靖安油田采出水回注指標修訂探討

曹繼虎，曹 瑛，李成紅，劉秀華，高 挺，王 濤，王 新，劉彩云

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

石油行業對油田水質分析和水質指標控制大多采用SY/T5329《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》行業標準，該標準1988年首次發布，于1994年、2010年分別修訂。該標準是唯一一個指導各油田的回注污水處理工作的標準。

1 油田采出水回注現狀

統計本廠聯合站采出水回注水質（見表2），靖三聯、靖四聯站點SRB含量超標，大于103個/毫升；靖一聯、靖三聯、靖四聯和柳三轉鐵含量超標；各站點平均腐蝕率大于0.076 mm/a，腐蝕程度不同。

表1 行業推薦水質主要控制指標（S/YT5329-1994）

表2 各采出水處理站點水質現狀

2 采出水回注壓力變化及高壓欠注現狀

2.1 各區塊注水壓力變化情況

2.1.1 歷年五一區注水壓力變化情況 五一區采出水和清水回注壓力呈現上升趨勢，注采出水壓力由2011年的9.4 MPa上升到目前的10.3 MPa，注清水壓力由2011年的9.0 MPa上升到目前的9.6 MPa，上升幅度較采出水小。

2.1.2 歷年五二區注水壓力變化情況 近三年來，五二區采出水和清水回注壓力呈現上升趨勢，注采出水壓力由2011年的10.8 MPa上升到目前的16.0 MPa，注清水壓力由2011年的5.7 MPa上升到目前的10.3 MPa，其中2012年注清水和采出水上升幅度大。

2.1.3 歷年盤古梁注水壓力變化情況 近三年來，盤古梁采出水和清水回注壓力呈現上升趨勢，注采出水壓力由2011年的5.3 MPa上升到目前的6.2 MPa，注清水壓力由2011年的9.1 MPa上升到目前的9.9 MPa，上升幅度較采出水相同。

2.1.4 歷年虎狼峁注水壓力變化情況 近三年來，虎狼峁采出水和清水回注壓力呈現上升趨勢，注采出水壓力由2011年的12.2 MPa上升到目前的13.0 MPa，注清水壓力由2011年的11.1 MPa上升到目前12.7 MPa，2012年上升幅度較采出水大。

2.1.5 歷年郝坨梁注水壓力變化情況 郝坨梁采出水和清水回注壓力呈現上升趨勢，注采出水壓力由7.4 MPa上升到7.5 MPa，注清水壓力由2011年5.3 MPa上升到目前的7.6 MPa，上升幅度較采出水大。

2.2 靖安油田采出水回注欠注現狀

2013年，靖安油田因回注壓力高欠注的作業區有五二區和虎狼峁。

2010年-2013年油水井酸化實施井次和酸化解堵占中酸化井次的比例均呈現上升趨勢，其中2013年酸化實施502井次，油井實施321井次，水井實施181井次；因結垢實施酸化373井次，其中油井實施203井次，水井實施170井次，占總酸化井次的74.3%。

3 采出水對儲層堵塞規律研究

靖安油田滲透率低、孔隙結構細微，孔隙連通性差，儲層非均質性強，儲層滲流阻力大。目前已開發的主力三疊系油藏滲透率在10×10-3μm2左右，侏羅系主力油藏滲透率在100×10-3μm2左右，滲透率級差大。先后對多口檢查來研究靖安油田注水開發中后期儲層物性及水驅狀況研究。

表3 采出水回注高壓欠注

3.1 注水中后期儲層物性變化規律

檢查井巖心分析表明一：靖安油田在長期注水過程中形成了豐富的新生結垢礦物，結垢礦物以方解石、重晶石為主，注水期新生礦物導致孔隙度減少。與注水前相比，孔隙度減少絕對量為1.8%；相對量最高達25.63%，平均可達到12.67%。注水新生礦物對孔隙及喉道的充填和堵塞造成儲層滲透性能變差。

