向压力轴方向偏移。
严重时井注不进水。
Q
注水量（立方米）
发现水咀堵后应立即采取 反洗井的措施解除。
注水压力（兆帕）
2、水咀刺大
P 原 检1 检2 检3
Q1
Q2
Q
注水量（立方米）
水咀被刺大不是突然形成 的，而是天长日久逐渐被 磨损所造成的，因此在短 时间里指示曲线变化不大， 在历次所测试的曲线上， 有一个逐渐向水量轴方向 偏移的变化过程，曲线的 斜率有所变缓，吸水指数 增大，若水咀被刺大，应 立即捞出配水器，更换新 水咀。
针对以上第二点所提出的有效压力的问题， 为了消除井下设备产生的压力损失对地层 吸水规律的影响，应该对实测井口注入压 力进行校正，即减去井内设备的压力损失， 用有效的井口压力与注水量绘制能真实反 映地层吸水规律的指示曲线：
有效井口压力计算可以用下式计算：
ρ有效=ρ井口-ρ管损-ρ嘴损-ρ凡尔
式中：
注水量（立方米） Q
特点：表示注水压力与注水 量开始呈正比例关系，但当 注入压力增加到某一值时， 吸水量突然下降，呈一反折 线。
产生的原因：
1）油层非均质性严重，油层 条件差，连通性不好或不连 通，注入水不易扩散，使油 层压力升高，注入量逐渐减 少，造成指示曲线上翘。
油田注水课件注水
h
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三、常用水处理措施
h
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三、常用水处理措施
1、沉淀
沉淀是让水在沉淀池或罐内停留一定时间，使其所含悬 浮固体颗粒靠重力沉降下来，对于细小的悬浮固体颗粒，常 需要足够的时间才能沉淀下来。
在水中加入聚(絮、混)凝剂，通过中和表面电性而使水 中固体悬浮物聚集，加速沉淀。
h
11
三、常用水处理措施
2、过滤
地面水中多含有藻类、铁菌或硫酸 盐还原菌和其它微生物等，注水时需 将这些微生物除掉以防止堵塞地层和 腐蚀管柱。
油田常用的杀菌剂有甲醛、氯气、 次氯酸盐类、季胺盐类液体药剂、过 氧乙酸、戊二醛等。一般交替使用两 种以上的杀菌剂，以防细菌产生抗药 性。
h
15
三、常用水处理措施 4、脱氧
地面水源与空气接触常溶有一定量的氧，有的水源 水中还含有碳酸气和硫化氢气体，这些气体对金属和混 凝土均有腐蚀性，因此注水前要用物理法或化学法除去 注入水中所溶解的O2 、CO2 、H2S等气体。 （1）化学法脱氧
⑶没有腐蚀性(H2S和CO2不超过10mg/l,PH=7～8） ⑷含氧量不超过0.5mg/l ⑸不含藻类、细菌和其他微生物 ⑹化学稳定性好，不生成沉淀，不会使地层 中的粘土膨胀，不与地层水发生变化
h
7
目前矿场常用膜滤系数（MF）分析来衡量水对滤膜的 细微孔道堵塞程度，借以分析水对岩石孔道的堵塞。
MF值是在一定的滤膜直径、平均孔径、过滤压力和过 滤水体积的条件下，水通过滤膜所需时间的函数。定义为 单位时间、单位压力下过滤的水量，单位为ml/MPa . min. 测定方法：用0.45微米的滤膜，把2000ml的水装入容器内， 用氮气加压至0.14MPa,记下开始过滤的时间，直到滤完 1000ml为止。 在SY5329-88标准规定的条件下，使1000 ml水通过滤膜所 需的时间为MF值，用下式计算:
5.注水(采油工程)
水质处理（措施、流程）
二、流程
水源——地下水、含油污水、地表水、海水
水质处理（措施、流程）
二、流程——地下水
1.污染物（主要矛盾）： 2.流程：
