安哥拉B32區(qū)塊深海油田注入水指標(biāo)要求及處理工藝

朱建國，赫鵬飛，方 堃

(中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100029)

油田開發(fā)常用的產(chǎn)出水處理工藝都能較好地滿足環(huán)保外排標(biāo)準(zhǔn)，對產(chǎn)出水處理指標(biāo)要求更多是基于提高采收率、補充地層能量而回注產(chǎn)層的考慮[1]。因生產(chǎn)層段儲集體孔喉大小、膠結(jié)類型等物性條件的差異，對注入水懸浮物微粒含量、粒徑大小和含油量等指標(biāo)有不同的要求。過去的研究認為，當(dāng)注入水中的微粒粒徑為孔隙半徑的1/3～1/7時會堵塞地層，造成儲層傷害而導(dǎo)致后期注水量下降[2]。疏松砂巖因孔喉大、吸水指數(shù)較高，對注入水質(zhì)要求不高。通常以油層滲透率分級制定回注水的分類指標(biāo)，對低滲-特低滲油藏回注水的水質(zhì)要求達到A類處理指標(biāo)，而對中-高滲油藏的回注水則根據(jù)產(chǎn)層滲透率情況選擇B類或C類指標(biāo)[3]。

但大量的開發(fā)實踐表明，隨著注水量的增加，中高滲油藏同樣會出現(xiàn)儲層堵塞問題，在開發(fā)中、后期的不同時段表現(xiàn)出地層吸水能力下降，為保障油藏管理計劃中對注采比的設(shè)計要求，只能通過提高泵壓以滿足注水量的要求。

1 B32區(qū)塊注水應(yīng)考慮的問題

安哥拉B32區(qū)塊是即將投入開發(fā)的西非深水油田群，平面上由六個油田組成，各油田縱向上分布1～3個油藏不等。方案設(shè)計采用兩艘處理能力相同的FPSO分別開發(fā)這六個油田(圖1)。該油田群為濁積水道成因的中高滲疏松砂巖油藏，兩艘FPSO上的注水系統(tǒng)分別管理各自所轄的三個油田縱向上的多套注采層系，以實現(xiàn)各油藏保持相對均衡的地層壓力，滿足各油藏橫向上的驅(qū)替效率，但需同時考慮：

(1)油藏縱向埋深跨度大，接入南部FPSO的E油田產(chǎn)層縱向深度差達2 900 m；

(2)同一條注水管線上，不同注水井的注入層段深度跨度大，北部FPSO下的C油田注水井段深度差達1 200 m；

(3)油藏內(nèi)斷層發(fā)育，部分井靠近斷層，較高的注水壓力可能造成斷層失封而出現(xiàn)竄漏；

(4)注水壓力需考慮上覆蓋層及套管鞋的承壓能力，控制壓力上限以防蓋層被破壞或套管固井失封；

(5)兩艘FPSO上轉(zhuǎn)塔萬向節(jié)的承壓上限為31 MPa。

鑒于提高注水壓力不但存在破壞上覆蓋層封閉的風(fēng)險，同時受FPSO頂部設(shè)施弱承壓節(jié)點的限制。為保證注水系統(tǒng)滿足縱向各注采層系的設(shè)計注采比,并保持開發(fā)生命期內(nèi)注水壓力穩(wěn)定，要求合理、穩(wěn)定的注水壓力下滿足各層系吸水指數(shù)的要求，這對注入水參數(shù)和產(chǎn)出水處理工藝選型提出了較高的要求。

2 注入水指標(biāo)要求分析

2.1 注入水流動機理研究

圖1 安哥拉B32區(qū)塊開發(fā)樣式示意圖

油田注水時重要的是評價注水對儲層的傷害，包括產(chǎn)層堵塞和對地層應(yīng)力結(jié)構(gòu)的破壞，地層的破裂壓力因巖石膠結(jié)類型的不同而有很大差異。

注水井的注水量與地層吸水指數(shù)呈正相關(guān)，通常對流動特征表征為：

Qinj=Jinj(Pinj-Pres)

式中：Qinj——注水量，m3/d；Jinj——吸水指數(shù)，m3/d/MPa；Pinj——注入壓力 ，MPa；Pres——油藏壓力，MPa。

研究認為，對膠結(jié)類型較好的砂巖，地層破裂壓力約為靜水壓頭的1.7倍。但疏松砂巖的地層破裂壓力較高，其破裂壓力為靜水壓頭的2倍以上。

鑒于安哥拉B32區(qū)油田群中-高滲油藏高孔-高滲的特征，滿足設(shè)計的注水量、實現(xiàn)穩(wěn)定的注水指數(shù)需要較高的注水壓力，典型的E油田井底壓力需達到85.3 MPa，對應(yīng)的井口要達到 56.3 MPa、FPSO上達到41.7 MPa。而同一注水管線下的E油田與F油田的壓差達到30 MPa以上，巨大的壓差難以控制管理。模擬分析認為，29口注水井中有10口井需通過提高注水壓力才能實現(xiàn)穩(wěn)定的吸水指數(shù)，而所需注入壓力均超過蓋層封閉壓力限制，并突破FPSO頂部轉(zhuǎn)塔萬向節(jié)的承壓極限[4]。

綜合研究認為，只能通過降低注入量以實現(xiàn)主要目的層段合理的吸水指數(shù)，避免井口注入壓力升高的有效途徑是提高注入水的水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。

