曹繼虎，曹 瑛，李成紅，劉秀華，高 挺，王 濤，王 新，劉彩云

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

石油行業(yè)對油田水質(zhì)分析和水質(zhì)指標(biāo)控制大多采用SY/T5329《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)及分析方法》行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，該標(biāo)準(zhǔn)1988年首次發(fā)布，于1994年、2010年分別修訂。該標(biāo)準(zhǔn)是唯一一個指導(dǎo)各油田的回注污水處理工作的標(biāo)準(zhǔn)。

1 油田采出水回注現(xiàn)狀

統(tǒng)計本廠聯(lián)合站采出水回注水質(zhì)（見表2），靖三聯(lián)、靖四聯(lián)站點SRB含量超標(biāo)，大于103個/毫升；靖一聯(lián)、靖三聯(lián)、靖四聯(lián)和柳三轉(zhuǎn)鐵含量超標(biāo)；各站點平均腐蝕率大于0.076 mm/a，腐蝕程度不同。

表1 行業(yè)推薦水質(zhì)主要控制指標(biāo)（S/YT5329-1994）

表2 各采出水處理站點水質(zhì)現(xiàn)狀

2 采出水回注壓力變化及高壓欠注現(xiàn)狀

2.1 各區(qū)塊注水壓力變化情況

2.1.1 歷年五一區(qū)注水壓力變化情況 五一區(qū)采出水和清水回注壓力呈現(xiàn)上升趨勢，注采出水壓力由2011年的9.4 MPa上升到目前的10.3 MPa，注清水壓力由2011年的9.0 MPa上升到目前的9.6 MPa，上升幅度較采出水小。

2.1.2 歷年五二區(qū)注水壓力變化情況 近三年來，五二區(qū)采出水和清水回注壓力呈現(xiàn)上升趨勢，注采出水壓力由2011年的10.8 MPa上升到目前的16.0 MPa，注清水壓力由2011年的5.7 MPa上升到目前的10.3 MPa，其中2012年注清水和采出水上升幅度大。

2.1.3 歷年盤古梁注水壓力變化情況 近三年來，盤古梁采出水和清水回注壓力呈現(xiàn)上升趨勢，注采出水壓力由2011年的5.3 MPa上升到目前的6.2 MPa，注清水壓力由2011年的9.1 MPa上升到目前的9.9 MPa，上升幅度較采出水相同。

2.1.4 歷年虎狼峁注水壓力變化情況 近三年來，虎狼峁采出水和清水回注壓力呈現(xiàn)上升趨勢，注采出水壓力由2011年的12.2 MPa上升到目前的13.0 MPa，注清水壓力由2011年的11.1 MPa上升到目前12.7 MPa，2012年上升幅度較采出水大。

2.1.5 歷年郝坨梁注水壓力變化情況 郝坨梁采出水和清水回注壓力呈現(xiàn)上升趨勢，注采出水壓力由7.4 MPa上升到7.5 MPa，注清水壓力由2011年5.3 MPa上升到目前的7.6 MPa，上升幅度較采出水大。

2.2 靖安油田采出水回注欠注現(xiàn)狀

2013年，靖安油田因回注壓力高欠注的作業(yè)區(qū)有五二區(qū)和虎狼峁。

2010年-2013年油水井酸化實施井次和酸化解堵占中酸化井次的比例均呈現(xiàn)上升趨勢，其中2013年酸化實施502井次，油井實施321井次，水井實施181井次；因結(jié)垢實施酸化373井次，其中油井實施203井次，水井實施170井次，占總酸化井次的74.3%。

3 采出水對儲層堵塞規(guī)律研究

靖安油田滲透率低、孔隙結(jié)構(gòu)細(xì)微，孔隙連通性差，儲層非均質(zhì)性強，儲層滲流阻力大。目前已開發(fā)的主力三疊系油藏滲透率在10×10-3μm2左右，侏羅系主力油藏滲透率在100×10-3μm2左右，滲透率級差大。先后對多口檢查來研究靖安油田注水開發(fā)中后期儲層物性及水驅(qū)狀況研究。

表3 采出水回注高壓欠注

3.1 注水中后期儲層物性變化規(guī)律

檢查井巖心分析表明一：靖安油田在長期注水過程中形成了豐富的新生結(jié)垢礦物，結(jié)垢礦物以方解石、重晶石為主，注水期新生礦物導(dǎo)致孔隙度減少。與注水前相比，孔隙度減少絕對量為1.8%；相對量最高達25.63%，平均可達到12.67%。注水新生礦物對孔隙及喉道的充填和堵塞造成儲層滲透性能變差。

檢查井巖心分析表明二：注水過程粘土礦物產(chǎn)狀發(fā)生變化，在注入水水體的長期流動過程中對綠泥石膜的長期沖刷作用（部分綠泥石膜表面可見到明顯的沖刷痕跡），使一部分細(xì)小的綠泥石晶片從綠泥石膜上脫落下來，在孔隙中形成分散的數(shù)微米的顆粒，堵塞喉道。

