謝衛(wèi)紅 李冰 朱景義 黃啟玉 劉岱樓

（1.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.中國石油大學；3.中國地質(zhì)大學（北京））

1 國內(nèi)外油田注水水質(zhì)標準的差異

國外油田沒有統(tǒng)一的注水水質(zhì)標準，我國雖然制定了統(tǒng)一的油田行業(yè)標準，但是，很多油田根據(jù)實際情況制定了適宜本油田的標準。國內(nèi)外油田注水水質(zhì)標準的主要控制指標基本相同，如，懸浮固體含量、粒徑、氧含量、腐蝕率、油含量和細菌含量等。對比國內(nèi)外油田注水水質(zhì)標準對這些控制指標的規(guī)定，其特點主要有：

一是，國內(nèi)外油田對腐蝕率、細菌含量、氧含量等指標的規(guī)定大體相同。腐蝕率指標一般規(guī)定為≤0.076mm/a。細菌含量控制指標，一般將硫酸鹽還原菌的個數(shù)控制在＜25個/mL。腐生菌、鐵細菌等指標，滲透率＞0.5μm2的地層，控制在1×104～10×104個/mL；滲透率為0.1～0.5μm2的地層，控制在1×103～10×103個/mL；滲透率＜0.1μm2的地層，控制在 1×102～10×102個/mL。溶解氧含量控制指標，當注入水為清水時，溶解氧含量≤0.5mg/mL；當注入水為采出水時，溶解氧含量≤0.1mg/mL。

二是，國內(nèi)外油田對油含量指標的規(guī)定基本一致。滲透率＜0.1μm2的地層，除美國及前蘇聯(lián)巴什基里亞油田外，其他注水標準一般要求油含量控制在5～10mg/L；滲透率為0.1～0.5μm2的地層，一般要求油含量控制在10～30mg/L；滲透率＞0.5μm2的地層，前蘇聯(lián)烏斯奇一巴雷克油田油含量指標為100mg/L，前蘇聯(lián)薩莫特洛夫爾油田為70mg/L，除了這2個油田，其他油田一般要求油含量控制在15～50mg/L。因此，國內(nèi)外油田對油含量指標的要求總體上相差不大。我國各油田油含量指標具體見表1。

三是，對于懸浮固體含量、粒徑中值等指標的規(guī)定差異較大。對于懸浮固體含量控制指標，以滲透率＜0.1μm2的地層為例，注入水同樣為采出水的油田，長慶油田標準為＜10mg/L，前蘇聯(lián)巴什基里亞油田標準為10～15mg/L，美國W．M．亨塞爾等油田標準為5mg/L，加拿大帕賓那油田標準為0.1～0.5mg/L，長慶油田標準是加拿大帕賓那油田標準的20～100倍，可見差異比較顯著。對于滲透率＞0.5μm2的地層，前蘇聯(lián)烏斯奇一巴雷克油田標準為50mg/L，前蘇聯(lián)薩莫特洛夫爾油田標準為70mg/L，除了這2個油田，其他油田一般要求懸浮固體含量控制在5～30mg/L。

對于懸浮固體粒徑中值控制指標，有的油田控制非常嚴格，如，俄羅斯的油田規(guī)定粒徑中值＜喉道1/5；美國某油田的非采出水注水粒徑中值＜喉道1/10；我國行業(yè)標準規(guī)定，滲透率＜0.01μm2的地層，粒徑中值須≤1.0μm。有的油田的規(guī)定則比較寬松，如，美國希愛夫近海油田規(guī)定粒徑中值為2.0～10.0μm。另外，還有一些油田不將粒徑中值作為主要控制指標，如，前蘇聯(lián)的巴什基里亞、薩莫特洛夫爾、烏斯奇一巴雷克油田，以及美國的W．M．亨塞爾油田等。我國各油田懸浮固體含量、粒徑中值等指標具體見表2、表3。

表1 我國各油田油含量指標對比*

表2 我國各油田懸浮固體含量指標對比*

表3 我國各油田懸浮固體粒徑中值指標對比

2 主要控制指標的確定方法

2.1 巖芯試驗法

采用巖芯試驗法制定標準的基本思路是：根據(jù)達西定律，模擬油田的注入流體與注入條件，通過向巖芯樣品注入一定體積的流體，以巖芯滲透率的下降（即巖芯滲透率損害程度）不能超過一定數(shù)值來確定注入水的水質(zhì)標準。我國行業(yè)標準SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標及分析方法》、大慶油田、大港油田、江漢油田均采用此方法。

