李丙賢

中國石化勝利油田分公司海洋采油廠 （山東 東營 257237）

關于低滲油藏注水水質(zhì)指標的探討

李丙賢

中國石化勝利油田分公司海洋采油廠 （山東 東營 257237）

注入水質(zhì)是油藏開發(fā)的重要因素，針對油藏特征優(yōu)選水質(zhì)標準，是高效開發(fā)和低成本運行有機結合的重要方法。針對埕島油田東斜坡低滲區(qū)塊開發(fā)過程注水水質(zhì)存在的問題，找出目前執(zhí)行水質(zhì)標準中存在的不足，提出改進建議。

低滲透油藏；注水水質(zhì)；孔喉半徑

1 油藏現(xiàn)狀及水質(zhì)指標執(zhí)行情況

埕島油田東斜坡區(qū)塊是中國石化勝利油田分公司海上第一個低滲透注水開發(fā)區(qū)塊，注入水為水源井產(chǎn)水，先后從東營組和館下段采水。由于該區(qū)塊主力層系 Ed8、Ed9 砂組平均滲透率 30.9×10-3～45.5×10-3μm2，注入水水質(zhì)嚴格按低滲透油田水質(zhì)標準執(zhí)行。參照行業(yè)標準SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標及分析方法》[1]，該區(qū)塊地層水水質(zhì)標準執(zhí)行第2類標準。

由于水質(zhì)不含油，水處理系統(tǒng)以去除懸浮物為主，采用金剛砂過濾器和金屬膜過濾器兩級壓力過濾密閉流程（注水罐設有隔氧浮盤）。過濾設備由浙江某公司提供，金剛砂和金屬膜過濾器技術參數(shù)分別為：金剛砂過濾器來水水質(zhì)懸浮物質(zhì)量濃度≤30 mg/L、處理量2 500 m3/d；金屬膜過濾器來水懸浮物質(zhì)量濃度≤10 mg/L，出水懸浮物質(zhì)量濃度≤2 mg/L;懸浮顆粒直徑中值≤1.5 μm（出水）。

2 存在問題及治理情況

2.1 注采水的礦化度差異對系統(tǒng)存在較大影響

注入水水質(zhì)指標中沒有提及注入水礦化度的影響因素，而在實際運行過程中發(fā)現(xiàn)注入水礦化度對設備、地層均產(chǎn)生了較大影響[2]。

2014年6月，水源井CB32A-2井投產(chǎn)，生產(chǎn)層位Ed5，產(chǎn)出水懸浮物質(zhì)量濃度2.2 mg/L，不含油，懸浮物粒徑中值≤1.5 μm，能夠達到方案設計要求。但運行一段時間后，出現(xiàn)沿程水質(zhì)變差、壓差上升、水井井口壓力快速上升的趨勢，導致注水系統(tǒng)無法正常運行。經(jīng)檢測發(fā)現(xiàn)水質(zhì)處理設備結垢嚴重，進出口出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象。注水井井口壓力持續(xù)上升，CB32A-5井初期試注壓力12.6 MPa，停注前注水井井口壓力已上升至19.6 MPa；CB32A-6井初期注水井井口壓力8.7 MPa，注水壓力逐步上升，停注前注水壓力16.6 MPa。而且由于水源井井口溫度高達90℃，高于注水設備設計溫度，設備故障率較高。

為查找異常原因，對注入水進行分析，其礦化度高達18 095 mg/L，為該區(qū)塊油層產(chǎn)出水礦化度的2倍左右，且在高溫下有明顯結垢趨勢[3]。因此針對該運行中存在的問題，通過和相關單位合作，對水源井卡封 Ed5、補孔 3#NgX，改層后采水井段為1 990.00~2 020.00 m，產(chǎn)出水礦化度為9 000 mg/L左右，再未出現(xiàn)結垢情況。

2.2 懸浮物質(zhì)量濃度和粒徑中值指標應考慮喉道分布因素

該區(qū)塊改層后，通過補充、更換濾料和濾芯，使整套注水系統(tǒng)恢復正常運行。但在水質(zhì)跟蹤化驗中發(fā)現(xiàn)，過濾器出口水質(zhì)懸浮物質(zhì)量濃度高達3~5 mg/L，仍高于指標2 mg/L，對注入水懸浮物粒徑中值檢測，結果如表1所示。

