西安石油大学毕业论文 原油产量下降。水中腐性气体及微生物对设备、管线的腐蚀不仅增加采油成本，影响正常生产，而且腐蚀产物会进一步加剧油层堵塞
中国东部多数油田的开发基本上已进入高含水后期。为了提高原油采收率，各油田厂泛采用了聚合物驱三次采油新技术，取得了良好的效果．但随之采出大量含有一定浓度聚合物(PAM)的污水。聚合物驱产出水回注地层是三次采油常用的处理方法，共原因是产出水直接徘放到地面会造成环境污染，处理产出水达到排放标准经济上不合算。目前，大庆袖田对聚合物驱产出水进行了常规处理，但注入水仍术达到正常水驱油用水的指标，仍然会使fm层受到污染(损害)．这是影响油田采收率的重要问题。
由于近年来注水井水质变差，特别是随着大庆油田聚合物驱开采规模不断扩大，聚合物采出液的增多，含聚污水处理量增大，地面注水管网的连通又导致整个注水系统都含聚。含聚后的污水容易对油层造成堵塞，尤其是中低渗透油层，同时由于污水中含聚致使结垢腐蚀的速度加快，对油田生产带来了严重的影响。所以对于水质的这种要求非常有必要开发一种新的解堵剂，来解决这种油层堵塞问题。
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第2章常规注水井解堵增注
2.1注水井解堵的意义
在油田注水开发过程中，由于外来液体与储层岩石矿物和储层流体等不配伍．水中悬浮物质、微生物及代谢产物的存在，以及原油中石蜡、沥青胶质等析出，常引起地层堵塞，使注水井吸水能力下降，注水压力升高，影响原油生产。因此，对注水开发的油藏，必须采用合理的保护油气层措施．防止地层损害。对已经堵塞的注水并必须分析堵塞原因，采用相应的解堵增注技术措施。在注水过程中．引起吸水能力下降的原因可能是固体息粒、机械杂质或化学沉淀、结垢等造成的堵塞．也有可能是油污、细菌或毛细管现象造成的堵塞。由于堵塞性质不同．在采用解堵措施时，应针对具体情况．选择合适的解堵技术。目前．巳开发的解堵技术有两大类，一类是物理解堵法，一类是化学解堵法，每种方法都有自己的特点和适用范围，必须正确使用。否则，不仅注水能力无法恢复，还可能产生更严重的堵塞现象。
通过注水井向油层注水，是保持油层压力，提高油藏采油速度和采收率而被广泛采用的一项重要的开发措施。但是不合格的注入水水质能使注水井吸水能力下降，注水压力下降，注水压力上升，油田生产注采失衡，油层亏空加剧，导致原油产量下降。水中腐性气体及微生物对设备、管线的腐蚀不仅增加采油成本，影响正常生产，而且腐蚀产物会进一步加剧油层堵塞。
2.1.1注水过程中油层伤害的因素
注水引起油层伤害的主要原因是注入水与储层性质不配伍或配伍性不好、水质处理及注水工艺不当。
2.1.1.1注入水与地层水不配伍
(1).注入水与底层直接生成CaCO3、CaSO4沉淀，或BaSO4、SrSO4沉淀或兼而有之。
(2).注入水中溶解氧对金属腐蚀，使不溶解的铁化物发生沉淀。 (3).水中的硫化氢(H2S)引起沉淀。
(4).水中CO2引起Ca2+、Fe2+、Ba2+、Sr2+生成相应的碳酸盐沉淀
2.1.1.2注入水与储层岩石不配伍对地层的伤害
主要表现在以下三个方面：
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西安石油大学毕业论文 (1).矿化物敏感引起储层中水敏物质的膨胀、分散与运移。 (2).PH值变化引起的微粒脱落、分散与运移。 (3).注水与岩石润湿反转。
2.1.1.3. 注水与岩石润湿反转。(1).流速的影响：低注入速度有利于细菌的生
长和垢的形成；高注入速度将加剧腐蚀反应；高渗流速度加剧微粒的脱落、运移。
(2).温度变化的影响：在注水过程中，随着底层温度逐渐下降，流体粘度上升、流体阻力增加，岩石水润湿性上升，吸水能力下降；温度变化导致沉淀生成，温度上升有利于吸热沉淀生成，温度下降有利于放热沉淀生成；温度变化导致储层孔喉变温；应力敏感，且降低温度將导致蜡的析出。
(3).压力变化的影响：压力变化会导致应力敏感（特别是双重介质油藏）和储层结构损害及沉淀的析出。
2.1.1.4.不溶物造成地层堵塞
(1).注入水中外来的机械杂质即悬浮物堵塞底层。
(2).注水系统中的腐蚀产物如溶解氧对金属的腐蚀产物，H2S对金属的腐蚀产物，对金属的腐蚀产物，细菌对金属的腐蚀产物。
各种环境下生长的细菌表现为细菌繁殖堵塞流通道、流体粘度上升并派生无机物沉淀。
(3).注入水中的油及其乳化物表现为液锁、乳滴吸附喉道表面，堵塞或减小喉道。
2.1.2注水井油层特定堵塞机理
油层伤害主要表现为注水井油层堵塞或吸水能力下降，在众多的堵塞因素中，以下被忽视的特定因素应高度重视。
2.1.2.1铁的沉淀
在油田注水过程中往往发现注入水在水源、净化站或注水站出口含铁量很低，但经过地面管线到达井底过程中，含铁量逐渐增加。含铁量上升表明注入水对管壁产生了腐蚀，腐蚀产物主要是氢氧化铁和硫化亚铁。
