楊興國(guó)

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

大情字井油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長(zhǎng)嶺凹陷中部。2000年投入開發(fā)，2003年實(shí)施注水開發(fā)，初期注水壓力10MPa以下，目前注水壓力已升高至16MPa，注水壓力明顯升高。2011-2016年欠注井?dāng)?shù)由40口升高至140口井，日欠注水量由900方升高至2534方，欠注問(wèn)題日益突出，且現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施負(fù)壓解堵等治理措施成功率僅為50%左右，治理效果較差。

1 注水井欠注機(jī)理認(rèn)識(shí)

油田注入水水質(zhì)指標(biāo)包括懸浮物、含油量、腐蝕率、細(xì)菌、溶解氧等幾項(xiàng)。懸浮物由于聚集架橋會(huì)對(duì)巖石孔道產(chǎn)生堵塞作用，以油層巖心孔隙結(jié)構(gòu)和喉道中值為依據(jù)，應(yīng)該嚴(yán)格控制注入水中固相顆粒的濃度和粒徑。特別是對(duì)于低滲透層注水，更應(yīng)該嚴(yán)格控制固相顆粒的粒徑。在SRB細(xì)菌存在的條件下，會(huì)有注入水顏色逐漸變黑，pH 變成酸性，而且H2S氣味大，管線腐蝕嚴(yán)重等問(wèn)題。大情字井油田2011-2016年注入水水質(zhì)均不達(dá)標(biāo)，其中懸浮固相顆粒、SRB含量嚴(yán)重超標(biāo)。

1.1 懸浮固相顆粒對(duì)儲(chǔ)層影響分析

懸浮固相顆粒的特性在地層傷害中起到非常重要的作用。顆粒一旦被注入水?dāng)y帶到多孔介質(zhì)中，它就會(huì)在孔隙介質(zhì)中的彎曲通道中隨著注入水的流動(dòng)而移動(dòng)，它們將在孔隙骨架中被滯留、捕獲和沉淀，從而導(dǎo)致孔隙骨架的結(jié)構(gòu)發(fā)生不利變化，使地層巖石孔隙度和滲透率減小。ROQUE，G.CHAUVETEAU等人發(fā)現(xiàn)注入水中的懸浮顆粒在多孔介質(zhì)中滯留時(shí)有兩種滯留原理，一是流體在流動(dòng)時(shí)導(dǎo)致懸浮物顆粒沉積在表面；二是多個(gè)顆粒在通過(guò)孔喉時(shí)形成架橋，而且他們?cè)O(shè)計(jì)了實(shí)驗(yàn)把粒子滯留過(guò)程分成四個(gè)階段，即沉積、架橋、內(nèi)部堆積和形成外部濾餅（圖1、2、3、4）。

圖1 單顆粒沉積

圖2 多顆粒堵塞

圖3 顆粒的內(nèi)部堆積

圖4 外部濾餅的形成

1.2 大情字井油田注入水懸浮物對(duì)水井欠注影響分析

大情字井油田主要注入情聯(lián)站的污水，2011-2016年情聯(lián)站污水懸浮固相顆粒含量在9.8mg/l～83.5mg/l之間，平均為43.3mg/l，嚴(yán)重超過(guò)吉林油田公司注入水懸浮固相顆粒含量小于5mg/l的標(biāo)準(zhǔn)，而SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中對(duì)于滲透率小于10×10-3μm2的儲(chǔ)層，注入水懸浮固相顆粒含量的標(biāo)準(zhǔn)為小于1mg/l。

情聯(lián)站污水2011-2016年懸浮固相顆粒粒徑中值在0.031μm～148.7μm之間，而懸浮固相顆粒粒徑中值大于3.9μm的比例為72.68%，嚴(yán)重超過(guò)吉林油田公司注入水懸浮固相顆粒粒徑中值小于2μm的標(biāo)準(zhǔn)要求，而SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中對(duì)于滲透率小于10×0-3μm2的儲(chǔ)層，注入水懸浮固相顆粒粒徑中值的標(biāo)準(zhǔn)為小于1μm。

從國(guó)內(nèi)外對(duì)于懸浮固相顆粒含量、粒徑對(duì)儲(chǔ)層的傷害分析看，當(dāng)注入水懸浮固相顆粒含量為6mg/l、懸浮固相顆粒粒徑中值為4μm時(shí)，對(duì)于滲透率為50×0-3μm2的儲(chǔ)層傷害為滲透率下降25%左右。而情聯(lián)站注入污水的懸浮固相顆粒含量和粒徑中值均嚴(yán)重超過(guò)6mg/l和4μm，同時(shí)儲(chǔ)層滲透率要小于10×0-3μm2，因此，注入污水中懸浮固相顆粒含量對(duì)于大情字井油田水井儲(chǔ)層傷害是非常嚴(yán)重且不可逆的，也是影響水井欠注最主要的、最關(guān)鍵的因素。

