探討低滲透油田注水水質(zhì)對油田開發(fā)的影響

郝志蓮

摘要：我國油田企業(yè)具有充裕的低滲透原有儲量，雖說近些年來，油田開發(fā)中運用了諸多新型技術(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一步增強，必須深入研究油田注水的水質(zhì)問題，因此，本文重點分析油田注水當(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因素就是注水水質(zhì)，待油田中注水不合格時，定會降低巖石的滲透率，并且下降的程度和滲透率大小息息相關(guān)。當(dāng)注水不合格定會對地層滲透層造成嚴重的損害，而且對于非均勻性質(zhì)造成更嚴重的影響。增大縱向滲透率的變異系數(shù)，最終對水驅(qū)的采收率結(jié)果十分不利。據(jù)實踐表明，當(dāng)注入不合格的水之后會對地層造成損害，并降低地層滲透的均勻性，隨后地層滲透還會對采收結(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，孔隙的結(jié)構(gòu)主要將粒間孔為主體，不具較高的儲集性，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)量為標準注水共分成1991-1996年底，1997-1999年淺層注水期，1999-2004年部分井場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注水時期。

1.1 淺層注水期

自1991-1997年期間陸陸續(xù)續(xù)約有四十多個水源井正在進行投產(chǎn)，水井開始進行淺層注水。經(jīng)過實踐表明，淺層注水和地層水配伍對水質(zhì)參數(shù)進行監(jiān)測基本上能夠達到油井低滲透注水的三級標準，完全符合注水的要求。

此時期的油井轉(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)者對水井壓力曲線進行觀察了解到，淺層注水回注之后，水井的油壓保持在20MPa范圍左右進行轉(zhuǎn)變及波動，同時開發(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、溶氧量基本達標，其他水質(zhì)的參數(shù)存在具有不同程度的超標現(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。因為該階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井的報廢后果。發(fā)現(xiàn)有水井但注采缺乏完善的現(xiàn)象，定會使區(qū)塊的地層虧空進一步加大，并對區(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重超標，達到標準的5-10倍左右。固體顆粒與地層油漬回注較多，定會使厚道被堵塞，進而使儲油層的滲透率大幅度下降。水井逐年壓力提升率大約達到0.3MPa/y。污水顆粒的含量與含油量超標嚴重，分別超標為8-16.5倍與1.5-13倍以上，硫酸鹽的還原菌超標達到1.5-439倍。水質(zhì)嚴重的超標使注水結(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)井場嚴重的報廢后果。

2 水質(zhì)不合格對開發(fā)油田造成的影響

2.1 低滲透污染油田水質(zhì)的機理

在油田注水中固體顆粒、懸浮物、腐生菌、原油、鐵細菌等超標都會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集層中與白云質(zhì)、泥質(zhì)膠結(jié)、灰質(zhì)進行充填，并對原有的儲層孔喉進行封堵。硫酸鹽的還原菌、鐵細菌、腐生菌等細菌從設(shè)備、流程至套管、管柱及地層定會造成諸多的侵害，這些細菌不僅是封堵源還是腐蝕源。

2.2 對大37塊油田開發(fā)的影響

我們先要對深入了解大37塊油井注水開發(fā)階段各個時期注水水質(zhì)的具體情況。該塊注水超標具體包括：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，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，對油田的注水開發(fā)具有嚴重影響。大37塊水井注水中的含油量及懸浮顆粒超標使得該塊從1997年之后統(tǒng)計有23井次因無法注入酸化增注，酸化的效果良好。但增注時會嚴重損害到套管，在上述酸化井當(dāng)中，統(tǒng)計有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準的5-440倍左右。含有大量硫酸鹽還原菌定會腐蝕注水流程、井下管柱與套管，大37塊五年衛(wèi)未動管注水井的作業(yè)中發(fā)現(xiàn)管柱被嚴重的腐蝕。注水井的壓力升高，加強套管管壁承壓能力不強，套管損壞率較大，據(jù)統(tǒng)計1997年至2005年期間約有12口大37塊水井套受損，其中因套損報廢的水井為6口，3個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

在認識大北站污水超標危害到注水井之后，在2004年7月將大北站10-22報廢井改成水源井，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)就會降低，注水的形式也會逐漸變差。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)論與認知

（1）要想實現(xiàn)對油田進行高效能、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塊井場的注水質(zhì)量已經(jīng)嚴重的影響到了該區(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)對油層不具有較大的影響，當(dāng)注水不達標時就會對地層造成破壞，對注水效果產(chǎn)生影響，為此，需采用相應(yīng)的注水指標作為保障油田注水水質(zhì)的重點因素。

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