水质处理（措施、流程）
二、流程——地下水
1.污染物（主要矛盾）： 2.流程：
除铁、除 悬浮固体
水质处理（措施、流程）
二、流程——地下水
1.污染物（主要矛盾）： 2.流程：
矿化度：单位体积溶液中离子总质量
水敏：油层中敏感性矿物与低矿化度注入 水接触后，发生膨胀、剥脱、运移而堵塞 孔喉，造成油层渗透率降低。
最严重水敏矿物：钠膨润土（高岭石， 粘土矿物） PH值不同——沉淀
矿化度不同——水敏 2.注入水与油层 岩石矿物不配伍
注入水质造成油层堵塞的机理
1.注入水与油层 水不配伍 注入水本身在温度、压力变化时，产生沉淀 注入水与地层水接触后，产生沉淀
水质指标的确定依据：油田流体（油层水）及其储层矿物的性质
水质指标的确定方法：预知后事如何，且听下文分解
注入水质造成油层堵塞的机理
1.注入水与油层 水不配伍 注入水本身在温度、压力变化时，产生沉淀 注入水与地层水接触后，产生沉淀
注入水质造成油层堵塞的机理
1.注入水与油层 水不配伍 注入水本身在温度、压力变化时，产生沉淀
1.注入水与油层 水不配伍 注入水本身在温度、压力变化时，产生沉淀 注入水与地层水接触后，产生沉淀
矿化度：单位体积溶液中离子总质量
水敏：
矿化度不同——水敏 2.注入水与油层 岩石矿物不配伍 PH值不同——沉淀
最严重水敏矿物：
注入水质造成油层堵塞的机理
1.注入水与油层 水不配伍 注入水本身在温度、压力变化时，产生沉淀 注入水与地层水接触后，产生沉淀
油田注水系统详解 ppt课件
压计量水表计量出注入水量。 ❖ 最后引流到注水井中。
27
7 注水井井下工艺系统
❖ 该系统是指注水井从井口到井底的设施。 ❖ 包括高压注水井口装置、带有防腐内衬里的油管。 ❖ 井下分层配水工具等。
ห้องสมุดไป่ตู้28
8 油田注水系统工程的原则
注水系统的质量对注水有着重要保证作用。油田注水系统 的工程设计和工程建设必须符合以下原则：
❖ －满足油田注水的需要，即油田注水系统必须服从油田地下的 需要；
❖ －满足油田注水量和水质的要求； ❖ －适应节约能耗和保护环境的要求； ❖ －尽量减轻系统腐蚀速度，延长管道设备的使用寿命； ❖ －确保安全运行和方便生产管理。
29
18
3.1.4 各种水处理剂间的相互作用
❖ 事实上各种化学药剂的使用几乎是同时进行的，因此必须有一 个系统的综合的考虑。
❖ 考虑各种药剂之间的配伍关系，不致使各种药剂之间产生相互 干扰，使药效相互抵消或降低，
❖ 希望各种药剂之间产生协同效应，发挥更大作用。
19
3.2 水处理工艺技术
❖ 精细过滤技术 ❖ 除氧技术 ❖ 杀菌技术 ❖ 全程防腐技术 ❖ 水质达标工艺技术
10
2.3 伤害的类型
❖ （1）腐蚀 ❖ （2）结垢 ❖ （3）细菌 ❖ （4）机械杂质悬浮物 ❖ （5）残余油珠
11
2.4 注入水伤害的对象
❖ （1）对机械设备的损坏 不管何种水源，水中都含有各种不同的化学成份。对机械
设备的伤害主要是腐蚀和结垢。套管腐蚀是井况恶化的重要原 因之一。
❖ （2）对地层的伤害 当这些有害物质进入地层后，结垢物质、细菌、机械悬浮
24
4.3 水质物理性质监测
❖ 水质的浊度、含油量、温度、氧浓度、细菌等项目尽可能进行 检查和测定。
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7 注水井井下工艺系统
❖ 该系统是指注水井从井口到井底的设施。 ❖ 包括高压注水井口装置、带有防腐内衬里的油管。 ❖ 井下分层配水工具等。
