郝志蓮

摘要：我國(guó)油田企業(yè)具有充裕的低滲透原有儲(chǔ)量，雖說近些年來，油田開發(fā)中運(yùn)用了諸多新型技術(shù)、工藝、方法與材料，但注水開發(fā)依然是開發(fā)油田的重點(diǎn)方式，所占的比例較大。為促使油田注水開發(fā)低滲透開采收益的進(jìn)一步增強(qiáng)，必須深入研究油田注水的水質(zhì)問題，因此，本文重點(diǎn)分析油田注水當(dāng)中的懸浮物與原油。

關(guān)鍵詞：油田企業(yè);注水水質(zhì);低滲透;開發(fā)影響

油田行業(yè)在具體注水過程中，影響注水效果的重點(diǎn)因素就是注水水質(zhì)，待油田中注水不合格時(shí)，定會(huì)降低巖石的滲透率，并且下降的程度和滲透率大小息息相關(guān)。當(dāng)注水不合格定會(huì)對(duì)地層滲透層造成嚴(yán)重的損害，而且對(duì)于非均勻性質(zhì)造成更嚴(yán)重的影響。增大縱向滲透率的變異系數(shù)，最終對(duì)水驅(qū)的采收率結(jié)果十分不利。據(jù)實(shí)踐表明，當(dāng)注入不合格的水之后會(huì)對(duì)地層造成損害，并降低地層滲透的均勻性，隨后地層滲透還會(huì)對(duì)采收結(jié)果造成影響，滲透率越小說明采收率也就越低。

1 回顧油田注水歷程

以1984年鉆探的大37油井發(fā)現(xiàn)的沙二段油藏為例，該油井區(qū)塊的含油面積約為18k㎡，地質(zhì)的儲(chǔ)藏量約為1738×104t，可以采出的油量約為368×104t?？諝馄骄臐B透率約為27.8×10-3u㎡，孔隙度約為16.5%，巖石的親水性較強(qiáng)，孔隙的結(jié)構(gòu)主要將粒間孔為主體，不具較高的儲(chǔ)集性，極易形成堵塞。

1990年大37塊開發(fā)注水井網(wǎng)以來，將水質(zhì)量為標(biāo)準(zhǔn)注水共分成1991-1996年底，1997-1999年淺層注水期，1999-2004年部分井場(chǎng)改成回注污水注水期，2004年7月份大37塊改成淺層注水期四個(gè)注水時(shí)期。

1.1 淺層注水期

自1991-1997年期間陸陸續(xù)續(xù)約有四十多個(gè)水源井正在進(jìn)行投產(chǎn)，水井開始進(jìn)行淺層注水。經(jīng)過實(shí)踐表明，淺層注水和地層水配伍對(duì)水質(zhì)參數(shù)進(jìn)行監(jiān)測(cè)基本上能夠達(dá)到油井低滲透注水的三級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，完全符合注水的要求。

此時(shí)期的油井轉(zhuǎn)注，具體集中于1991年至1994年的年底，據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示，研究水井壓力的變化不大，基本上注水的壓力比較穩(wěn)定，通過相關(guān)學(xué)者對(duì)水井壓力曲線進(jìn)行觀察了解到，淺層注水回注之后，水井的油壓保持在20MPa范圍左右進(jìn)行轉(zhuǎn)變及波動(dòng)，同時(shí)開發(fā)油田具有良好地效果。

1.2 局部污水注入期

因大北站污水量的日益增加，自1997年大37塊部分水井就開始改善使用大北站的污水回注方式，該階段的大37塊局部水井開始改用污水的回注方式，此種方式的不僅除蝕率、溶氧量基本達(dá)標(biāo)，其他水質(zhì)的參數(shù)存在具有不同程度的超標(biāo)現(xiàn)象，明顯比源井的注水質(zhì)量差。

油井注入污水提高了水井注入壓力的幅度顯著改與淺層注水的升高幅度。因?yàn)樵撾A段的具有較多的含油量與固體顆粒，使得水井的沖換管柱為10井次，注水壓力較高就是造成大45井大修及其大49井的報(bào)廢后果。發(fā)現(xiàn)有水井但注采缺乏完善的現(xiàn)象，定會(huì)使區(qū)塊的地層虧空進(jìn)一步加大，并對(duì)區(qū)塊的開發(fā)效果造成一定的影響。

1.3 轉(zhuǎn)為大北站的污水回柱方式

自2003年年底后，水井注水的平均壓力急劇升高，吸水的指標(biāo)逐年降低說明該區(qū)域的注水井的吸水能力正在不斷降低。污水顆粒的含量及其含油量嚴(yán)重超標(biāo)，達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)的5-10倍左右。固體顆粒與地層油漬回注較多，定會(huì)使厚道被堵塞，進(jìn)而使儲(chǔ)油層的滲透率大幅度下降。水井逐年壓力提升率大約達(dá)到0.3MPa/y。污水顆粒的含量與含油量超標(biāo)嚴(yán)重，分別超標(biāo)為8-16.5倍與1.5-13倍以上，硫酸鹽的還原菌超標(biāo)達(dá)到1.5-439倍。水質(zhì)嚴(yán)重的超標(biāo)使注水結(jié)果是造成大37水井套管損壞之后大修及大北站9-15等經(jīng)井場(chǎng)嚴(yán)重的報(bào)廢后果。