2.2 室內(nèi)巖心實驗

鑒于該油田對開發(fā)生命期內(nèi)的注水壓力的特殊要求，開展了一系列的室內(nèi)評價實驗。通過室內(nèi)巖心模擬注水實驗，發(fā)現(xiàn)注入水中的微粒粒徑對巖心吸水率有明顯正相關(guān)性。實驗采用的不同水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的產(chǎn)出水作為驅(qū)替劑(圖2)，曲線I的驅(qū)替水為常用水處理工藝的水質(zhì)，懸浮物粒徑2～3 μm；曲線II的驅(qū)替劑為高凈度水，其懸浮物粒徑小于0.1 μm。在其它指標(biāo)相同的情況下，曲線I表現(xiàn)出吸水能力持續(xù)降低，而曲線II在600倍孔隙體積注入后，其吸水指數(shù)仍能保持在80%左右。

對比實驗認為，常規(guī)水處理工藝的水質(zhì)指標(biāo)會導(dǎo)致吸水率持續(xù)降低，影響吸水率的主要因素是固相懸浮物含量和懸浮物粒徑。若要保持相對穩(wěn)定的吸水率，注入水水質(zhì)需滿足懸浮物含量小于1 mg/L、固相微粒粒徑小于0.1 μm。

2.3 油田現(xiàn)場實踐

安哥拉已開發(fā)的深水油田油藏類型近似，主要高產(chǎn)油藏都是濁積水道的高孔高滲油藏。追蹤B32油田群相鄰類似油田的生產(chǎn)效果，實際生產(chǎn)中也反映出此類高滲油藏存在隨注水量的增加，注水井吸水指數(shù)呈明顯下降趨勢。對比初始地層吸水指數(shù)，注水井吸水指數(shù)普遍下降30%～70%(圖3)，吸水指數(shù)變化與注入水的微粒含量和含油量有關(guān)，產(chǎn)出水中的懸浮物微粒不僅造成產(chǎn)層滲流通道的堵塞，也存在對注水系統(tǒng)和水下生產(chǎn)設(shè)施的影響，主要表現(xiàn)在微粒沉淀造成泵傷害、節(jié)流閥淤積和油嘴堵塞等問題。

圖2 B32區(qū)塊巖心驅(qū)替實驗曲線

圖3 B32鄰區(qū)注水井吸水指數(shù)追蹤評價曲線

3 水處理工藝選擇

3.1 產(chǎn)出水處理的設(shè)計輸入?yún)?shù)

油藏設(shè)計年平均最大注水量：13.5×104m3；

設(shè)計基礎(chǔ)：入口含油量：5 000 mg/L；

含砂量：20 mg/L (20%@ 80 μm；80%@20 μm)；

入口溫度：65 °(最低)。

3.2 水處理工藝選擇

目前，油田開發(fā)中常用的產(chǎn)出水處理工藝有介質(zhì)過濾、離心分離(旋流分離)和有機膜過濾等技術(shù)，介質(zhì)過濾的一級過濾可實現(xiàn)微粒控制在5～10 μm，二級過濾后可控制在2 μm，但因該處理系統(tǒng)的重量較大難以在海上油田開發(fā)中大量使用。離心(旋流)分離處理技術(shù)對入口水質(zhì)較敏感，且較多應(yīng)用于流量較低的工況條件下。油田開發(fā)中常用的水處理工藝都能較好地控制固相懸浮物含量小于1 mg/L，但對懸浮物粒徑，只有采用膜濾技術(shù)可實現(xiàn)濾后微粒粒徑小于0.1 μm。

對比各類水處理工藝效果，超濾工藝的水質(zhì)指標(biāo)明顯好于傳統(tǒng)工藝(表1)，鑒于有機膜在海水過濾的成功應(yīng)用實例，對在用的膜處理技術(shù)進行了評價研究。有機膜和陶瓷膜對固相微粒的處理效果差異不大，都可提供長期的注入保障，但有機膜不能適應(yīng)高含油原料水、對介質(zhì)溫度也不能高于50°，其處理工藝因產(chǎn)出水含油量對有機膜再生的限制，加之處理溫度不適用于本區(qū)，因此陶瓷膜超濾成為解決本區(qū)水處理工藝的最佳選擇。

表1 油田產(chǎn)出水處理工藝效果對比

4 結(jié)論

(1)首次提出中-高滲油藏注水井需提高注入水水質(zhì)指標(biāo)的要求，研究認為，中-高滲油藏吸水指數(shù)下降與回注水的含油量、微粒含量及懸浮物粒徑有關(guān)。

(2)在有效控制水中含油量和微粒含量的同時，懸浮物粒徑控制在0.1 μm以下，是保障油田開發(fā)生命期內(nèi)穩(wěn)定注水壓力的關(guān)鍵，這對同類型油田開發(fā)具有一定借鑒意義。

(3)陶瓷膜處理工藝因其膜通量大、出水水質(zhì)穩(wěn)定、不受進水水質(zhì)變化而影響處理效果，膜污染后容易通過反沖洗恢復(fù)通量，很大程度上降低了產(chǎn)層傷害的風(fēng)險，是保障開發(fā)生命期內(nèi)注水壓力穩(wěn)定的較佳解決方案。

[1] 方世躍，余勝國，鄒照彰，等. 油田采出水處理工藝改造優(yōu)化設(shè)計[J].石油工程建設(shè),2009,35(3):27-30.

[2] 劉清云，張煜，龍永福，等. 高含水老油田采出水處理技術(shù)研究[J].油氣田開發(fā),2012,30 (2) : 39-42.

[3] 李金發(fā). 低滲透油田回注污水生化/陶瓷膜超濾處理試驗[J].油氣田地面工程,2013,32(3):8-9.

[4] Jean Philippe Khalfi .Ceramic membranes Cross flow Filtration Unit (CCFU) for Produced Water Re-Injection (PWRI) in Matrix Regime in an offshore environment[R].France Pau: Total technical central,2012.