1.3 大情字井油田注入水SRB含量對(duì)水井欠注影響分析

SRB對(duì)注水的影響主要有兩個(gè)方面：一是形成堵塞，二是破壞水質(zhì)。情聯(lián)站污水不僅懸浮固體顆粒含量超標(biāo)，SRB含量及腐蝕速率也嚴(yán)重超標(biāo)，2011-2016年情聯(lián)站污水SRB含量在110～950個(gè)/ml之間，平均620個(gè)/ml，超過(guò)了吉林油田公司注入水SRB含量小于110個(gè)/ml的標(biāo)準(zhǔn)要求，而SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中對(duì)于滲透率小于10×0-3μm2的儲(chǔ)層，注入水SRB含量的標(biāo)準(zhǔn)為小于10個(gè)/ml。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與礦場(chǎng)試驗(yàn)相結(jié)合測(cè)取情聯(lián)站污水對(duì)于井下注水工具、管柱的腐蝕速率為0.42～0.85mm/a，平均為0.65mm/a，約為腐蝕速率標(biāo)準(zhǔn)0.076mm/a的9～10倍，腐蝕速率同樣嚴(yán)重超標(biāo)。SRB含量超標(biāo)造成注水管線、井下工具管柱腐蝕，進(jìn)而導(dǎo)致水井欠注甚至注不進(jìn)。

2 注水井治理措施建議

通過(guò)對(duì)大情字井油田欠注井原因、機(jī)理分析認(rèn)識(shí)，提出了“以防為主、防治結(jié)合”的治理措施建議。

（1）“防”主要是采取有效水處理措施，保證注入水中固相懸浮顆粒、SRB含量符合標(biāo)準(zhǔn)[10]要求，以確保老井欠注情況不會(huì)進(jìn)一步惡化，同時(shí)保證新投注水井不會(huì)因水質(zhì)問(wèn)題導(dǎo)致欠注；

（2）“治”采取“維護(hù)型措施+進(jìn)攻性手段”相結(jié)合的方式，保證常規(guī)洗井效果，短期出現(xiàn)欠注井采取負(fù)壓解堵，長(zhǎng)期欠注井采取壓裂或酸化的措施，解決水井欠注問(wèn)題。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

大情字井油田2015年原油產(chǎn)量占乾安采油廠總產(chǎn)量的60%，97口欠注井影響產(chǎn)量約在10萬(wàn)噸左右，欠注井的治理迫在眉睫。本文對(duì)于大情字井油田水井欠注原因、機(jī)理的認(rèn)識(shí)對(duì)乾安油田今后欠注井治理措施的選井及實(shí)施具有十分重要的指導(dǎo)作用。2016年H52井采取壓裂增注、H98井采取超聲波負(fù)壓解堵取得較好效果，日增注65方，累計(jì)增注3087方。兩口井措施的成功實(shí)施對(duì)于下一步措施選井及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施具有很好的借鑒意義。

4 結(jié)論

（1）2011-2015年大情字井油田注入水中固相懸浮顆粒平均含量43.3mg/l、粒徑中值粒大于3.9μm的比例為72.68%，兩項(xiàng)指標(biāo)均嚴(yán)重超過(guò)吉林油田對(duì)于注入水的標(biāo)準(zhǔn)要求，固相懸浮顆粒隨注入水進(jìn)入地層，堵塞地層孔隙導(dǎo)致有效滲透率下降，是造成水井欠注或注不進(jìn)的關(guān)鍵、根本原因。

（2）2011-2015年大情字井油田注入水中SRB含量在110～950個(gè)/ml之間，平均620個(gè)/ml，超過(guò)了吉林油田對(duì)于注入水的標(biāo)準(zhǔn)要求，造成了地面管線及井下工具管柱腐蝕結(jié)垢，一方面導(dǎo)致水井井況差導(dǎo)致欠注，另一方面腐蝕結(jié)垢產(chǎn)物隨注入水進(jìn)入地層，同樣導(dǎo)致地層有效滲透率下降，是造成水井欠注的另一重要原因。

（3）通過(guò)對(duì)大情字井油田幾個(gè)重點(diǎn)區(qū)塊注入水與地層采出水的室內(nèi)配伍性實(shí)驗(yàn)分析可以看出，注入水與地層采出水的配伍性較差，是水井欠注的促進(jìn)因素。

（4）通過(guò)對(duì)大情字井油田欠注井原因、機(jī)理分析認(rèn)識(shí)，提出了“以防為主、防治結(jié)合”的治理措施建議，對(duì)乾安油田今后欠注井治理措施的選井及實(shí)施具有十分重要的指導(dǎo)作用，2016年現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)2口井，取得較好效果。