由于金屬膜過濾器處理能力為懸浮物粒徑中值≤1.5 μm，從檢測結果來看，水源井懸浮物的粒徑中值偏低，已達到金屬膜過濾器處理的限值。

由懸浮物粒徑分布情況可知，粒徑＜1.296 μm的懸浮物含量為50%，粒徑＜1.5 μm的懸浮物含量約為70%，因此目前注入水中的大部分懸浮物無法利用現(xiàn)有金屬膜過濾器進行處理。而根據(jù)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》中要求，濾膜的孔徑為0.45 μm，能夠過濾絕大部分懸浮物。因此認為，水質(zhì)不達標主要原因為注入水所含大部分懸浮物粒徑小于金屬膜濾芯孔徑，金屬膜過濾器無法實現(xiàn)有效過濾。

表1 懸浮物粒徑中值統(tǒng)計表 /μm

依據(jù)埕北326井壓汞資料，該井區(qū)儲層最大連通孔喉半徑為 0.30～17.24 μm，平均 7.67 μm；孔喉半徑平均值主要分布于0.30～4.03 μm之間，平均孔喉半徑均值2.02 μm，高于懸浮物粒徑中值，滿足油藏注水要求。通過和技術部門合作并試運行3個月后，該區(qū)塊整體正式轉入注水開發(fā)。

由于水質(zhì)標準中只以滲透率作為劃分水質(zhì)指標的依據(jù)，而沒有考慮到孔喉因素，因此導致該區(qū)塊注水不達標，需要加以完善[4]。

2.3 水質(zhì)標準層級需要在中低滲端細化

目前注入水水質(zhì)標準劃分為5級，分別是：小于10×10-3μm2、10×10-3~50×10-3μm2、50×10-3~500×10-3μm2、500×10-3~1 500×10-3μm2和大于 1 500×10-3μm2。而目前主要開發(fā)的低滲油藏滲透率一般在5×10-3μm2以內(nèi)，而該階段的儲層沒有劃分標準。在第3 級別中，50×10-3~500×10-3μm2的跨度達 10 倍，不利于精細注水管理[5]。因此現(xiàn)有標準在中低滲油藏端精細程度不夠，難以滿足油藏需求。

3 改進建議

3.1 在標準中增加礦化度指標

建議在水質(zhì)控制指標中加入注入水和地層采出水的礦化度比值指標，用來評價注入水能否適應油藏的需求。

3.2 標準的級別劃分用滲透率和孔喉直徑雙重因素

建議利用儲層的空氣滲透率和平均孔喉直徑兩個參數(shù)為依據(jù)，對注入水水質(zhì)級別進行劃分，能夠更好地反映油藏特點，提高適應性。

3.3 精細中、低滲油藏的水質(zhì)標準

建議進一步細化水質(zhì)劃分標準，增加小于5×10-3μm2、5×10-3~50×10-3μm2、50×10-3~200×10-3μm23個級別，更好地適應油藏需要。

[1]國家能源局.碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標及分析方法:SY/T 5329—2012[S].北京:石油工業(yè)出版社，2012.

[2]吳 鋒,李曉平,廖伍彬,等.注水水質(zhì)對低滲油藏開發(fā)指標的影響研究[J].特種油氣藏,2007,14(4):68-71.

[3]高奎成,劉 健,尹利國.低滲油藏注水能力下降分析及解決措施[J].石油天然氣學報,2005(S3):136-137.

[4]任德強.低滲油藏注水工藝研究與應用[J].中國化工貿(mào)易,2015,7(33)：20-22.

[5]劉維震.關于油田注水水質(zhì)標準及水質(zhì)評價的探討[J].石油工業(yè)技術監(jiān)督,2003,19(7):3-6.

Injection water quality is an important factor affecting reservoir development effect.The selection of water quality standards according to reservoir characteristics is an important method for efficient development and low cost operation of oilfields.In view of the existing problems of water injection quality in the development process of low permeability blocks on the east slope of Chengdao Oilfield,the deficiencies in the current water quality standards are found out,and some improvement suggestions are put forward.

low permeability reservoir;water injection quality;pore throat radius

李丙賢（1982-），男，高級工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)管理工作。

左學敏

2017-11-06