ห้องสมุดไป่ตู้28
8 油田注水系统工程的原则
注水系统的质量对注水有着重要保证作用。油田注水系统 的工程设计和工程建设必须符合以下原则：
❖ －满足油田注水的需要，即油田注水系统必须服从油田地下的 需要；
❖ －满足油田注水量和水质的要求； ❖ －适应节约能耗和保护环境的要求； ❖ －尽量减轻系统腐蚀速度，延长管道设备的使用寿命； ❖ －确保安全运行和方便生产管理。
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3.1.4 各种水处理剂间的相互作用
❖ 事实上各种化学药剂的使用几乎是同时进行的，因此必须有一 个系统的综合的考虑。
❖ 考虑各种药剂之间的配伍关系，不致使各种药剂之间产生相互 干扰，使药效相互抵消或降低，
❖ 希望各种药剂之间产生协同效应，发挥更大作用。
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3.2 水处理工艺技术
❖ 精细过滤技术 ❖ 除氧技术 ❖ 杀菌技术 ❖ 全程防腐技术 ❖ 水质达标工艺技术
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2.3 伤害的类型
❖ （1）腐蚀 ❖ （2）结垢 ❖ （3）细菌 ❖ （4）机械杂质悬浮物 ❖ （5）残余油珠
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2.4 注入水伤害的对象
❖ （1）对机械设备的损坏 不管何种水源，水中都含有各种不同的化学成份。对机械
设备的伤害主要是腐蚀和结垢。套管腐蚀是井况恶化的重要原 因之一。
❖ （2）对地层的伤害 当这些有害物质进入地层后，结垢物质、细菌、机械悬浮
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4.3 水质物理性质监测
❖ 水质的浊度、含油量、温度、氧浓度、细菌等项目尽可能进行 检查和测定。
油气藏分析之油田注水方式介绍课件
环境因素：考虑环境因素，如环保要求、水资源 状况等，选择合适的注水方式
油田注水方式的具 体介绍
边缘注水
1
边缘注水是一种油田注水方 式，通过在油藏边缘注入水
来提高原油采收率。
2
边缘注水可以提高油藏压力， 降低原油粘度，从而提高原
油的流动性。
3
边缘注水可以改善油藏的水 油流度比，提高原油的采收
率。
4
延长油田寿命：通过注水，可以延长 油田寿命，提高油田的经济效益。
保护环境：注水可以减少油层中的天 然气排放，降低环境污染。
油田注水方式的分类
边缘注水：在油田边 缘地带进行注水，以
提高原油采收率
面积注水：在油田大 面积范围内进行注水，
以提高原油采收率
井间注水：在相邻油 井之间进行注水，以
提高原油采收率
油田注水方式在提高采收率方面的作用
01 注水可以提高油藏的驱油效 率，从而提高采收率。
02 注水可以降低油藏的流动阻 力，提高油藏的流动性，从 而提高采收率。
03 注水可以增加油藏的油水接 触面积，提高油藏的油水置 换效率，从而提高采收率。
04 注水可以改善油藏的油水分 布，提高油藏的油水均衡性， 从而提高采收率。
层间注水：在油层之 间进行注水，以提高
原油采收率
裂缝注水：在油层裂 缝中进行注水，以提
高原油采收率
复合注水：结合多种 注水方式，以提高原
油采收率
油田注水方式的选择