由于各油田的實際注水條件及對地層傷害標準的選取不同，巖芯試驗的注入水體積（注入孔隙倍數(shù)，即PV數(shù)）、注入速度、巖芯滲透率損害程度等均不相同。如，大慶油田水驅(qū)注水水質(zhì)標準采用的條件為：注入水注入的PV數(shù)為25，注入速度為0.2mL/min，滲透率下降率＜30%；大慶油田聚合物驅(qū)注水水質(zhì)標準采用的條件為：注入水注入的PV數(shù)及注入速度與水驅(qū)相同，滲透率下降率＜40%（低滲透油藏為50%）；大港油田注水水質(zhì)標準采用的條件為：注入水注入的PV數(shù)為60，注入速度為0.5mL/min，滲透率下降率＜60%；江漢油田注水水質(zhì)標準采用的條件為：注入水注入的PV數(shù)為50～100，對于高滲透油藏、中滲透油藏和低滲透油藏，其滲透率下降率應分別＜30%、＜20%和＜10%。

2.2 現(xiàn)場統(tǒng)計法

采用現(xiàn)場統(tǒng)計法制定標準的基本思路是：以巖芯試驗為基礎，在現(xiàn)場注入壓力穩(wěn)定的情況下，統(tǒng)計現(xiàn)場注水水質(zhì)和注水井吸水能力的變化，若在一定時間內(nèi)因堵塞造成的下降率不超過一個數(shù)值（前蘇聯(lián)有學者考慮一年滲透率降低為5%，有學者認為每年滲透率降低不超過10%～12%）［1］，且通過洗井或其他措施能夠恢復，即認為水質(zhì)達到要求。最終制定水質(zhì)指標時還要綜合考慮產(chǎn)生的措施費用（包括洗井、壓裂、酸化、增注等）和水處理費用的關系。

前蘇聯(lián)早期很多油田的水質(zhì)標準是按照巖芯試驗法制定的，后來基本上是按照現(xiàn)場統(tǒng)計法制定的。我國長慶油田現(xiàn)行注水水質(zhì)標準也是采用現(xiàn)場統(tǒng)計法，并結(jié)合采出水處理工藝現(xiàn)狀制定的。

2.3 方法對比

現(xiàn)場統(tǒng)計法以能夠滿足實際注水需要為原則，規(guī)定的指標比較寬松，更適合現(xiàn)場實際情況，但是，措施費用較高。巖芯試驗法措施費用較低，但是，控制指標比較嚴格，水處理費用較高。

3 注水水質(zhì)標準差異原因分析

對于相同滲透率、同種類型的油藏，造成注水水質(zhì)標準控制指標差異較大的主要原因：

一是，主要控制指標的確定方法不同。采用現(xiàn)場統(tǒng)計法制定的注水水質(zhì)標準，其注水水質(zhì)指標明顯高于采用巖芯試驗法制定的標準。

二是，同樣采用巖芯試驗法制定標準的油田，其試驗條件各不相同。如，大慶油田、大港油田、江漢油田，其巖芯試驗法的巖芯注入水體積、巖芯滲透率損害程度、注入速度等均不相同，特別是注入體積數(shù)和巖芯滲透率下降率的數(shù)值選取差異較大。

4 存在的主要問題及建議

目前，多數(shù)巖芯試驗存在的主要問題：一是，注入水注入的PV數(shù)及巖芯滲透率下降率的數(shù)值選取沒有統(tǒng)一的標準，造成實際選取的數(shù)值差異較大；二是，注入水注入時間較短（一般為2～8h）、注入PV數(shù)較?。ㄒ话銥?0～200），不能很好地反映現(xiàn)場實際注水情況；三是，多數(shù)巖芯試驗沒有考慮反洗工況；四是，多數(shù)巖芯試驗采用恒速法，實際注水的初始階段可能是恒速階段，然后為恒壓階段；五是，多數(shù)巖芯試驗采用直線流的模型，實際注水為徑向流。

為了更好地反映實際注水情況，建議今后巖芯試驗思路為：一是，巖芯試驗注入的時間宜盡量長，注入PV數(shù)盡量多；二是，巖芯試驗盡量采用徑向流模型及恒壓法，且考慮反洗工況。

[1] 國外砂巖油田開發(fā)編寫組.國外砂巖油田開發(fā)[M].哈爾濱:黑龍江科學技術出版社,1984.

[2] 郝艷華.國外油田注水水質(zhì)標準及水處理技術[J].石油技術,1990,12(2):147-149.

[3] 孟桂萍.氣田水回注水質(zhì)指標的研究[J].石油與天然氣化工,1995,24(2):114-122.

[4] 李曉群.2000年世界石油環(huán)?？萍及l(fā)展趨勢及我們的發(fā)展對策[R].北京:中國石油天然氣總公司信息研究所,2000.