氢氧化铁沉淀的生产机理：电化学腐蚀原理，铁的二价离子Fe2+进入水中，生成Fe(OH)2，注入水中的氧进一步将Fe(OH)2氧化生成Fe(OH)3。此外，当注入水中含有铁菌时，铁菌的代谢作用也会产生Fe(OH)3。
硫化亚铁沉淀的生产机理：当注入水中含有硫酸盐还原菌时，SO42+被这种细菌还原成H2S↑，而硫化氢与二价铁Fe2+生成硫化亚铁沉淀。当注入水含有硫化氢H2S时，其腐蚀变得更加严重。一些注水井内排出的水为黑色，并带有臭鸡蛋气味就是含有H2S和FeS的缘故。
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西安石油大学毕业论文 2.1.2.2 碳酸盐沉淀
当注入水溶解有碳酸氢钙、碳酸氢镁等不稳定盐时，注入地层后，由于温度变化而析出生成沉淀。水中游离的二氧化碳、碳酸氢根及碳酸根在一定的条件下，保持着一定的平衡关系：
CO2+H2O+CO32-→2HCO3-
当水注入油层后，由于温度升高，将使碳酸氢盐发生分解，平衡左移，溶液中CO32-的浓度增大。当水中含有大量的钙离子Ca2+时，在一定条件下CaCO3从水中析出。此外，在水中硫酸盐还原菌的作用下，有以下反应也会生成白色的CaCO3沉淀。
2.1.2.3细菌堵塞
注入水中含有的细菌（如硫酸盐还原菌、铁菌等）在注水系统和地层中繁殖出菌体本身造成堵塞外，还由于它们的代谢作用生成的硫化亚铁及沉淀物堵塞油层。由于注入水与所含细菌一起进入油层，而在一定范围内生长繁殖，其活泼发育半径约为36m。因此，菌体和代谢产物对油层造成的堵塞不只是在井壁渗滤表面，还会在近井地带。
2.1.2.4粘土膨胀
许多砂岩油层均存在着粘土夹层，而岩石胶结物亦含有一定数量的粘土。由于不同油层岩石粘土含量与组成不同，以及注入水性质不同，因此粘土的膨胀程度及对注水井能力的影响程度也有所不同。通常淡水比盐水更容易使粘土膨胀，地层水含盐高，因而一般注地层表水引起的粘土膨胀要小，粘土中小颗粒含量愈多，膨胀性愈大。
综上所述，注水过程引起的油层伤害完全取决于油层自身岩性及所含流体特性与注入水水质两个方面。前者是客观存在的，是引起油层伤害的哦潜在因素；后者是诱发油层伤害的外部条件。因此，努力改善注入水的水质可以有效的油层伤害，注入水的水质是决定注入水的成败关键。为了确定符合油层特性的注水水指标，必须高度重视岩性分析和地层水分析资料及油层伤害评价，这是油田注水开发的基础。
2.2 油田生产对注水水质的要求
2.2.1注入水水质推荐标准
在编制注水工艺方案时，大都参行业标准，根据油藏具体条件来确定其合理可操作的水质标准。实践表明，对水质的要求应根据油藏的孔隙结构、渗透性分级、流体物理化学性质和水源的水型通过实验来确定。水质主要控制指标和辅助
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西安石油大学毕业论文 指标见表2-1和表2-2.
表2-1 推荐水质主要控制指标（SY/T5329—1994）
注入层平均空气渗透率，μｍ 标准分级 悬浮固体量，mg/L 悬浮物颗粒直径中值，μｍ 控制指标 含油量，mg/L 平均腐蚀率，mm/a A1 <1.0 <1.0 <5.0 2<0.1 A2 <2.0 <1.5 <6.0 A3 <3.0 <2.0 <8.0 B1 <3.0 <2.0 <8.0 0.1-0.6 B2 <4.0 <2.5 B3 <5.0 <3.0 C1 <5.0 <3.0 >0.6 C2 <6.0 <3.5 <20 C3 <7.0 <4.0 <30 <10.0 <15.0 <15.0 <0.076 A1、B1、C1级：无点腐蚀 点腐蚀 A2、B2、C2级：轻微点腐蚀 A3、B3、C3级：明显点腐蚀 SRB菌，个/mL 铁细菌，个/mL 腐生菌，个/mL 0 <10 n×10 n×10 <25 0 <10 n×10 n×10 <25 0 <10 n×10 n×10 <25
表2-2 水质辅助性指标
溶解氧 采出水 ≤0.05～0.10mg/L 清水 ≤0.05mg/L -1.0≤C≤1.0mg/L 侵蚀性CO2 采出水 ≤2.0mg/L 硫化物 清水 0 7±5 ①pH
SY/T5329-1994标准明确了以下规范：
(1).水质基本要求。水质稳定，与油层谁想混不产生沉淀；水注入油层后不使 粘土矿物产生水化膨胀或悬浊；采用俩种水源混合时，应实验证明配伍性好；低腐蚀、低悬浮；水源选择评价符合标准。
(2).水质主要控制指标。按照储层渗透率的大小分高、中、低三类，主要控制悬浮物颗粒直径、悬浮固体含量、含有油、平均腐蚀率、SRB、铁细菌、腐生菌、点腐蚀8项指标，主要控制指标分级情况，如表1-1所示。
(3).辅助性指标。试注后若发现因水质原因不能顺利注水再用水质辅助性指标。辅助性指标是指溶解氧、侵蚀性CO2、H2S、pH值和总铁含量5项指标。
2.3国内部分油田注水水质标准
表2-3 国内部分油田注水水质标准
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