地质条件：考虑油藏的地质特征，如岩石类型、 孔隙度、渗透率等
油藏类型：根据油藏的类型，如常规油藏、非常 规油藏等，选择合适的注水方式
生产目标：根据生产目标，如提高采收率、降低 成本等，选择合适的注水方式
油田注水方式的具 体介绍
边缘注水
1
边缘注水是一种油田注水方 式，通过在油藏边缘注入水
来提高原油采收率。
2
边缘注水可以提高油藏压力， 降低原油粘度，从而提高原
油的流动性。
3
边缘注水可以改善油藏的水 油流度比，提高原油的采收
率。
4
延长油田寿命：通过注水，可以延长 油田寿命，提高油田的经济效益。
保护环境：注水可以减少油层中的天 然气排放，降低环境污染。
油田注水方式的分类
边缘注水：在油田边 缘地带进行注水，以
提高原油采收率
面积注水：在油田大 面积范围内进行注水，
以提高原油采收率
井间注水：在相邻油 井之间进行注水，以
提高原油采收率
油田注水方式在提高采收率方面的作用
01 注水可以提高油藏的驱油效 率，从而提高采收率。
02 注水可以降低油藏的流动阻 力，提高油藏的流动性，从 而提高采收率。
03 注水可以增加油藏的油水接 触面积，提高油藏的油水置 换效率，从而提高采收率。
04 注水可以改善油藏的油水分 布，提高油藏的油水均衡性， 从而提高采收率。
层间注水：在油层之 间进行注水，以提高
原油采收率
裂缝注水：在油层裂 缝中进行注水，以提
高原油采收率
复合注水：结合多种 注水方式，以提高原
油采收率
油田注水方式的选择
地质条件：考虑油藏的地质特征，如岩石类型、 孔隙度、渗透率等
油藏类型：根据油藏的类型，如常规油藏、非常 规油藏等，选择合适的注水方式
生产目标：根据生产目标，如提高采收率、降低 成本等，选择合适的注水方式
采油工程分层注水PPT学习教案
线上任取两点可求出吸水指数。当用指示曲线 求吸水指数时，应当用有效注入压力绘制的曲线。
Iw=(Q2-Q1)/(P2-P1)
第17页/共33页
2) 上翘式曲线如图12-8中Ⅱ所示。这种上翘式曲线除 与设备仪表有关外，还与油层性质有关。如在断层蔽 挡或连通较差的“死胡同”油层中，注入水不易扩散， 油层压力升高，注入水受到的阻力越来越大，造成曲 线上翘。
分层配水的实质是在井口压力相同的情况下，利用不同 水嘴的过流能力及产生的压力损失的大小，对各层段注 水量进行控制，达到分层段定量配水的目的，因此通过 水嘴需要降低的压力值，可求得配水嘴尺寸。
1. 确定层段注水量
当油层不装水咀注水时，注水量和注入压力之间的关系：
qiw I wpiw （无控制注水）
（4）判断封隔器的密封性
可用指示曲线的变化来判 断其密封性。封隔器失效 主要是因胶筒变形或破裂 无法密封，或由于配水器 弹簧失灵及管柱底部阀不 严造成封隔胶筒密封失效。
第23页/共33页
封隔器失效的主要表现：油套压平衡，分层配注失效， 注水量上升；注水压力不变(或下降)，而注入量上升(封 隔器失效后上下层串通，使吸水量高的控制层段注水量 增加)。
于注水指示曲线斜率的倒数。因此，只要测得注水井指 示曲线(或分层指示曲线)就可得到注水井吸水指数。
第9页/共33页
生产中不可能经常关井测注水井地层静压，
因此采用测指示曲线的办法，取得在不同流压下 的注水量，求吸水指数，即：
Iw
qiw piwf
第10页/共33页
(3) 比吸水指数
比较不同地层的吸水能力时，为了消除油层厚度的 影响，常用每米油层有效厚度的吸水指数即比吸水 指数来表示
过油管的摩擦压力损失
Iw=(Q2-Q1)/(P2-P1)
