寧永庚

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

注水是目前世界上應(yīng)用較為廣泛和行之有效的一種油田開發(fā)方式，通過注水保持采油壓力是油田開發(fā)的基本措施，也是實(shí)現(xiàn)油田長期穩(wěn)產(chǎn)的根本途徑[1-4]。為了滿足節(jié)能減排的要求，海上油田大多采用生產(chǎn)污水代替海水作為注入水水源，而海上平臺(tái)的生產(chǎn)污水通常是由多個(gè)油田的采出水混合而成，水源來源復(fù)雜，水質(zhì)指標(biāo)多變，如果水質(zhì)指標(biāo)控制不當(dāng)，容易對(duì)注水段儲(chǔ)層造成嚴(yán)重的堵塞損害[5-11]。因此，研究適合海上油田注入水的水質(zhì)指標(biāo)具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

海上W油田注水段儲(chǔ)層孔隙度在3.8%～22.3%之間，滲透率在4.8～572.5 mD之間。其中W-1N段儲(chǔ)層滲透率在6.7～85.0 mD之間，屬于低滲儲(chǔ)層；W-1H段儲(chǔ)層滲透率在120.0～1 170.0 mD之間，屬于高滲儲(chǔ)層。目前，海上W油田在注水過程中出現(xiàn)了比較嚴(yán)重的儲(chǔ)層損害現(xiàn)象，給油田的正常生產(chǎn)帶來了較大的困難。因此，作者在分析海上W油田注水損害因素的基礎(chǔ)上，室內(nèi)以注入水的懸浮固體粒徑(d)、懸浮固體濃度(SS)和含油量(O)為考察指標(biāo)，開展適合W油田的注入水水質(zhì)指標(biāo)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，以期為海上W油田的高效注水開發(fā)提供一定的技術(shù)支持。

1 海上W油田注水損害因素分析

海上油田注水過程中引起的儲(chǔ)層損害與地層自身物性、地層流體性質(zhì)、注入水水質(zhì)指標(biāo)以及注入水與地層水的配伍性等有關(guān)[12-14]。其中地層自身物性和地層流體性質(zhì)是客觀存在的，屬于潛在因素；而注入水水質(zhì)指標(biāo)以及注入水與地層水之間的配伍性則是外部因素。海上W油田注水可能對(duì)儲(chǔ)層造成的損害如下：

(1)儲(chǔ)層物性造成的潛在損害。海上W油田注水段儲(chǔ)層大部分屬于低滲、中低滲儲(chǔ)層，部分屬于中高滲儲(chǔ)層，滲透率低于50 mD的注水井在60%以上，如果注入水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)，將會(huì)對(duì)注水段儲(chǔ)層造成嚴(yán)重的堵塞損害。

(2)儲(chǔ)層敏感性造成的潛在損害。海上W油田注水段儲(chǔ)層粘土礦物含量較高，在5.6%～15.2%之間，平均為10%左右，且其組成以伊/蒙混層和高嶺石為主，其次為綠泥石和伊利石，在注水過程中容易引起酸敏、速敏和水敏等潛在損害。

(3)注入水水質(zhì)造成的堵塞損害。注入水中的堵塞物(懸浮固體、油類物質(zhì)以及細(xì)菌等)可能會(huì)在注水過程中對(duì)儲(chǔ)層造成一定的堵塞損害，結(jié)合海上W油田平臺(tái)注入水水質(zhì)分析結(jié)果，現(xiàn)場(chǎng)注入水中懸浮固體濃度以及含油量的變化較大，水質(zhì)嚴(yán)重超標(biāo)，注入地層會(huì)對(duì)注水段儲(chǔ)層造成比較嚴(yán)重的堵塞損害。

綜合以上分析結(jié)果，海上W油田在注水過程中注入水水質(zhì)是造成儲(chǔ)層堵塞損害的主要因素。因此，作者對(duì)海上W油田注入水的水質(zhì)指標(biāo)進(jìn)行評(píng)價(jià)，以優(yōu)選出適合不同滲透率儲(chǔ)層的注入水水質(zhì)指標(biāo)，為提高海上W油田注水開發(fā)效率提供保障。

