注水工艺方案设计任务书(石工2009级用)

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1、注水工艺设计任务书碎屑岩油藏注水工艺设计西南石油大学石油工程学院2013年3月某油田碎屑岩油藏注水工艺设计一、 目的及要求1. 目的：通过对某油藏J2s储层注水工艺设计，了解注水工艺方案的基本设计思路、设计内容，掌握方案设计的基本方法、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。2. 要求：根据某油藏基础数据和设计要求，完成注水工艺方案的设计并总结和编写出“注水工艺方案设计”报告。3. 要求对以下内容进行设计：(1)油田注水开发可行性分析(2)注入水水源选择与水质要求(3)注水工艺参数设计(4)注水管柱设计(5)注水井试注、投(转)注措施要求(6)注水

2、井增注及调剖措施(7)注水工艺方案总结及实施建议二、 设计所需的基础资料和数据1.某油藏主要地质特点(1)构造圈闭较完整，但面积较小，储量较小，天然能量不足该油藏圈闭面积7.0km2，含油面积9.4km2，平均有效厚度16m，可采储量178.5104t，其弹性采收率3.63%，溶解气驱采收率12.2%。(2)储层物性差，潜在伤害因素复杂，油藏压力偏低，地层压差较小，但原油物性好，油气比高该油藏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。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

3、塞伤害。(3)储层岩石敏感性储层粘土含量较高(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(水敏指数0.50.59)，但速敏较弱，无酸敏。表1 油藏J2s储层粘土矿物统计泥质含量%粘土矿物相对含量%KCI/SI7.24139.39.710(4)储层岩石润湿性岩石润湿性测定表明，水排比为100%，油排比为0%，属强亲水。2.原油性质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)。但原油中高碳蜡含量高，井筒结蜡严重表2 油田原油物性项目密度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

4、量高碳蜡一般蜡高碳蜡相对绝对某油田0.81380.87-23.3655.8272.8073.82.454.31.628.40.037082893.油藏压力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 油田基础数据表项目开采层位油层中深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原油体积系数水密度g/cm3原油粘度(地下)mPa.s某油田J2s267526.318.18.20.81381.0291.7321.00281.1附表4 油田油井生产情况方式单井日产(t/d)气油比(m3/t)生产压差(MPa)油层温度

5、自喷20271581.14.主要开发指标根据开发方案的部署该油田实行注水保持地层原始压力开发，采用五点法面积注水，井距350m，总数50口，其中采油井25口，注水井25口，注采比1：1。第一年平均单井配产20t/d，年产能力16.47104t，采油速度3.2%。稳产2.5年，开发指标预测见表5。表5 油田开发指标预测开采时间(a)井数(口)平均单井日产油量(t)日产油(t)年产油(104t)累积产油(104t)日产气(m3)累积产气(104m3)日产水(m3)累积产水(104m3)采油速度(%)采出程度(%)含水率(%)采油井注水井1252520.049916.4716.47135229446

6、3403.23.20.82252519.849616.4332.901344168916803.26.51.63252519.548716.2549.15131977133201513.19.73.04252518.045015.5464.69121950175312612.912.85.45252516.340614.1078.79110026213524322.615.69.66252514.536212.7091.4998102247946842.318.115.77252512.230610.98102.4782926277699772.020.323;/5.48252510.3257

7、9.29111.766964730287120101.622.231.9925258.52127.72119.485745232379144151.323.740.41025257.01766.36125.844769634103161201.125.047.95.油田吸水指数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。表6 某油田吸水指数预测结果含水率(%)01020304050吸水指数(Jw)(m3/dMPa)2.7552.3922.1882.1842.0841.9766.注入水水源及水质要求(1)水源该油

8、田是一个严重缺水的地区，水来源较困难，油田注水开发需要大量的水。为了缓解水源矛盾，减少环境污染，该油田采用单管流程注水，减少洗井次数。(2)水质储层特性要求该油藏J2s储层为低孔、低渗，其主要流动喉道半径平均仅为45m。根据“1/31/6”原则，该油田按主要流动喉道半径的1/5计算。悬浮物试验结果表明，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%。目前该油田对注水中悬浮固相颗粒直径处理采用精细过滤设备。表7 某油田注水水质标准水质项目单位水质标

9、准备注悬浮物含量mg/L根据资料确定颗粒中值直径m根据资料确定总含铁量mg/L0.10含油量mg/L5.0溶解气含量mg/L0.05硫化物含量mg/L5.0二氧化碳含量mg/L5.0平均年腐蚀率mm/a20.0细菌含量腐生菌个/ml100硫酸盐还原菌个/ml100pH值68与地层水的相溶性不产生沉淀结垢投注前进行试验分析与原油的相溶性不乳化与地层的配伍性根据资料确定(3)该油田注水系统存在的主要问题水源曝氧严重，造成供输、水处理系统及井下管柱腐蚀严重，从而大大增加了铁及机杂的含量。精细过滤执行不严，注入水未得到有效处理。采用精细过滤设备。7.注水压力设计数据(1)据M1井、M3井、M139井压

10、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。油层平均中部深度H2675m，假定注入水在井筒流动为层流，Re=2000，则=64/Re。(2)忽略注水温度设计。(3)根据相邻油田经验，注水启动压差一般34MPa，因此，该油田注水启动压差参照相邻油田取值。(4)注水井井口装置按25MPa压力等级配套。8.注水管柱强度设计基础数据(1)注水管柱数据2 7/8平式和加厚油管：D7.3cm；d6.2cm；t10.1412cm 0.551cm；(壁厚系数)0.875两种管材：材质为 J55时，s3870 Kgf/cm2 材质为N80时，s5620

