靖安油田采出水回注指标修订探讨

曹继虎，曹 瑛，李成红，刘秀华，高 挺，王 涛，王 新，刘彩云

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

石油行业对油田水质分析和水质指标控制大多采用SY/T5329《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》行业标准，该标准1988年首次发布，于1994年、2010年分别修订。该标准是唯一一个指导各油田的回注污水处理工作的标准。

1 油田采出水回注现状

统计本厂联合站采出水回注水质（见表2），靖三联、靖四联站点SRB含量超标，大于103个/毫升；靖一联、靖三联、靖四联和柳三转铁含量超标；各站点平均腐蚀率大于0.076 mm/a，腐蚀程度不同。

表1 行业推荐水质主要控制指标（S/YT5329-1994）

表2 各采出水处理站点水质现状

2 采出水回注压力变化及高压欠注现状

2.1 各区块注水压力变化情况

2.1.1 历年五一区注水压力变化情况 五一区采出水和清水回注压力呈现上升趋势，注采出水压力由2011年的9.4 MPa上升到目前的10.3 MPa，注清水压力由2011年的9.0 MPa上升到目前的9.6 MPa，上升幅度较采出水小。

2.1.2 历年五二区注水压力变化情况 近三年来，五二区采出水和清水回注压力呈现上升趋势，注采出水压力由2011年的10.8 MPa上升到目前的16.0 MPa，注清水压力由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 历年盘古梁注水压力变化情况 近三年来，盘古梁采出水和清水回注压力呈现上升趋势，注采出水压力由2011年的5.3 MPa上升到目前的6.2 MPa，注清水压力由2011年的9.1 MPa上升到目前的9.9 MPa，上升幅度较采出水相同。

2.1.4 历年虎狼峁注水压力变化情况 近三年来，虎狼峁采出水和清水回注压力呈现上升趋势，注采出水压力由2011年的12.2 MPa上升到目前的13.0 MPa，注清水压力由2011年的11.1 MPa上升到目前12.7 MPa，2012年上升幅度较采出水大。

2.1.5 历年郝坨梁注水压力变化情况 郝坨梁采出水和清水回注压力呈现上升趋势，注采出水压力由7.4 MPa上升到7.5 MPa，注清水压力由2011年5.3 MPa上升到目前的7.6 MPa，上升幅度较采出水大。

2.2 靖安油田采出水回注欠注现状

2013年，靖安油田因回注压力高欠注的作业区有五二区和虎狼峁。

2010年-2013年油水井酸化实施井次和酸化解堵占中酸化井次的比例均呈现上升趋势，其中2013年酸化实施502井次，油井实施321井次，水井实施181井次；因结垢实施酸化373井次，其中油井实施203井次，水井实施170井次，占总酸化井次的74.3%。

3 采出水对储层堵塞规律研究

靖安油田渗透率低、孔隙结构细微，孔隙连通性差，储层非均质性强，储层渗流阻力大。目前已开发的主力三叠系油藏渗透率在10×10-3μm2左右，侏罗系主力油藏渗透率在100×10-3μm2左右，渗透率级差大。先后对多口检查来研究靖安油田注水开发中后期储层物性及水驱状况研究。

表3 采出水回注高压欠注

3.1 注水中后期储层物性变化规律

检查井岩心分析表明一：靖安油田在长期注水过程中形成了丰富的新生结垢矿物，结垢矿物以方解石、重晶石为主，注水期新生矿物导致孔隙度减少。与注水前相比，孔隙度减少绝对量为1.8%；相对量最高达25.63%，平均可达到12.67%。注水新生矿物对孔隙及喉道的充填和堵塞造成储层渗透性能变差。

检查井岩心分析表明二：注水过程粘土矿物产状发生变化，在注入水水体的长期流动过程中对绿泥石膜的长期冲刷作用（部分绿泥石膜表面可见到明显的冲刷痕迹），使一部分细小的绿泥石晶片从绿泥石膜上脱落下来，在孔隙中形成分散的数微米的颗粒，堵塞喉道。

检查井岩心分析表明三：长期注水过程中，由于注入水中含有较多溶解氧气，可对原油进行氧化，形成沥青质沉积，改变储层的润湿性。

检查井岩心分析表明四：注水后大喉道明显减少，较小喉道增加明显。通过计算及薄片观察，盘检41－301井1 629.15 m段与ZJ33井1 542.33 m段在注水前具有相同的孔渗条件及孔隙结构。注水前大吼道明显较多，注水后较小喉道较发育，且具有明显的集中分布趋势。

3.2 注水过程中油层吸水状况变化规律

3.2.1 措施前后吸水变化状况 低渗、特低渗油田的油层吸水状况有较大不同。靖安油田侏罗系吸水剖面厚度措施前后有所变化，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，注水量和注水压力有明显增加和下降趋势。靖安油田三叠系吸水厚度由措施前8.8 m上升到11.3 m。

侏罗系物性较好，地层伤害主要以大孔隙深部堵塞为主，解堵措施主要以对深部高渗段改造为主，表现出吸水厚度减少、吸水量增大现象。三叠系物性差，地层伤害主要以端面浅层堵塞为主，解堵措施主要以清除端面堵塞、恢复近井地带渗流能力为主，表现出吸水厚度增加、吸水量保持相对平稳。

3.2.2 吸水变化状况 通过对靖安油田侏罗系油层注水量保持平稳的注水井检测表明，侏罗系油层注水压力呈波动型下降趋势，吸水厚度和视吸水指数表现出较强的波动性，反应出堵塞物在地层深部不断运移；三叠系油层注水压力呈稳定和缓慢上升趋势，吸水厚度表现出稳定和增加趋势，视吸水指数表现出稳定和下降的趋势，反应出堵塞物在端面堵塞的特征。