第17页/共33页
2) 上翘式曲线如图12-8中Ⅱ所示。这种上翘式曲线除 与设备仪表有关外，还与油层性质有关。如在断层蔽 挡或连通较差的“死胡同”油层中，注入水不易扩散， 油层压力升高，注入水受到的阻力越来越大，造成曲 线上翘。
分层配水的实质是在井口压力相同的情况下，利用不同 水嘴的过流能力及产生的压力损失的大小，对各层段注 水量进行控制，达到分层段定量配水的目的，因此通过 水嘴需要降低的压力值，可求得配水嘴尺寸。
1. 确定层段注水量
当油层不装水咀注水时，注水量和注入压力之间的关系：
qiw I wpiw （无控制注水）
（4）判断封隔器的密封性
可用指示曲线的变化来判 断其密封性。封隔器失效 主要是因胶筒变形或破裂 无法密封，或由于配水器 弹簧失灵及管柱底部阀不 严造成封隔胶筒密封失效。
第23页/共33页
封隔器失效的主要表现：油套压平衡，分层配注失效， 注水量上升；注水压力不变(或下降)，而注入量上升(封 隔器失效后上下层串通，使吸水量高的控制层段注水量 增加)。
于注水指示曲线斜率的倒数。因此，只要测得注水井指 示曲线(或分层指示曲线)就可得到注水井吸水指数。
第9页/共33页
生产中不可能经常关井测注水井地层静压，
因此采用测指示曲线的办法，取得在不同流压下 的注水量，求吸水指数，即：
Iw
qiw piwf
第10页/共33页
(3) 比吸水指数
比较不同地层的吸水能力时，为了消除油层厚度的 影响，常用每米油层有效厚度的吸水指数即比吸水 指数来表示
过油管的摩擦压力损失
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危害：产生H2S并与铁作用形成FeS 沉淀和产生粘液物，强化垢的形成。
铁细菌
多种细菌的总称，是好氧性细菌和兼 性细菌。
生成环境：水中含有亚铁、氧和有机 物，总铁量在16mg/L的水中，温度为 2225oC。
危害：促成二价铁氧化成Fe3+，产生氢 氧化铁沉淀；粘液物质形成浓度差电池腐蚀。
腐生菌 一类好氧“异养”型的细菌，存
取样点
来水 大罐 泵出口 3-24 井 4-3 井 4-27 井 6-3 井 6-25 井底
Fe,mg/L 0.21
0.14 0.29 0.72 1.23 2.38 2.96
4.43
腐蚀产物主要是氢氧化铁和硫化亚铁。
注入水与地层水不配伍
氢氧化铁沉淀生成机理：
Fe2+氧化生成
Fe2 H2O Fe(OH )2 O2 Fe(OH )3
水质的指标体系
五类指标： 溶解气 生物类 矿物类 相关指标 综合类
溶解气
溶解在水中的O2、CO2和 H2S的浓度 单位：mg/L 生物类 描述菌类及种菌的含量 单位：个/mL
硫酸盐还原菌（SRB）
一种厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化 物，以有机物质为营养的细菌。
生成环境：PH=7.07.5，温度为 2035C。
在分布较广。
生成环境：存在分布较广。
危害：与铁细菌大体相同。
矿物类
阳离子：钙、镁、铁、钡（锶）离子 阴离子：氯根、碳酸根和碳酸氢根及硫酸根
相关指标 PH值 温度 含油：mg/L
综合类
悬浮固体含量 悬浮固体颗粒直径 平均腐蚀率 总铁含量 膜滤系数MF 总矿化度
注入水水质标准
注水水质标准沿革 SY/T5329-94标准规范 执行标准的原则 水质标准的制定方法
铁菌的代谢作用产生
4Fe(HCO3)2 2H2O O2 4Fe(OH )3 8CO2