檢查井巖心分析表明二：注水過程粘土礦物產狀發生變化，在注入水水體的長期流動過程中對綠泥石膜的長期沖刷作用（部分綠泥石膜表面可見到明顯的沖刷痕跡），使一部分細小的綠泥石晶片從綠泥石膜上脫落下來，在孔隙中形成分散的數微米的顆粒，堵塞喉道。

檢查井巖心分析表明三：長期注水過程中，由于注入水中含有較多溶解氧氣，可對原油進行氧化，形成瀝青質沉積，改變儲層的潤濕性。

檢查井巖心分析表明四：注水后大喉道明顯減少，較小喉道增加明顯。通過計算及薄片觀察，盤檢41－301井1 629.15 m段與ZJ33井1 542.33 m段在注水前具有相同的孔滲條件及孔隙結構。注水前大吼道明顯較多，注水后較小喉道較發育，且具有明顯的集中分布趨勢。

3.2 注水過程中油層吸水狀況變化規律

3.2.1 措施前后吸水變化狀況 低滲、特低滲油田的油層吸水狀況有較大不同。靖安油田侏羅系吸水剖面厚度措施前后有所變化，延9吸水剖面厚度由措施前6.5 m下降到5.9 m，延10吸水剖面厚度由措施前6.4 m下降到4.6 m，注水量和注水壓力有明顯增加和下降趨勢。靖安油田三疊系吸水厚度由措施前8.8 m上升到11.3 m。

侏羅系物性較好，地層傷害主要以大孔隙深部堵塞為主，解堵措施主要以對深部高滲段改造為主，表現出吸水厚度減少、吸水量增大現象。三疊系物性差，地層傷害主要以端面淺層堵塞為主，解堵措施主要以清除端面堵塞、恢復近井地帶滲流能力為主，表現出吸水厚度增加、吸水量保持相對平穩。

3.2.2 吸水變化狀況 通過對靖安油田侏羅系油層注水量保持平穩的注水井檢測表明，侏羅系油層注水壓力呈波動型下降趨勢，吸水厚度和視吸水指數表現出較強的波動性，反應出堵塞物在地層深部不斷運移；三疊系油層注水壓力呈穩定和緩慢上升趨勢，吸水厚度表現出穩定和增加趨勢，視吸水指數表現出穩定和下降的趨勢，反應出堵塞物在端面堵塞的特征。

3.3 采出水水質變化對巖心滲透率的影響

選取不同滲透率具有代表性的巖樣，模擬地層條件進行污水回注試驗。研究水質中不同含量的懸浮物、含油量等對巖心滲透率的影響，確定不同滲透率條件、不同孔隙結構情況下各項水質指標。

當巖心滲透率小于 1～10×10-3μm2時，水中機雜含量在1 mg/L以下時，即使含油量達50 mg/L，對巖心的傷害也只有28%，可見懸浮顆粒含量上升，對巖心的傷害增大。要使傷害控制在20%以內，采出水中機雜含量應小于5 mg/L，含油量應小于10 mg/L。

當巖心滲透率在 10～100×10-3μm2時，要使傷害控制在20%以內，懸浮顆粒濃度應小于10 mg/L，油濃度要小于30 mg/L。

當巖心滲透率在 100～200×10-3μm2時，若傷害小于20%，水中機雜含量應小于10 mg/L，含油量度應小于20 mg/L；若機雜含量小于10 mg/L，含油量可控制在50 mg/L以下。

當巖心滲透率大于200×10-3μm2時，含油量對傷害的影響較大，而機雜含量的影響相對較小，分析原因是大滲透率巖心孔隙半徑較大，大量的油珠進入孔隙中，在喉道處產生了堵塞。若傷害小于20%，含油量應小于20 mg/L，機雜含量可控制在10 mg/L以下；當含油量小于5 mg/L時，即使機雜含量在20 mg/L，對巖心的傷害也基本保持在20%左右。

4 靖安油田采出水回注指標修訂

4.1 靖安油田開發現狀對水質指標制定影響因素

（1）注水開發過程中，低滲透儲層在高壓注水的情況下，一方面導致地層微裂縫開啟，造成與裂縫溝通的油井暴性水淹，油井含水上升加快；另一方面造成地層微粒運移，堵塞孔隙吼道導致大量孔隙滲流性儲層滲流能力下降。