2 適合海上W油田注入水的水質(zhì)指標(biāo)研究

海上W油田注入水的成分比較復(fù)雜，其水質(zhì)指標(biāo)主要包括懸浮固體粒徑、懸浮固體濃度、含油量、細(xì)菌含量以及腐蝕速率等；但從海上W油田注水井開采現(xiàn)場(chǎng)來看，注入水中懸浮固體粒徑、懸浮固體濃度以及含油量是影響注水井堵塞和腐蝕的重要指標(biāo)。因此，以這3個(gè)指標(biāo)為考察對(duì)象研究適合海上W油田注入水的水質(zhì)指標(biāo)。根據(jù)目標(biāo)油田儲(chǔ)層物性參數(shù)，室內(nèi)選取3組海上W油田不同滲透率的人造巖心(具體物性參數(shù)見表1)，分別用于懸浮固體粒徑及濃度評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)、含油量評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)、綜合指標(biāo)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。

表1 人造巖心的物性參數(shù)

2.1 懸浮固體粒徑及濃度指標(biāo)評(píng)價(jià)

首先，利用不同粒徑的標(biāo)準(zhǔn)顆粒配制懸浮固體溶液，用微孔薄膜過濾器測(cè)定懸浮固體的濃度，用顆粒計(jì)數(shù)器測(cè)定懸浮固體的粒徑。將1#～6#人造巖心抽空飽和蒸餾水40 h以上后，裝入巖心夾持器中，在驅(qū)替流速為0.5 mL·min-1的條件下，用蒸餾水測(cè)定巖心在地層溫度下的原始滲透率(K0)；以相同流速注入含不同濃度懸浮固體溶液的注入水進(jìn)行污染評(píng)價(jià)，驅(qū)替至100 PV時(shí)停止實(shí)驗(yàn)，記錄注入不同PV時(shí)的巖心滲透率，計(jì)算巖心滲透率損害率，考察不同懸浮固體粒徑及濃度的實(shí)驗(yàn)流體對(duì)不同滲透率巖心的損害程度，結(jié)果見圖1。

1#巖心：d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、K0=9.5 mD 2#巖心：d=3.0 μm、SS=5.0 mg·L-1、K0=10.6 mD 3#巖心：d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、K0=10.2 mD 4#巖心：d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、K0=556.4 mD 5#巖心：d=3.0 μm、SS=5.0 mg·L-1、K0=581.3 mD 6#巖心：d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、K0=572.6 mD

由圖1可以看出，當(dāng)懸浮固體指標(biāo)從d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1增大到d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1時(shí)，不同滲透率巖心的滲透率損害率均明顯升高，其中低滲巖心滲透率損害率的增幅較大，而高滲巖心滲透率損害率的增幅則相對(duì)較小。當(dāng)驅(qū)替至100 PV時(shí)，1#、2#和3#巖心的滲透率損害率分別為10.9%、20.5%和32.5%，而4#、5#和6#巖心的滲透率損害率分別為7.9%、14.2%和17.9%，即當(dāng)懸浮固體指標(biāo)為d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1時(shí)，低滲巖心的滲透率損害率高于25%，而高滲巖心的滲透率損害率低于25%。因此，僅從懸浮固體粒徑和濃度方面考慮，對(duì)于低滲巖心，最佳懸浮固體指標(biāo)為d≤3.0 μm、SS≤5.0 mg·L-1；對(duì)于高滲巖心，最佳懸浮固體指標(biāo)為d≤4.0 μm、SS≤8.0 mg·L-1。

2.2 含油量指標(biāo)評(píng)價(jià)

選用海上W油田原油作為溶質(zhì)基液，在原油中加入適量OP-10輕輕搖勻，再加入適量蒸餾水，控制適當(dāng)?shù)霓D(zhuǎn)速，配制成不同含油量的水包油型乳狀液。按2.1方法進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，計(jì)算注入不同含油量的注入水后巖心的滲透率損害率，考察不同含油量的實(shí)驗(yàn)流體對(duì)不同滲透率巖心的損害程度，結(jié)果見圖2。

7#巖心：O=8.0 mg·L-1、K0=10.1 mD 8#巖心：O=12.0 mg·L-1、K0=9.9 mD 9#巖心：O=15.0 mg·L-1、K0=9.7 mD 10#巖心：O=8.0 mg·L-1、K0=572.3 mD 11#巖心：O=12.0 mg·L-1、K0=542.7 mD 12#巖心：O=15.0 mg·L-1、K0=559.6 mD