檢查井巖心分析表明三：長期注水過程中，由于注入水中含有較多溶解氧氣，可對原油進行氧化，形成瀝青質(zhì)沉積，改變儲層的潤濕性。

檢查井巖心分析表明四：注水后大喉道明顯減少，較小喉道增加明顯。通過計算及薄片觀察，盤檢41－301井1 629.15 m段與ZJ33井1 542.33 m段在注水前具有相同的孔滲條件及孔隙結(jié)構(gòu)。注水前大吼道明顯較多，注水后較小喉道較發(fā)育，且具有明顯的集中分布趨勢。

3.2 注水過程中油層吸水狀況變化規(guī)律

3.2.1 措施前后吸水變化狀況 低滲、特低滲油田的油層吸水狀況有較大不同。靖安油田侏羅系吸水剖面厚度措施前后有所變化，延9吸水剖面厚度由措施前6.5 m下降到5.9 m，延10吸水剖面厚度由措施前6.4 m下降到4.6 m，注水量和注水壓力有明顯增加和下降趨勢。靖安油田三疊系吸水厚度由措施前8.8 m上升到11.3 m。

侏羅系物性較好，地層傷害主要以大孔隙深部堵塞為主，解堵措施主要以對深部高滲段改造為主，表現(xiàn)出吸水厚度減少、吸水量增大現(xiàn)象。三疊系物性差，地層傷害主要以端面淺層堵塞為主，解堵措施主要以清除端面堵塞、恢復(fù)近井地帶滲流能力為主，表現(xiàn)出吸水厚度增加、吸水量保持相對平穩(wěn)。

3.2.2 吸水變化狀況 通過對靖安油田侏羅系油層注水量保持平穩(wěn)的注水井檢測表明，侏羅系油層注水壓力呈波動型下降趨勢，吸水厚度和視吸水指數(shù)表現(xiàn)出較強的波動性，反應(yīng)出堵塞物在地層深部不斷運移；三疊系油層注水壓力呈穩(wěn)定和緩慢上升趨勢，吸水厚度表現(xiàn)出穩(wěn)定和增加趨勢，視吸水指數(shù)表現(xiàn)出穩(wěn)定和下降的趨勢，反應(yīng)出堵塞物在端面堵塞的特征。

3.3 采出水水質(zhì)變化對巖心滲透率的影響

選取不同滲透率具有代表性的巖樣，模擬地層條件進行污水回注試驗。研究水質(zhì)中不同含量的懸浮物、含油量等對巖心滲透率的影響，確定不同滲透率條件、不同孔隙結(jié)構(gòu)情況下各項水質(zhì)指標(biāo)。

當(dāng)巖心滲透率小于 1～10×10-3μm2時，水中機雜含量在1 mg/L以下時，即使含油量達50 mg/L，對巖心的傷害也只有28%，可見懸浮顆粒含量上升，對巖心的傷害增大。要使傷害控制在20%以內(nèi)，采出水中機雜含量應(yīng)小于5 mg/L，含油量應(yīng)小于10 mg/L。

當(dāng)巖心滲透率在 10～100×10-3μm2時，要使傷害控制在20%以內(nèi)，懸浮顆粒濃度應(yīng)小于10 mg/L，油濃度要小于30 mg/L。

當(dāng)巖心滲透率在 100～200×10-3μm2時，若傷害小于20%，水中機雜含量應(yīng)小于10 mg/L，含油量度應(yīng)小于20 mg/L；若機雜含量小于10 mg/L，含油量可控制在50 mg/L以下。

當(dāng)巖心滲透率大于200×10-3μm2時，含油量對傷害的影響較大，而機雜含量的影響相對較小，分析原因是大滲透率巖心孔隙半徑較大，大量的油珠進入孔隙中，在喉道處產(chǎn)生了堵塞。若傷害小于20%，含油量應(yīng)小于20 mg/L，機雜含量可控制在10 mg/L以下；當(dāng)含油量小于5 mg/L時，即使機雜含量在20 mg/L，對巖心的傷害也基本保持在20%左右。

4 靖安油田采出水回注指標(biāo)修訂

4.1 靖安油田開發(fā)現(xiàn)狀對水質(zhì)指標(biāo)制定影響因素

（1）注水開發(fā)過程中，低滲透儲層在高壓注水的情況下，一方面導(dǎo)致地層微裂縫開啟，造成與裂縫溝通的油井暴性水淹，油井含水上升加快；另一方面造成地層微粒運移，堵塞孔隙吼道導(dǎo)致大量孔隙滲流性儲層滲流能力下降。

（2）水質(zhì)保持在良好水平情況下，確實可以保持注水平穩(wěn)進行，但為改善水質(zhì)而進行的工藝完善和配套技術(shù)資金投入巨大，工藝復(fù)雜程度增加，人員數(shù)量和技術(shù)素質(zhì)都有較以前更高的要求。