注入水与地层水不配伍
硫化亚铁沉淀生成机理：
水中硫化氢H2S与Fe2+生成
Fe2 H2S FeS
水中硫酸盐菌还原成H2S，与Fe2+生成
2H SO42 4H2 H2S 4H2O
注入水与地层水不配伍
实际油田，具体标准原则
各油田应借荐而不是照搬行业标准，应根 据油层的具体特性和生产实际情况，科学制定 切合实际的水质标准，各油田的水质标准是不 完全一致的。
水质标准的制定方法
获取油层岩性、油层水、注入水（水源水）资料 ✓ 测定注入水及油层水中的阴离子的浓度，分析溶 解气浓体度及PH值等参数。
✓ 测定水的温度、密度、粘度,悬浮固体浓度及颗粒 分布、腐生菌、硫酸盐还原菌、铁细菌和平均腐 蚀率等。
水化膨胀或悬浊；配伍性好；低腐蚀、低悬浮；水 源选择评价合标准。
水质主要控制指标：悬浮物颗粒直径、悬浮
固体含量、含油量、平均腐蚀率、SRB、铁细菌、 腐生菌、点腐蚀等指标。
辅助性指标：溶解氧、侵蚀性CO2、H2S、
PH值、总铁含量等指标。
执行标准的原则
控制指标优先原则
✓ 水质主要控制指标首先应达到要求。 ✓ 在主要控制指标已达到注水要求的前提下，
✓ 含碱度较高的水与含钙、镁、钡、锶、铁（Fe2+）等 离子的水相混或当水中游离二氧化碳含量较高，或二氧 化碳逸出使水的PH值升高时，应考虑碳酸盐结垢问题。
✓ 根据化学的溶度积原理，初步判断各离子 在水中的稳定性。
✓ C.E.C值大于0.09mmol/g（按一价离子计算） 时，就不能忽视粘土的水化膨胀。
注入水与地层水不配伍
油层伤害表现在： 直接生成CaCO3、CaSO4或BaSO4、SrSO4等沉淀 水中溶解氧引起铁氧化物沉淀 水中硫化氢引起硫化亚铁沉淀 水中二氧化碳引起CaCO3、 BaCO3等沉淀
注入水与地层水不配伍
铁的沉淀机理：
注入水经地面管线到井底，含铁量显著增加。
某区注入水总铁量沿程变化
西南石油采油工程课件第五章_ 注水
水
质
主
水源及水处理 要
内
注水井动态
容 注水工艺
第一节 水 质
注水中油层伤害原因及机理 注水水质的基本要求 水质的指标体系 注入水水质标准
注水中油层伤害原因及机理
注水中油层伤害的原因： 注入水与地层水不配伍 注入水与储层岩石矿物不配伍 注入条件变化 不溶物造成地层堵塞
注水水质标准沿革
沿用前苏联二项指标（悬浮物，含铁量） 六十年代中期，增加含油量指标
七十年代末提出的“五指标、三要求”的建议
88年底，我国首次颁布SY5329-88注水水质标 准 95年，修订为SY/T5329-94标 准
SY/T5329-94标准规范
水质基本要求：水质稳定；不使粘土矿物产生
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
注入条件变化
油层伤害表现在： 流速影响 温度变化影响 压力变化影响
不溶物造成地层堵塞
油层伤害表现在： 外来的机械杂质堵塞地层 注水系统中的腐蚀产物 各种环境下生长的细菌 油及其乳化物
注水水质的基本要求
控制悬浮固体浓度与粒径 控制腐蚀性介质（溶解氧、CO2、H2S） 控制含油量 控制细菌含量 控制水垢的形成
✓ 测定注水层位岩心的渗透率、孔道分布规律、粘 土矿物组成及其含量，岩心的阳离子交换量以及水 敏指数。
水质标准的制定方法
水的配伍性评价
✓ 含钡、锶、钙离子的水与含有硫酸根离子的水混合时， 经试验后不能生成沉淀时才能注水，否则应进行水质处 理。BaSO4结垢量控制指标为BaS042.5mg/L。
