国内外油田注水水质标准差异及原因分析

谢卫红 李冰 朱景义 黄启玉 刘岱楼

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油大学；3.中国地质大学（北京））

1 国内外油田注水水质标准的差异

国外油田没有统一的注水水质标准，我国虽然制定了统一的油田行业标准，但是，很多油田根据实际情况制定了适宜本油田的标准。国内外油田注水水质标准的主要控制指标基本相同，如，悬浮固体含量、粒径、氧含量、腐蚀率、油含量和细菌含量等。对比国内外油田注水水质标准对这些控制指标的规定，其特点主要有：

一是，国内外油田对腐蚀率、细菌含量、氧含量等指标的规定大体相同。腐蚀率指标一般规定为≤0.076mm/a。细菌含量控制指标，一般将硫酸盐还原菌的个数控制在＜25个/mL。腐生菌、铁细菌等指标，渗透率＞0.5μm2的地层，控制在1×104～10×104个/mL；渗透率为0.1～0.5μm2的地层，控制在1×103～10×103个/mL；渗透率＜0.1μm2的地层，控制在 1×102～10×102个/mL。溶解氧含量控制指标，当注入水为清水时，溶解氧含量≤0.5mg/mL；当注入水为采出水时，溶解氧含量≤0.1mg/mL。

二是，国内外油田对油含量指标的规定基本一致。渗透率＜0.1μm2的地层，除美国及前苏联巴什基里亚油田外，其他注水标准一般要求油含量控制在5～10mg/L；渗透率为0.1～0.5μm2的地层，一般要求油含量控制在10～30mg/L；渗透率＞0.5μm2的地层，前苏联乌斯奇一巴雷克油田油含量指标为100mg/L，前苏联萨莫特洛夫尔油田为70mg/L，除了这2个油田，其他油田一般要求油含量控制在15～50mg/L。因此，国内外油田对油含量指标的要求总体上相差不大。我国各油田油含量指标具体见表1。

三是，对于悬浮固体含量、粒径中值等指标的规定差异较大。对于悬浮固体含量控制指标，以渗透率＜0.1μm2的地层为例，注入水同样为采出水的油田，长庆油田标准为＜10mg/L，前苏联巴什基里亚油田标准为10～15mg/L，美国W．M．亨塞尔等油田标准为5mg/L，加拿大帕宾那油田标准为0.1～0.5mg/L，长庆油田标准是加拿大帕宾那油田标准的20～100倍，可见差异比较显著。对于渗透率＞0.5μm2的地层，前苏联乌斯奇一巴雷克油田标准为50mg/L，前苏联萨莫特洛夫尔油田标准为70mg/L，除了这2个油田，其他油田一般要求悬浮固体含量控制在5～30mg/L。

对于悬浮固体粒径中值控制指标，有的油田控制非常严格，如，俄罗斯的油田规定粒径中值＜喉道1/5；美国某油田的非采出水注水粒径中值＜喉道1/10；我国行业标准规定，渗透率＜0.01μm2的地层，粒径中值须≤1.0μm。有的油田的规定则比较宽松，如，美国希爱夫近海油田规定粒径中值为2.0～10.0μm。另外，还有一些油田不将粒径中值作为主要控制指标，如，前苏联的巴什基里亚、萨莫特洛夫尔、乌斯奇一巴雷克油田，以及美国的W．M．亨塞尔油田等。我国各油田悬浮固体含量、粒径中值等指标具体见表2、表3。

表1 我国各油田油含量指标对比*

表2 我国各油田悬浮固体含量指标对比*

表3 我国各油田悬浮固体粒径中值指标对比

2 主要控制指标的确定方法

2.1 岩芯试验法

采用岩芯试验法制定标准的基本思路是：根据达西定律，模拟油田的注入流体与注入条件，通过向岩芯样品注入一定体积的流体，以岩芯渗透率的下降（即岩芯渗透率损害程度）不能超过一定数值来确定注入水的水质标准。我国行业标准SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》、大庆油田、大港油田、江汉油田均采用此方法。