（3）靖安油田采出水礦化度高，成垢離子含量高，由于地層非均質(zhì)性強，油井見水程度差異較大，加上油井、水井措施力度大，導(dǎo)致采出水化學(xué)成份變化較大，對水處理系統(tǒng)的平穩(wěn)運行帶來極大的影響。

（4）注水井檢串、洗井是保證井筒清潔的有效的一項措施，同時也可以消除近井地帶的堵塞，避免系統(tǒng)不斷提壓來滿足部分高壓欠注井的配注要求。

4.2 油田采出水回注指標(biāo)修訂具體思路

（1）常規(guī)油藏回注時間長，注入水對儲層的傷害規(guī)律認(rèn)識較為清楚，水質(zhì)指標(biāo)可結(jié)合注水動態(tài)變化趨勢與水處理技術(shù)水平進行水質(zhì)指標(biāo)進行修訂。

（2）近年來，油井、水井由于大量的采取措施，儲層結(jié)構(gòu)從橫向、縱向均發(fā)生了改變，孔隙度也發(fā)生了變化，因此，將原有按滲透率分類改為按注水壓力分類。

（3）適度放寬壓力平穩(wěn)和低壓區(qū)塊水質(zhì)指標(biāo)，加強壓力上升較快的中壓油藏/區(qū)塊日常管理，控制水質(zhì)指標(biāo)。

4.3 主要指標(biāo)修訂

4.3.1 機雜指標(biāo)修訂 根據(jù)巖心試驗結(jié)果和實際水處理水平、注水動態(tài)曲線分析，考慮到污水處理費用和各站工藝技術(shù)及其實際操作的可行性，推薦油田水處理要求達到懸物粒徑機雜含量10～50 mg/L內(nèi)，在各級范圍內(nèi)，應(yīng)盡量使懸浮物濃度處于標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的低值。

4.3.2 含油量指標(biāo)修訂 根據(jù)實驗結(jié)果，含油量對巖心的傷害影響程度較懸浮物濃度傷害程度低，目前采出水處理工藝模式，含油量在10～20 mg/L是可行的。

4.3.3 細(xì)菌含量指標(biāo)修訂 根據(jù)實測污水中細(xì)菌含量及參照原行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T5329—94）確定，油田回注污水中選用殺菌劑，使細(xì)菌含量控制在10～100個/毫升是可行的。

4.3.4 含氧量指標(biāo)修訂 水中有溶解氧時可加劇腐蝕，當(dāng)腐蝕率不達標(biāo)時，首先考慮氧含量，采出水中氧含量應(yīng)小于0.05 mg/L。

4.3.5 硫含量指標(biāo)修訂 硫化物增加是細(xì)菌作用的結(jié)果，硫化物過高也可導(dǎo)致水中機雜增加。采出水中硫含量應(yīng)小于2.0 mg/L。

4.3.6 鐵含量指標(biāo)修訂 水中含亞鐵時，鐵細(xì)菌作用可將二價鐵轉(zhuǎn)化為三價鐵而產(chǎn)生氫氧化鐵沉淀；當(dāng)水中含硫時，可生成硫化亞鐵沉淀，使水中機雜增加，采出水鐵含量應(yīng)小于2 mg/L。

表5 2013年靖安油田水淹井調(diào)查表

表6 2013年注水井未檢串、洗井情況

表7 靖安油田采出水修訂后指標(biāo)

4.4 修訂后指標(biāo)

指標(biāo)修訂主要以采出水回注動態(tài)和靖安油田水處理系統(tǒng)平穩(wěn)運行的水質(zhì)數(shù)據(jù)為依據(jù)，以室內(nèi)巖心注水試驗數(shù)據(jù)為參考，按每年區(qū)塊壓力上升趨勢，確定具體水質(zhì)指標(biāo)數(shù)據(jù)。

5 結(jié)論及建議

（1）通過分析，清楚掌握靖安油田產(chǎn)采出水量、采出水回注量及注入水水質(zhì)質(zhì)量。

（2）分析總結(jié)出歷年來各作業(yè)區(qū)注水井壓力變化及高壓欠注情況。

（3）利用X衍射，研究出結(jié)垢礦物主要成分及注水中后期儲層物性變化規(guī)律；通過物模試驗，研究出采出水對巖心滲透率影響程度。

（4）分析水質(zhì)指標(biāo)修訂影響因素，梳理指標(biāo)修訂思路和依據(jù)，制定出靖安油田注入水水質(zhì)控制指標(biāo)。

（5）下步將對其它油田開展注入水水質(zhì)控制指標(biāo)修訂工作。

[1]中國石油天然氣總公司.碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法[R］.1995.

[2]胡博仲，等.大慶油田高含水期穩(wěn)油控水采油工程技術(shù)[M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[3]萬仁溥.采油工程手冊[M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.