✓ 二价硫离子含量高的水与含有二价铁离子的水混注时， 必须考虑硫化亚铁结垢问题。
若注水又较顺利，可以不考虑辅助性指标。
执行标准的原则
标准分级原则
三类油层指标各自分级，先严后松，逐级放 宽。新投入注水开发的油藏或新建注水站应执行 一级标准（A1、B1、C1），而建站时间较长或实 际水处理能力已超过原设计能力或高含水期可执 行二级标准（A2、B2、C2），甚至三级标准。
执行标准的原则
碳酸盐沉淀的机理：
重碳酸钙、重碳酸镁等不稳定盐类，由于温度 变化，析出沉淀。
CO2 H 2O CO32 2HCO32
在硫酸盐还原菌作用下，生成CaCO3沉淀。
Ca2 SO42 CO2 8H CaCO3 H2S 3H2O
注入水与储层岩石矿物不配伍
油层伤害表现在： 矿化度敏感引起水敏物质的膨胀、分散与运移 PH值变化引起的微粒脱落、分散和沉淀 注入水与岩石沉淀
铁细菌
多种细菌的总称，是好氧性细菌和兼 性细菌。
生成环境：水中含有亚铁、氧和有机 物，总铁量在16mg/L的水中，温度为 2225oC。
危害：促成二价铁氧化成Fe3+，产生氢 氧化铁沉淀；粘液物质形成浓度差电池腐蚀。
腐生菌 一类好氧“异养”型的细菌，存
取样点
来水 大罐 泵出口 3-24 井 4-3 井 4-27 井 6-3 井 6-25 井底
Fe,mg/L 0.21
0.14 0.29 0.72 1.23 2.38 2.96
4.43
腐蚀产物主要是氢氧化铁和硫化亚铁。
注入水与地层水不配伍
氢氧化铁沉淀生成机理：
Fe2+氧化生成
Fe2 H2O Fe(OH )2 O2 Fe(OH )3
水质的指标体系
五类指标： 溶解气 生物类 矿物类 相关指标 综合类
溶解气
溶解在水中的O2、CO2和 H2S的浓度 单位：mg/L 生物类 描述菌类及种菌的含量 单位：个/mL
硫酸盐还原菌（SRB）
一种厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化 物，以有机物质为营养的细菌。
生成环境：PH=7.07.5，温度为 2035C。
在分布较广。
生成环境：存在分布较广。
危害：与铁细菌大体相同。
矿物类
阳离子：钙、镁、铁、钡（锶）离子 阴离子：氯根、碳酸根和碳酸氢根及硫酸根
相关指标 PH值 温度 含油：mg/L
综合类
悬浮固体含量 悬浮固体颗粒直径 平均腐蚀率 总铁含量 膜滤系数MF 总矿化度
注入水水质标准
注水水质标准沿革 SY/T5329-94标准规范 执行标准的原则 水质标准的制定方法
铁菌的代谢作用产生
4Fe(HCO3)2 2H2O O2 4Fe(OH )3 8CO2
注入水与地层水不配伍
硫化亚铁沉淀生成机理：
水中硫化氢H2S与Fe2+生成
Fe2 H2S FeS
水中硫酸盐菌还原成H2S，与Fe2+生成
2H SO42 4H2 H2S 4H2O
注入水与地层水不配伍
实际油田，具体标准原则
各油田应借荐而不是照搬行业标准，应根 据油层的具体特性和生产实际情况，科学制定 切合实际的水质标准，各油田的水质标准是不 完全一致的。
水质标准的制定方法
获取油层岩性、油层水、注入水（水源水）资料 ✓ 测定注入水及油层水中的阴离子的浓度，分析溶 解气浓体度及PH值等参数。
✓ 测定水的温度、密度、粘度,悬浮固体浓度及颗粒 分布、腐生菌、硫酸盐还原菌、铁细菌和平均腐 蚀率等。
水化膨胀或悬浊；配伍性好；低腐蚀、低悬浮；水 源选择评价合标准。
水质主要控制指标：悬浮物颗粒直径、悬浮