由于各油田的实际注水条件及对地层伤害标准的选取不同，岩芯试验的注入水体积（注入孔隙倍数，即PV数）、注入速度、岩芯渗透率损害程度等均不相同。如，大庆油田水驱注水水质标准采用的条件为：注入水注入的PV数为25，注入速度为0.2mL/min，渗透率下降率＜30%；大庆油田聚合物驱注水水质标准采用的条件为：注入水注入的PV数及注入速度与水驱相同，渗透率下降率＜40%（低渗透油藏为50%）；大港油田注水水质标准采用的条件为：注入水注入的PV数为60，注入速度为0.5mL/min，渗透率下降率＜60%；江汉油田注水水质标准采用的条件为：注入水注入的PV数为50～100，对于高渗透油藏、中渗透油藏和低渗透油藏，其渗透率下降率应分别＜30%、＜20%和＜10%。

2.2 现场统计法

采用现场统计法制定标准的基本思路是：以岩芯试验为基础，在现场注入压力稳定的情况下，统计现场注水水质和注水井吸水能力的变化，若在一定时间内因堵塞造成的下降率不超过一个数值（前苏联有学者考虑一年渗透率降低为5%，有学者认为每年渗透率降低不超过10%～12%）［1］，且通过洗井或其他措施能够恢复，即认为水质达到要求。最终制定水质指标时还要综合考虑产生的措施费用（包括洗井、压裂、酸化、增注等）和水处理费用的关系。

前苏联早期很多油田的水质标准是按照岩芯试验法制定的，后来基本上是按照现场统计法制定的。我国长庆油田现行注水水质标准也是采用现场统计法，并结合采出水处理工艺现状制定的。

2.3 方法对比

现场统计法以能够满足实际注水需要为原则，规定的指标比较宽松，更适合现场实际情况，但是，措施费用较高。岩芯试验法措施费用较低，但是，控制指标比较严格，水处理费用较高。

3 注水水质标准差异原因分析

对于相同渗透率、同种类型的油藏，造成注水水质标准控制指标差异较大的主要原因：

一是，主要控制指标的确定方法不同。采用现场统计法制定的注水水质标准，其注水水质指标明显高于采用岩芯试验法制定的标准。

二是，同样采用岩芯试验法制定标准的油田，其试验条件各不相同。如，大庆油田、大港油田、江汉油田，其岩芯试验法的岩芯注入水体积、岩芯渗透率损害程度、注入速度等均不相同，特别是注入体积数和岩芯渗透率下降率的数值选取差异较大。

4 存在的主要问题及建议

目前，多数岩芯试验存在的主要问题：一是，注入水注入的PV数及岩芯渗透率下降率的数值选取没有统一的标准，造成实际选取的数值差异较大；二是，注入水注入时间较短（一般为2～8h）、注入PV数较小（一般为50～200），不能很好地反映现场实际注水情况；三是，多数岩芯试验没有考虑反洗工况；四是，多数岩芯试验采用恒速法，实际注水的初始阶段可能是恒速阶段，然后为恒压阶段；五是，多数岩芯试验采用直线流的模型，实际注水为径向流。

为了更好地反映实际注水情况，建议今后岩芯试验思路为：一是，岩芯试验注入的时间宜尽量长，注入PV数尽量多；二是，岩芯试验尽量采用径向流模型及恒压法，且考虑反洗工况。

[1] 国外砂岩油田开发编写组.国外砂岩油田开发[M].哈尔滨:黑龙江科学技术出版社,1984.

[2] 郝艳华.国外油田注水水质标准及水处理技术[J].石油技术,1990,12(2):147-149.

[3] 孟桂萍.气田水回注水质指标的研究[J].石油与天然气化工,1995,24(2):114-122.

[4] 李晓群.2000年世界石油环保科技发展趋势及我们的发展对策[R].北京:中国石油天然气总公司信息研究所,2000.