浅议低渗透油田注水水质对油田开发影响(改1)

低渗透油田注水水质对油田开发的影响张培智杨小亮颜培国（中国石化集团胜利油田分公司河口采油厂，山东东营257200）摘要大王北油田大37块是典型的低渗透油藏，注水开发共经历了四个注水时期,四个时期中注浅层水期注水井井况较好，区块产量稳定；注污水时期由于污水不达标，水井井况变差局部井网不完善，区块开发效果变差。良好的水质是大王北油田大37块良性开发的基础。关键词低渗透；浅层水；污水；开发1、注水历程回顾大37块于1984年钻探大37井发现沙二段油藏，区块含油面积17.7kｍ２，地质储量1738×104t，可采储量368×104t。平均空气渗透率27.8×10-3um2，孔隙度16.6%，岩石具有强亲水性，孔隙结构以粒间孔为主，储集性较差，易造成堵塞。大37块自1990年面积注水井网投入开发注水开发以来，以水质为标准共划分为四个注水时期：1991-1996年底，浅层水注水期；1997-1999年，部分井改为污水回注注水期；1999-2004年，全部转为污水回注注水期;2004年7月大37块西北扩改注浅层水期。表1.各时期大37块注水水质监测表油田监测日期注入层渗透率（K）检测点悬浮固体颗粒直径含油量总铁溶解氧腐生菌硫酸盐还原菌SRB个/ml腐蚀率备注标准范围mg/lummg/lmg/lmg/l个/mlmm/a大北油田0.10um2三级标准3280.050.5n*10^2250.0761995.6大462.960.0210500.04561997.4大北站17.44.70.0525200.0479好1997.2大北站22.7100.120025000.077差1997.11大25-251500.02100250.103差2000.6大25-251500.050.0110100.108好2000.6大北站22.517.30.10.05201000.052差2003.6大北站22.520.60.050.03070000.065好2004.2大北站48.71130.040.05070000.065差2005.9大北站10.0631.690.030.022.5110000.06好2011.11大北站60197.40.050.022.5110000.06差1.1注浅层水期从1991年至1997年陆续有大46等水源井投产，水井注浅层水。实验室证明浅层水与地层水配伍，由表1可看出个监测点的水质参数基本达到了低渗透油田的三级注入标准，符合注入要求。该时期油井转注，主要集中在1991-1994年底。统计数据显示，分析水井压力变化较小，注水压力基本稳定，由以上曲线可看出浅层水回注后，水井油压在15-25MPa范围内变化、波动，同时期油田开发效果好。1.2局部注污水期1由于大北站污水量增加，大37块于1997年部分水井改用大北站污水回注，该段时期大37块部分井改用污水回注，由表1数据表明除腐蚀率、溶氧量参数基本达标外，其他水质参数不同程度超标，明显比注水源井水质变差。注入污水导致水井注入压力上升幅度明显高于注浅层水的上升幅度。该时期由于固体颗粒和含油量较多造成水井冲换管柱10井次，注入压力高导致大45等井大修以及大49报废的后果。出现有水井但是却注采不完善现象，增大该区块地层亏空，影响区块开发效果。1.31999年-至今大37块全部转为大北站污水回注2003年底之后，水井平均注水压力急剧上升，吸水指逐年下降表明该地区注水井吸水能力下降。污水颗粒含量以及含油量超标，是标准的4—10倍。过多固体颗粒和油渍回注地层后，严重堵塞喉道，降低储层渗透率。水井年压力上升达0.33Mpa/y。水质从表1我们看出，污水颗粒含量以及含油量严重超标，分别超出标准的8.6—16.2倍和1.6—13.1倍之多，硫酸盐还原菌超出了标准的1.8—439倍。水质超标的严重造成的结果是导致了大37等7口水井套管损坏后大修以及大北9-15等井报废的严重后果。2水质不达标对油田开发的影响2.1低渗透油田水质污染机理油田注入污水中超标的悬浮固体颗粒、原油、硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等对管柱及油层造成危害的物质。悬浮固体颗粒和原油在注入地层后充填于储集层中与其中白云质、灰质、泥质胶结，堵塞储层原有孔喉。硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等细菌从流程、设备到管柱、套管、地层会造成一系列的危害，他们既是堵塞源也是腐蚀源。2.2大37块水质影响油田开发首先我们从表1可了解到在注水开发阶段大37块各时期注入水水质情况。大37块注入水超标的指标主要有：悬浮颗粒、含油量、硫酸盐还原菌，给大37块的注水带来了很大的影响。注入水中悬浮颗粒、含油量超标，直接堵塞水井近井地带孔喉，渗透率下降，水井注不进，出现有水井但却注采井网不完善现象，影响油田注水开发。大37块水井注入水中悬浮颗粒、含油量超标导致该块自1997年以来共有23井次由于注不进酸化增注，酸化效果较好。但是增注的同时对套管的损害也是很大的，在以上的酸化井中，共有6口井套管破损。大北站出口污水的硫酸盐还原菌的含量是注入标准的2-440倍。含大量的硫酸盐还原菌会对注水流程、井下管柱、套管等造成腐蚀，大37块在5年左右未动管柱水井作业时发现井下管柱腐蚀严重。注水井注水压力升高，增加套管管壁承受压差，套管破损几率增大，统计1997-2005年大37块共有12口水井套损，其中6口水井由于套损报废，已有3个井组钻更新井注水。3同种油藏水井注入不同水质的效果对比认识到大北站污水水质超标对注水井的危害后，我们于2004年7月将报废井大北10-22转为水源井，投产供水给16#站，注6口水井。自2000年后16#注大北站污水，油压逐年上升至2004年开始下降；而吸2水指数自2000年开始下滑至2004年底时开始上升，到2005年后压力及吸水指数基本趋于稳定。说明大37块西北扩注浅层水后，水井状况变好。而该段时期在37块南块大48井区水井油压上升，吸水指数下降，注水形势变差。除了两区块地层因素影响之外，主要原因是注水水质。4结论与认识4.1要实现低渗油田的高效能开发，区块注足水、注好水是先提条件。4.2低渗油田注水效果受地层因素、井距、注入水质等影响，目前大37块注入水质已经对该区块的注水开发产生了恶劣影响。4.3要解决大37块注水开发问题，最紧迫的就是改善水质。参考文献[1]童宪章.油井产状和油藏动态分析.北京：石油工业出版社，1981[2]闫存章.低渗透油田开发技术.北京：石油工业出版社，2008