2 水質(zhì)不合格對(duì)開發(fā)油田造成的影響

2.1 低滲透污染油田水質(zhì)的機(jī)理

在油田注水中固體顆粒、懸浮物、腐生菌、原油、鐵細(xì)菌等超標(biāo)都會(huì)危害到灌注以及油層。懸浮的固體顆粒與原油在地層注入后需要在儲(chǔ)集層中與白云質(zhì)、泥質(zhì)膠結(jié)、灰質(zhì)進(jìn)行充填，并對(duì)原有的儲(chǔ)層孔喉進(jìn)行封堵。硫酸鹽的還原菌、鐵細(xì)菌、腐生菌等細(xì)菌從設(shè)備、流程至套管、管柱及地層定會(huì)造成諸多的侵害，這些細(xì)菌不僅是封堵源還是腐蝕源。

2.2 對(duì)大37塊油田開發(fā)的影響

我們先要對(duì)深入了解大37塊油井注水開發(fā)階段各個(gè)時(shí)期注水水質(zhì)的具體情況。該塊注水超標(biāo)具體包括：含油量、懸浮顆粒、硫酸鹽還原菌，為大37塊注水引來巨大的影響。

注水之中的含油量及懸浮顆粒超標(biāo)，直接阻塞了水井近井區(qū)域的孔喉，滲透率逐漸降低，水井無法注水，發(fā)現(xiàn)水井但井網(wǎng)注采并不完善，對(duì)油田的注水開發(fā)具有嚴(yán)重影響。大37塊水井注水中的含油量及懸浮顆粒超標(biāo)使得該塊從1997年之后統(tǒng)計(jì)有23井次因無法注入酸化增注，酸化的效果良好。但增注時(shí)會(huì)嚴(yán)重?fù)p害到套管，在上述酸化井當(dāng)中，統(tǒng)計(jì)有6口井套管被損壞。

大北站出后的污水硫酸鹽還原菌含量超過注入標(biāo)準(zhǔn)的5-440倍左右。含有大量硫酸鹽還原菌定會(huì)腐蝕注水流程、井下管柱與套管，大37塊五年衛(wèi)未動(dòng)管注水井的作業(yè)中發(fā)現(xiàn)管柱被嚴(yán)重的腐蝕。注水井的壓力升高，加強(qiáng)套管管壁承壓能力不強(qiáng)，套管損壞率較大，據(jù)統(tǒng)計(jì)1997年至2005年期間約有12口大37塊水井套受損，其中因套損報(bào)廢的水井為6口，3個(gè)井組更新了鉆井注水。

3 比較同種油藏水井不同注水質(zhì)量的效果

在認(rèn)識(shí)大北站污水超標(biāo)危害到注水井之后，在2004年7月將大北站10-22報(bào)廢井改成水源井，16#站投產(chǎn)供水，注水井6口。繼2000年之后大北站16#注污水，油壓每年升高到2004年開始降低;而吸水的指數(shù)從2000年下降到2004年年底的時(shí)候又開始升高，直至2005年之后油井壓力以及吸水指數(shù)基本穩(wěn)固。表明大37塊進(jìn)行淺層水?dāng)U注后，水井的情況基本良好。而此階段37南快48井區(qū)的水井油壓升高，吸水的指數(shù)就會(huì)降低，注水的形式也會(huì)逐漸變差。不僅有兩區(qū)塊的地層影響因素，具體因素即為注水水質(zhì)。

4 結(jié)論與認(rèn)知

（1）要想實(shí)現(xiàn)對(duì)油田進(jìn)行高效能、低滲透開發(fā)，區(qū)塊注入足夠與優(yōu)質(zhì)的水質(zhì)作為前提條件。

（2）油田低滲油注水效果受到地層井場(chǎng)距離、地質(zhì)因素、注水質(zhì)量等方面的影響，當(dāng)前大37塊井場(chǎng)的注水質(zhì)量已經(jīng)嚴(yán)重的影響到了該區(qū)塊油田的注水開發(fā)。

（3）要想處理大37區(qū)塊注水開發(fā)中存在的問題，急需改善油田注水的水質(zhì)。

總而言之，注水水質(zhì)對(duì)油層不具有較大的影響，當(dāng)注水不達(dá)標(biāo)時(shí)就會(huì)對(duì)地層造成破壞，對(duì)注水效果產(chǎn)生影響，為此，需采用相應(yīng)的注水指標(biāo)作為保障油田注水水質(zhì)的重點(diǎn)因素。

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