11、Kgf/cm2管柱在空气中重(带螺纹和接箍)：q=9.52kgf/m(两种材质相同)组合安全系数标准：1.015(2)考虑组合管柱安全系数，不考虑深井管柱的各种负荷和受力计算。(3)腐蚀量为直径方向的腐蚀量，年腐蚀量应为0.076mm2。三、 设计原则 早期注水，保持地层压力。 针对性地制定适应性强的注水水质标准，确保高质量的注入水质来简化防腐措施和最大限度地延长注水稳定周期。从而减少洗井、增注等作业措施工作量。 推广使用套管保护液的保护套管技术。 地面设计采用单管注水流程，配套洗井车洗井。 从工具配套性考虑，该油田自喷阶段和有杆泵抽油均采用油管。因此，该油田注水采用平式油管，配套性强。四、

12、设计内容及计算要求1.油田注水开发可行性分析根据该油田已知地质特点、油藏特点和其它已知资料和数据，对该油藏注水开发(合理油藏压力水平、储层表面润湿性、注水对储层岩石敏感性)的可行性进行简要分析阐述。2.设计原则(已给出)对给出的设计原则如有不同要求，可修改设计原则或提出自己的设计原则。3.注入水水源选择与水质要求根据行业水质推荐标准和可用的基础数据，提出油田的具体水质指标和注入水水源。(1)水源：根据资料和该地区的情况提出水源选择；(2)水质：根据提供的资料和表7(注水水质标准)，完善该油田注水水质标准并列出对应的行业标准。(3)确定采用精细过滤设备的精度大小。(4)根据该油田注水系统存在的问

13、题，提出保证注水系统水质的要求及措施。4.注水工艺参数设计(1)注水量预测根据开发指标不同时期的含水率，预测不同含水率时期单井日平均注水量和所有注水井日注水总量，并绘制单井日平均注水量及所有注水井日注水总量与不同含水率的关系曲线。(2)预测注水井吸水能力(已给出)(3)注水系统压力预测预测注水破裂压力预测最低、最高和平均破裂压力梯度条件下的井底和井口破裂压力。注水压力设计当油层无控制时，预测含水率fw为：0%、10%、20%、30%、40%、50%，地层压力为两种情况：26.3MPa，23MPa时，注水井的井口压力和井底压力。确定是否满足给定的注水井井口装置的压力等级配套。5.注水管柱设计(1

14、) 抗内压极限强度计算：注水管柱(油管) J55和N80两种材质的抗内压极限强度(美制油管，API标准)，判断是否满足井口装置的压力等级要求。(2)抗拉极限强度计算：注水管柱(油管) J55(平式和加厚)和N80(平式和加厚)两种材质的抗内压极限强度(包括新油管，腐蚀7年、腐蚀10年、腐蚀13年的油管)。(3)组合管柱抗拉安全系数的计算：注水管柱(油管) J55(平式和加厚)和N80(平式和加厚)两种材质的抗内压极限强度(包括新油管，腐蚀7年、腐蚀10年、腐蚀13年的油管)。要求组合安全系数：1.015按以下四种方式组合计算组合安全系数：序号材质规格管柱组合安全系数新油管腐蚀7年腐蚀10年腐蚀

15、13年1J552 7/8(平式)5.51mm26752N802 7/8(平式)5.51mm26753J552 7/8(平式)5.51mm18752 7/8(加厚)5.51mm8004N802 7/8(平式)5.51mm18752 7/8(加厚)5.51mm800根据计算的组合安全系数，选择一种满足要求的注水管柱的材质和组合。以下内容根据提供的该油田基本资料、数据和自己的设计，作简要阐述：6.注水井投(转)注措施要求；排液要求、洗井要求。7.注水井增注及调剖措施；提高增注的技术。8.注水井日常管理要求；9.注水工艺方案总结及实施建议。五、 完成设计报告1.写出设计报告。2.附设计的任务书及原始数

16、据。3.报告要求用16开纸手写，字迹工整，文字通顺，思路清晰，计算结果正确。4.按时完成全部设计内容(包括计算公式、过程、数据表、含水率分别与井底和井口注入压力曲线图、管柱在不同腐蚀年限的极限内压、抗拉极限载荷及组合安全系数等数据表)，要求独立完成。六、 报告格式1. 封面“某油田注水工艺方案设计”，写明专业、设计人、年级学号、日期2正文、设计内容包括：(1)设计概要(2)已知基础资料及数据包括：已知的油藏地质资料、开发指标、数据、表格等(3)设计原则(4)注入水水源选择与水质要求(5)注水压力设计分析包括：注水井吸水能力预测、地层破裂压力预测、注水压力设计(6)注水管柱设计包括：两种给定管材

17、的注水管柱强度计算(抗内压极限、抗拉强度)、注水管柱设计(7)注水井投(转)注措施及要求(8)注水井增注及调剖措施(9)注水井的日常管理要求(10)注水工艺方案总结及实施建议注：第(7)、(8)、(9)、(10)根据自己的设计和要求简要阐述。七、 参考书1. 石油工程设计教材，西南石油大学编2. 中华人民共和国石油天然气行业标准之采油工程方案设计编写规范，石油天然气总公司发布3. 采油技术手册，石油工业出版社4. 采油工程，石油工业出版社 -含水率产油量04991.649634875.44509.640615.736223.430631.925740.421247.9176含水率%全井日注水量(m3/d)单井日注水量(m3/d)注水压差mpa吸水指数(m3/d.mpa)0106242.4815.4192.75510895.735.82814.9782.39220737.229.48813.4772.18830690.327.61212.6422.18440586.923.47611.2642.08450469.218.7689.4981.97610