淺議低滲透油田注水水質(zhì)對油田開發(fā)影響(改1)

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低滲透油田注水水質(zhì)對油田開發(fā)的影響張培智楊小亮顏培國（中a石化集團(tuán)勝利汕田分公司河口采汕廠，山東東營257200）摘要大王北油H1人37塊足典型的低滲透油藏，注水開發(fā)共經(jīng)歷丫四個注水時期，四個時期中注淺層水期注水井井況較好，區(qū)塊產(chǎn)量穩(wěn)定：注污水時期由于污水不達(dá)標(biāo)，水并并況變差局部并網(wǎng)不完善，區(qū)塊開發(fā)效果變差。良好的水質(zhì)是人王北油田大37塊良性開發(fā)的基礎(chǔ)。關(guān)鍵詞低滲透；淺層水；污水；開發(fā)1、注水歷程回顧大37塊于1984年鉆探大37井發(fā)現(xiàn)沙二段油藏，區(qū)塊含油而積17.7km2,地質(zhì)儲量1738xl（/t,可采儲^368x1（^。平均空氣滲透率27.8xl0A!m2,孔隙度16.6%,巖石具有強親水性，孔隙結(jié)構(gòu)以粒間孔為主，儲集性較差，易造成堵塞。大37塊自1990年面積注水井網(wǎng)投入開發(fā)注水開發(fā)以來，以水質(zhì)為標(biāo)準(zhǔn)共劃分為四個注水時期：1991-1996年底，淺層水注水期；1997-1999年，部分井改為污水回注注水期；1999-2004年，全部轉(zhuǎn)為污水回注注水期;2004年7月大37塊丙北擴(kuò)改注淺層水期。表1.各時期人37塊注水水質(zhì)監(jiān)測表油田監(jiān)測円期注入層滲透率（K）檢測點懸浮同體顆粒直徑含油量總鐵溶解氧腐生菌硫酸鹽還原菌SRB個/ml腐蝕率備注標(biāo)準(zhǔn)范圍mg/1urnmg/1mg/1mg/1個/mlmm/a<0.10um2三級標(biāo)準(zhǔn)3280.050.5n*10八2250.0761995.6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注淺層水期從1991年至1997年陸續(xù)有大46等水源井投產(chǎn)，水井注淺層水。實驗室證明淺層水與地層水配伍，由表1可看出個監(jiān)測點的水質(zhì)參數(shù)基本達(dá)到了低滲透油田的三級注入標(biāo)準(zhǔn)，符合注入要求。該時期汕井轉(zhuǎn)注，主要集中在1991-1994年底。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，分析水井壓力變化較小，注水壓力基本穩(wěn)定，由以上曲線nJ看出淺層水冋注后，水井油壓在15-25MPa范圍內(nèi)變化、波動，同時期油田開發(fā)效果好。1.2局部注污水期 由于大北站污水量增加，大37塊于1997年部分水并改用大北站污水回注，該段吋期大37塊部分井改用污水冋注，由表1數(shù)據(jù)表明除腐蝕率、溶氧量參數(shù)基本達(dá)標(biāo)外，其他水質(zhì)參數(shù)不同程度超標(biāo)，明顯比注水源井水質(zhì)變差。注入污水導(dǎo)致水井注入壓力上升幅度明高于注淺層水的上升幅度。該時期由于同體顆粒和含油:W:較多造成水井沖換管柱10井次，注入壓力高導(dǎo)致大45等井大修以及大49報廢的后果。fli現(xiàn)有水井但是卻注采不完善現(xiàn)象，增大該區(qū)塊地層虧空，影響區(qū)塊開發(fā)效果。1.31999年-至今大37塊全部轉(zhuǎn)為大北站污水回注2003年底之后，水井平均注水壓力急劇上升，吸水指逐年下降表明該地區(qū)注水并吸水能力下降。污水顆粒含量以及含油量超標(biāo)，是標(biāo)準(zhǔn)的4一10倍。