（2）水質保持在良好水平情況下，確實可以保持注水平穩進行，但為改善水質而進行的工藝完善和配套技術資金投入巨大，工藝復雜程度增加，人員數量和技術素質都有較以前更高的要求。

（3）靖安油田采出水礦化度高，成垢離子含量高，由于地層非均質性強，油井見水程度差異較大，加上油井、水井措施力度大，導致采出水化學成份變化較大，對水處理系統的平穩運行帶來極大的影響。

（4）注水井檢串、洗井是保證井筒清潔的有效的一項措施，同時也可以消除近井地帶的堵塞，避免系統不斷提壓來滿足部分高壓欠注井的配注要求。

4.2 油田采出水回注指標修訂具體思路

（1）常規油藏回注時間長，注入水對儲層的傷害規律認識較為清楚，水質指標可結合注水動態變化趨勢與水處理技術水平進行水質指標進行修訂。

（2）近年來，油井、水井由于大量的采取措施，儲層結構從橫向、縱向均發生了改變，孔隙度也發生了變化，因此，將原有按滲透率分類改為按注水壓力分類。

（3）適度放寬壓力平穩和低壓區塊水質指標，加強壓力上升較快的中壓油藏/區塊日常管理，控制水質指標。

4.3 主要指標修訂

4.3.1 機雜指標修訂 根據巖心試驗結果和實際水處理水平、注水動態曲線分析，考慮到污水處理費用和各站工藝技術及其實際操作的可行性，推薦油田水處理要求達到懸物粒徑機雜含量10～50 mg/L內，在各級范圍內，應盡量使懸浮物濃度處于標準規定的低值。

4.3.2 含油量指標修訂 根據實驗結果，含油量對巖心的傷害影響程度較懸浮物濃度傷害程度低，目前采出水處理工藝模式，含油量在10～20 mg/L是可行的。

4.3.3 細菌含量指標修訂 根據實測污水中細菌含量及參照原行業標準（SY/T5329—94）確定，油田回注污水中選用殺菌劑，使細菌含量控制在10～100個/毫升是可行的。

4.3.4 含氧量指標修訂 水中有溶解氧時可加劇腐蝕，當腐蝕率不達標時，首先考慮氧含量，采出水中氧含量應小于0.05 mg/L。

4.3.5 硫含量指標修訂 硫化物增加是細菌作用的結果，硫化物過高也可導致水中機雜增加。采出水中硫含量應小于2.0 mg/L。

4.3.6 鐵含量指標修訂 水中含亞鐵時，鐵細菌作用可將二價鐵轉化為三價鐵而產生氫氧化鐵沉淀；當水中含硫時，可生成硫化亞鐵沉淀，使水中機雜增加，采出水鐵含量應小于2 mg/L。

表5 2013年靖安油田水淹井調查表

表6 2013年注水井未檢串、洗井情況

表7 靖安油田采出水修訂后指標

4.4 修訂后指標

指標修訂主要以采出水回注動態和靖安油田水處理系統平穩運行的水質數據為依據，以室內巖心注水試驗數據為參考，按每年區塊壓力上升趨勢，確定具體水質指標數據。

5 結論及建議

（1）通過分析，清楚掌握靖安油田產采出水量、采出水回注量及注入水水質質量。

（2）分析總結出歷年來各作業區注水井壓力變化及高壓欠注情況。

（3）利用X衍射，研究出結垢礦物主要成分及注水中后期儲層物性變化規律；通過物模試驗，研究出采出水對巖心滲透率影響程度。

（4）分析水質指標修訂影響因素，梳理指標修訂思路和依據，制定出靖安油田注入水水質控制指標。

（5）下步將對其它油田開展注入水水質控制指標修訂工作。

[1]中國石油天然氣總公司.碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法[R］.1995.

[2]胡博仲，等.大慶油田高含水期穩油控水采油工程技術[M］.北京：石油工業出版社，1997.

[3]萬仁溥.采油工程手冊[M］.北京：石油工業出版社，2000.