由圖2可以看出，當(dāng)含油量從8.0 mg·L-1增加到15.0 mg·L-1時(shí)，不同滲透率巖心的滲透率損害率均明顯升高，其中低滲巖心滲透率損害率的增幅較大，而高滲巖心滲透率損害率的增幅則相對(duì)較小，這與2.1的實(shí)驗(yàn)結(jié)果相似。當(dāng)驅(qū)替至100 PV時(shí)，7#、8#和9#巖心的滲透率損害率分別為22.3%、29.6%和51.3%，而10#、11#和12#巖心的滲透率損害率分別為10.5%、16.2%和21.9%。即對(duì)于低滲巖心，當(dāng)含油量為8.0 mg·L-1時(shí)，滲透率損害率低于25%，繼續(xù)增大含油量，滲透率損害率高于25%；而對(duì)于高滲巖心，即使含油量增至15.0 mg·L-1，滲透率損害率僅為21.9%，低于25%。因此，僅從含油量考慮，對(duì)于低滲巖心，最佳含油量指標(biāo)為O≤8.0 mg·L-1；對(duì)于高滲巖心，最佳含油量指標(biāo)為O≤15.0 mg·L-1。

2.3 綜合指標(biāo)評(píng)價(jià)

在單項(xiàng)指標(biāo)分析的基礎(chǔ)上，開展水質(zhì)綜合指標(biāo)評(píng)價(jià)。分別配制含不同懸浮固體粒徑、不同懸浮固體濃度、不同含量油的綜合實(shí)驗(yàn)流體，按2.1方法進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，計(jì)算注入不同綜合指標(biāo)注入水后巖心的滲透率損害率，考察不同綜合指標(biāo)的實(shí)驗(yàn)流體對(duì)不同滲透率巖心的損害程度，結(jié)果見圖3。

13#巖心：d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=8.0 mg·L-1、K0=12.1 mD 14#巖心：d=5.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=12.0 mg·L-1、K0=11.3 mD 15#巖心：d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、O=15.0 mg·L-1、K0=10.8 mD 16#巖心：d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=8.0 mg·L-1、K0=549.2 mD 17#巖心：d=5.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=12.0 mg·L-1、K0=571.7 mD 18#巖心：d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、O=15.0 mg·L-1、K0=562.9 mD

由圖3可以看出，當(dāng)綜合指標(biāo)從d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=8.0 mg·L-1變化到d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、O=15.0 mg·L-1時(shí)，不同滲透率巖心的滲透率損害率均明顯升高，其中低滲巖心滲透率損害率的增幅較大，而高滲巖心滲透率損害率的增幅則相對(duì)較小，這與2.1和2.2的實(shí)驗(yàn)結(jié)果均相似。當(dāng)驅(qū)替至100 PV時(shí)，13#、14#和15#巖心的滲透率損害率分別為24.2%、39.2%和69.7%，而16#、17#和18#巖心的滲透率損害率分別為17.5%、19.6%和24.2%，即當(dāng)綜合水質(zhì)指標(biāo)為d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=8.0 mg·L-1時(shí)，低滲巖心(13#)的滲透率損害率低于25%，繼續(xù)增大綜合水質(zhì)指標(biāo)，低滲巖心滲透率損害率高于25%；而當(dāng)綜合水質(zhì)指標(biāo)為d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、O=15.0 mg·L-1時(shí)，高滲巖心的滲透率損害率低于25%。因此，從綜合水質(zhì)指標(biāo)考慮，對(duì)于低滲巖心，最佳水質(zhì)指標(biāo)為d≤2.0 μm、SS≤3.0 mg·L-1、O≤8.0 mg·L-1；對(duì)于高滲巖心，最佳水質(zhì)指標(biāo)為d≤4.0 μm、SS≤8.0 mg·L-1、O≤15.0 mg·L-1。

3 結(jié)論

海上W油田注水可能對(duì)儲(chǔ)層造成的損害因素主要包括儲(chǔ)層物性造成的潛在損害、儲(chǔ)層敏感性造成的潛在損害以及注入水水質(zhì)造成的堵塞損害，其中注入水水質(zhì)可能是引起海上W油田儲(chǔ)層堵塞損害的主要因素。針對(duì)海上W油田W-1N段低滲儲(chǔ)層，其最佳注入水水質(zhì)指標(biāo)為d≤2.0 μm、SS≤3.0 mg·L-1、O≤8.0 mg·L-1；而針對(duì)W-1H段高滲儲(chǔ)層，其最佳注入水水質(zhì)指標(biāo)為d≤4.0 μm、SS≤8.0 mg·L-1、O≤15.0 mg·L-1。