過多固體顆粒和油漬回注地層后，嚴(yán)重堵塞喉道，降低儲層滲透率。水井年壓力上升達(dá)0.33Mpa/yo水質(zhì)從表1我們看出，污水顆粒含S以及含油fi嚴(yán)重超標(biāo)，分別超出標(biāo)準(zhǔn)的8.6—16.2倍和1.6-13.1倍之多，硫酸鹽還原菌超出了標(biāo)準(zhǔn)的1.8-439倍。水質(zhì)超標(biāo)的嚴(yán)重造成的結(jié)果是導(dǎo)致了大37等7LI水井套管損壞后大修以及大北9-15等井報廢的嚴(yán)重后果。2水質(zhì)不達(dá)標(biāo)對油田開發(fā)的影響2.1低滲透油田水質(zhì)污染機理汕田注入污水屮超標(biāo)的懸浮固體顆粒、原汕、硫酸鹽還原菌、腐生菌、鐵細(xì)菌等對管柱及汕層造成危害的物質(zhì)。懸浮固體顆粒和原油在注入地層后充填于儲集層中與其中白云質(zhì)、灰質(zhì)、泥質(zhì)膠結(jié)，堵塞儲層原有孔喉。硫酸鹽還原菌、腐生菌、鐵細(xì)菌等細(xì)菌從流程、設(shè)備到管柱、套管、地層會造成一系列的危害，他們既足堵塞源也足腐蝕源。2.2大37塊水質(zhì)影響油田開發(fā)首先我們從表1可了解到在注水開發(fā)階段大37塊各時期注入水水質(zhì)情況。大37塊注入水超標(biāo)的指標(biāo)主要有：懸浮顆粒、含汕量、硫酸鹽還原菌，給大37塊的注水帶來了很大的影響。注入水中懸浮顆粒、含油量超標(biāo)，直接堵塞水井近井地帶孔喉，滲透率下降，水并注不進(jìn)，山現(xiàn)有水井但卻注采井網(wǎng)不完善現(xiàn)象，影響油田注水開發(fā)。大37塊水井注入水中懸浮顆粒、含油量超標(biāo)導(dǎo)致該塊自1997年以來共有23井次由于注不進(jìn)酸化增注，酸化效果較好。但是增注的同時對套管的損害也是很大的，在以上的酸化井屮，共有6口井套管破損。大北站出口污水的硫酸鹽還原菌的含量是注入標(biāo)準(zhǔn)的2-440倍。含大量的硫酸鹽還原菌會對注水流程、井下管柱、套管等造成腐蝕，大37塊在5年左右未動管柱水井作業(yè)時發(fā)現(xiàn)井下管柱腐蝕嚴(yán)重。注水井注水壓力升高，增加套管管壁承受壓差，套管破損幾率增大，統(tǒng)計1997-2005年大37塊共有12口水并套損，其中6口水井由于套損報廢，已有3個井組鉆更新井注水。3同種油藏水井注入不同水質(zhì)的效果對比認(rèn)識到大北站污水水質(zhì)超標(biāo)對注水并的危害后，我們于2004年7月將報廢井大北10-22轉(zhuǎn)為水源井，投產(chǎn)供水給16#站，注6口水井。自2000年后16#注大北站污水，油壓逐年上升至2004年開始下降；而吸 1水指數(shù)自2000年開始下滑至2004年底時開始上升，到2005年后壓力及吸水指數(shù)基本趨于穩(wěn)定。說明大37塊兩北擴(kuò)注淺層水后，水并狀況變好。而該段吋期在37塊南塊大48并區(qū)水并油壓上升，吸水指數(shù)下降，注水形勢變差。除了兩區(qū)塊地層因素影響之外，主要原因是注水水質(zhì)。4結(jié)論與認(rèn)識4.1要實現(xiàn)低滲油田的高效能開發(fā)，區(qū)塊注足水、注好水是先提條件。4.2低滲汕田注水效果受地層因素、井距、注入水質(zhì)等影響，目前大37塊注入水質(zhì)己經(jīng)對該區(qū)塊的注水開發(fā)產(chǎn)生了惡劣影響。4.3要解決大37抉注水開發(fā)問題，最緊迫的就是改善水質(zhì)。參考文獻(xiàn)11］童憲章.油井產(chǎn)狀和油藏動態(tài)分析.北京：石油工業(yè)出版社，1981［2］閆存章.低滲透油田開發(fā)技術(shù).北京：石油工業(yè)山版社，2008