3.3 采出水水质变化对岩心渗透率的影响

选取不同渗透率具有代表性的岩样，模拟地层条件进行污水回注试验。研究水质中不同含量的悬浮物、含油量等对岩心渗透率的影响，确定不同渗透率条件、不同孔隙结构情况下各项水质指标。

当岩心渗透率小于 1～10×10-3μm2时，水中机杂含量在1 mg/L以下时，即使含油量达50 mg/L，对岩心的伤害也只有28%，可见悬浮颗粒含量上升，对岩心的伤害增大。要使伤害控制在20%以内，采出水中机杂含量应小于5 mg/L，含油量应小于10 mg/L。

当岩心渗透率在 10～100×10-3μm2时，要使伤害控制在20%以内，悬浮颗粒浓度应小于10 mg/L，油浓度要小于30 mg/L。

当岩心渗透率在 100～200×10-3μm2时，若伤害小于20%，水中机杂含量应小于10 mg/L，含油量度应小于20 mg/L；若机杂含量小于10 mg/L，含油量可控制在50 mg/L以下。

当岩心渗透率大于200×10-3μm2时，含油量对伤害的影响较大，而机杂含量的影响相对较小，分析原因是大渗透率岩心孔隙半径较大，大量的油珠进入孔隙中，在喉道处产生了堵塞。若伤害小于20%，含油量应小于20 mg/L，机杂含量可控制在10 mg/L以下；当含油量小于5 mg/L时，即使机杂含量在20 mg/L，对岩心的伤害也基本保持在20%左右。

4 靖安油田采出水回注指标修订

4.1 靖安油田开发现状对水质指标制定影响因素

（1）注水开发过程中，低渗透储层在高压注水的情况下，一方面导致地层微裂缝开启，造成与裂缝沟通的油井暴性水淹，油井含水上升加快；另一方面造成地层微粒运移，堵塞孔隙吼道导致大量孔隙渗流性储层渗流能力下降。

（2）水质保持在良好水平情况下，确实可以保持注水平稳进行，但为改善水质而进行的工艺完善和配套技术资金投入巨大，工艺复杂程度增加，人员数量和技术素质都有较以前更高的要求。

（3）靖安油田采出水矿化度高，成垢离子含量高，由于地层非均质性强，油井见水程度差异较大，加上油井、水井措施力度大，导致采出水化学成份变化较大，对水处理系统的平稳运行带来极大的影响。

（4）注水井检串、洗井是保证井筒清洁的有效的一项措施，同时也可以消除近井地带的堵塞，避免系统不断提压来满足部分高压欠注井的配注要求。

4.2 油田采出水回注指标修订具体思路

（1）常规油藏回注时间长，注入水对储层的伤害规律认识较为清楚，水质指标可结合注水动态变化趋势与水处理技术水平进行水质指标进行修订。

（2）近年来，油井、水井由于大量的采取措施，储层结构从横向、纵向均发生了改变，孔隙度也发生了变化，因此，将原有按渗透率分类改为按注水压力分类。

（3）适度放宽压力平稳和低压区块水质指标，加强压力上升较快的中压油藏/区块日常管理，控制水质指标。

4.3 主要指标修订

4.3.1 机杂指标修订 根据岩心试验结果和实际水处理水平、注水动态曲线分析，考虑到污水处理费用和各站工艺技术及其实际操作的可行性，推荐油田水处理要求达到悬物粒径机杂含量10～50 mg/L内，在各级范围内，应尽量使悬浮物浓度处于标准规定的低值。

4.3.2 含油量指标修订 根据实验结果，含油量对岩心的伤害影响程度较悬浮物浓度伤害程度低，目前采出水处理工艺模式，含油量在10～20 mg/L是可行的。

4.3.3 细菌含量指标修订 根据实测污水中细菌含量及参照原行业标准（SY/T5329—94）确定，油田回注污水中选用杀菌剂，使细菌含量控制在10～100个/毫升是可行的。

4.3.4 含氧量指标修订 水中有溶解氧时可加剧腐蚀，当腐蚀率不达标时，首先考虑氧含量，采出水中氧含量应小于0.05 mg/L。

4.3.5 硫含量指标修订 硫化物增加是细菌作用的结果，硫化物过高也可导致水中机杂增加。采出水中硫含量应小于2.0 mg/L。

4.3.6 铁含量指标修订 水中含亚铁时，铁细菌作用可将二价铁转化为三价铁而产生氢氧化铁沉淀；当水中含硫时，可生成硫化亚铁沉淀，使水中机杂增加，采出水铁含量应小于2 mg/L。

表5 2013年靖安油田水淹井调查表

表6 2013年注水井未检串、洗井情况

表7 靖安油田采出水修订后指标

4.4 修订后指标

指标修订主要以采出水回注动态和靖安油田水处理系统平稳运行的水质数据为依据，以室内岩心注水试验数据为参考，按每年区块压力上升趋势，确定具体水质指标数据。

5 结论及建议

（1）通过分析，清楚掌握靖安油田产采出水量、采出水回注量及注入水水质质量。

（2）分析总结出历年来各作业区注水井压力变化及高压欠注情况。

（3）利用X衍射，研究出结垢矿物主要成分及注水中后期储层物性变化规律；通过物模试验，研究出采出水对岩心渗透率影响程度。

（4）分析水质指标修订影响因素，梳理指标修订思路和依据，制定出靖安油田注入水水质控制指标。

（5）下步将对其它油田开展注入水水质控制指标修订工作。

[1]中国石油天然气总公司.碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法[R］.1995.

[2]胡博仲，等.大庆油田高含水期稳油控水采油工程技术[M］.北京：石油工业出版社，1997.

[3]万仁溥.采油工程手册[M］.北京：石油工业出版社，2000.