固体含量、含油量、平均腐蚀率、SRB、铁细菌、 腐生菌、点腐蚀等指标。
辅助性指标：溶解氧、侵蚀性CO2、H2S、
PH值、总铁含量等指标。
执行标准的原则
控制指标优先原则
✓ 水质主要控制指标首先应达到要求。 ✓ 在主要控制指标已达到注水要求的前提下，
✓ 含碱度较高的水与含钙、镁、钡、锶、铁（Fe2+）等 离子的水相混或当水中游离二氧化碳含量较高，或二氧 化碳逸出使水的PH值升高时，应考虑碳酸盐结垢问题。
✓ 根据化学的溶度积原理，初步判断各离子 在水中的稳定性。
✓ C.E.C值大于0.09mmol/g（按一价离子计算） 时，就不能忽视粘土的水化膨胀。
注入水与地层水不配伍
油层伤害表现在： 直接生成CaCO3、CaSO4或BaSO4、SrSO4等沉淀 水中溶解氧引起铁氧化物沉淀 水中硫化氢引起硫化亚铁沉淀 水中二氧化碳引起CaCO3、 BaCO3等沉淀
注入水与地层水不配伍
铁的沉淀机理：
注入水经地面管线到井底，含铁量显著增加。
某区注入水总铁量沿程变化
西南石油采油工程课件第五章_ 注水
水
质
主
水源及水处理 要
内
注水井动态
容 注水工艺
第一节 水 质
注水中油层伤害原因及机理 注水水质的基本要求 水质的指标体系 注入水水质标准
注水中油层伤害原因及机理
注水中油层伤害的原因： 注入水与地层水不配伍 注入水与储层岩石矿物不配伍 注入条件变化 不溶物造成地层堵塞
注水水质标准沿革
沿用前苏联二项指标（悬浮物，含铁量） 六十年代中期，增加含油量指标
七十年代末提出的“五指标、三要求”的建议
88年底，我国首次颁布SY5329-88注水水质标 准 95年，修订为SY/T5329-94标 准
SY/T5329-94标准规范
水质基本要求：水质稳定；不使粘土矿物产生
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
注入条件变化
油层伤害表现在： 流速影响 温度变化影响 压力变化影响
不溶物造成地层堵塞
油层伤害表现在： 外来的机械杂质堵塞地层 注水系统中的腐蚀产物 各种环境下生长的细菌 油及其乳化物
注水水质的基本要求
控制悬浮固体浓度与粒径 控制腐蚀性介质（溶解氧、CO2、H2S） 控制含油量 控制细菌含量 控制水垢的形成
✓ 测定注水层位岩心的渗透率、孔道分布规律、粘 土矿物组成及其含量，岩心的阳离子交换量以及水 敏指数。
水质标准的制定方法
水的配伍性评价
✓ 含钡、锶、钙离子的水与含有硫酸根离子的水混合时， 经试验后不能生成沉淀时才能注水，否则应进行水质处 理。BaSO4结垢量控制指标为BaS042.5mg/L。
✓ 二价硫离子含量高的水与含有二价铁离子的水混注时， 必须考虑硫化亚铁结垢问题。
若注水又较顺利，可以不考虑辅助性指标。
执行标准的原则
标准分级原则
三类油层指标各自分级，先严后松，逐级放 宽。新投入注水开发的油藏或新建注水站应执行 一级标准（A1、B1、C1），而建站时间较长或实 际水处理能力已超过原设计能力或高含水期可执 行二级标准（A2、B2、C2），甚至三级标准。
执行标准的原则
碳酸盐沉淀的机理：
重碳酸钙、重碳酸镁等不稳定盐类，由于温度 变化，析出沉淀。
CO2 H 2O CO32 2HCO32
在硫酸盐还原菌作用下，生成CaCO3沉淀。
Ca2 SO42 CO2 8H CaCO3 H2S 3H2O
注入水与储层岩石矿物不配伍
油层伤害表现在： 矿化度敏感引起水敏物质的膨胀、分散与运移 PH值变化引起的微粒脱落、分散和沉淀 注入水与岩石沉淀