T油田注入水控制指标研究
2016-06-01徐海民张庆生张文昌
徐海民，张庆生，张文昌
(中石化中原油田分公司石油工程技术研究院，河南 濮阳 457000)
吴寒春
(中石化中原油田分公司采油一厂，河南 濮阳 457000)
陈岩
(油气资源与勘探技术教育部重点试验室(长江大学)，湖北 武汉 430100)
T油田注入水控制指标研究
徐海民，张庆生，张文昌
(中石化中原油田分公司石油工程技术研究院，河南 濮阳 457000)
吴寒春
(中石化中原油田分公司采油一厂，河南 濮阳 457000)
陈岩
(油气资源与勘探技术教育部重点试验室(长江大学)，湖北 武汉 430100)
[摘要]T油田吸水能力普遍较低，注入困难，因此有必要研究注入水控制指标。通过研究注入水悬浮固体含量和悬浮颗粒直径中值控制指标、注入水含油量控制指标、注入水腐蚀评价及控制指标、细菌控制指标试验，推荐了其相应的注入水主要控制指标；由注入水辅助性控制指标试验，推荐T油田油藏注入水溶解氧指标≤ 0.05mg/L，Fe3+含量指标≤ 0.1mg/L，注入水硫化氢含量和蚀性二氧化碳不必控制，并对注入水水质控制指标进行合理性检验，并最终推荐了注入水标准。
[关键词]注入水；水质；控制指标
T油田已进入注水开发期，在注水过程中，油层吸水能力下降，注入困难，严重影响生产。现有研究表明注水水质可能造成严重的储层伤害，导致油藏吸水能力大幅下降。因此，有必要研究注入水控制指标，以解决T油田注水过程中所面临的问题。
1注入水主要控制指标
1.1注入水悬浮固体含量和悬浮颗粒直径中值控制指标
注入水中悬浮固相的含量及其大小是影响注入水水质的重要指标[1]，是造成地层伤害的重要因素。采用恒流驱替法研究不同浓度、粒径的悬浮物颗粒对T油田储层岩心的伤害规律。取16块渗透率为35mD的人造岩心，配制出矿化度为248776mg/L不同悬浮固体含量与粒径中值的悬浮物溶液。取DH4-3和DH4-4井具代表性天然岩心2块(DH4-3-35 和DH4-3-36)分别进行天然岩心伤害试验，测其渗透率的变化，计算渗透率损害率，试验结果见表1。
表1 T油田储层悬浮物对模拟岩心损害试验结果
根据模拟岩心试验结果选择悬浮物参数组合(粒径1.5μm、含量2mg/L，粒径2μm、含量1.5mg/L)，取注水单元DH4C天然岩心分别进行渗透率伤害试验，试验参数和结果见表2，2种悬浮物参数组合下的平均渗透率损害率分别为9.8%和11.2%，说明浮物参数组合(粒径1.5μm、含量2mg/L)下的渗透率损害程度较小。
表2 T油田储层悬浮物对天然岩心损害试验结果
表3 T油田储层的注入水悬浮固体参考指标
根据渗透率损害程度试验结果推荐T油田储层的注入水悬浮物水质指标如表3所示。
1.2注入水含油量控制指标研究
T油田油藏注入水不含油，因此其水井注水水质含油量指标可不考虑[2]。
1.3注入水腐蚀评价及控制指标研究
表4 加缓蚀剂前后DH4C井区平均腐蚀速率(7d)
腐蚀本身对水质没有直接的影响，其主要危害是降低注水系统中设备、管线的使用寿命。T油田油藏注入水为清水，注入水腐蚀性主要受水中含氧量、细菌含量和矿化度等因素影响，结合目前T油田注入水指标，推荐T油田油藏注入水采用SY/T5329-2012中推荐的平均腐蚀速率指标0.076mm/a。针对DH4C井区地面管线和井下油管进行腐蚀速率试验，表4为不加缓蚀剂和100mg/L缓蚀剂平均腐蚀速率结果。
由表4可以看出，水样加入缓蚀剂后，平均腐蚀速率小于或等于0.076mm/a，则认为水样腐蚀达标。
1.4细菌控制指标研究
表5 SRB量对腐蚀速率的影响
1)细菌的腐蚀规律研究细菌腐蚀并非其本身对金属的侵蚀作用，而是细菌生命活动的结果间接地对金属腐蚀的电化学过程产生影响。试验方法如下：硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和铁细菌(FB)的测定均采用绝迹稀释法，即将待测定的水样逐渐注入到测试瓶或试管中进行接种稀释，直到最后一个测试瓶或试管中无菌生长为止。根据细菌生长情况和稀释倍数，计算出水样中细菌的数目。样品细菌含量低，所得结果允许误差不得大于10。
试验结果(见表5、表6和表7)显示，T油田注入水中随着细菌含量增加，腐蚀速率增加。
表6 TGB量对腐蚀速率的影响
表7 FB量对腐蚀速率的影响
2)细菌对岩心渗透率的影响采用恒流驱替法研究不同细菌含量对T油田储层岩心的伤害规律。先饱和模拟地层水，然后在恒定的注入速度(0.1ml/min)下，用模拟地层水测初始渗透率，然后再用配置好的悬浮液(见表8)驱替测其渗透率的变化，计算渗透率损害率(见表9)，并得到不同细菌含量下的平均渗透率损害率。
表8 T油田储层细菌岩心损害试验驱替溶液细菌含量参数表
图1表示不同细菌含量下不同注入体积的渗透率损害率，结果显示，T油田注入水中细菌含量在120个/ml时，不会造成大的伤害，故可将T油田储层的注入水细菌含量指标定为SRB：10个/ml，TGB：100个/ml， FB：10个/ml，细菌总数为120个/ml。
图1 T油田储层细菌含量对岩心伤害曲线图
2注入水辅助性控制指标研究
2.1注入水溶解氧、铁含量指标的研究
注入水中溶解氧的主要危害是与Fe3+离子产生沉淀[3]，溶解氧对注入水的腐蚀性影响很大，随着溶解氧含量越高，对腐蚀的加剧程度越大，因此T油田注水水质指标应严格限制氧含量(见表10)，腐蚀可以通过投加缓蚀剂得到控制，但Fe3+离子产生沉淀难以控制，因此必须严格控制注入水溶解氧含量和Fe3+含量。
暴氧状态下注入水中添加10mg/L Fe2+，密封90℃下放置24h，让溶解氧充分反应，测试注入水中溶解氧，再加入过量高纯氧，充分沉淀后测定滤液中Fe3+含量，即为氧、铁含量指标，检测结果为溶解氧0.05mg/L， Fe3+为0.1mg/L。推荐T油田油藏注入水溶解氧指标≤ 0.05mg/L，Fe3+含量指标≤ 0.1mg/L。
表10 溶解氧(DO)含量对金属腐蚀的影响
表11 H2S含量对金属腐蚀的影响(温度40℃，N80钢)
2.2注入水硫化氢含量指标的研究
以与该区块注入水矿化度相同的标准盐水做溶剂，溶入氢硫酸制成不同浓度的H2S溶液。恒温箱中试验，使用现场设备制备的材质的标准挂片，测算平均腐蚀速率。不同H2S含量对金属腐蚀的影响如表11所示。
根据试验结果显示，T油田注入水中H2S含量对金属腐蚀影响较大，另外FeS 25℃时溶度积4.0×10-19，因此理论上讲，污水中只要含有S2-、 Fe2+，就会生成沉淀，因此硫化物对悬浮物贡献很大，应严格控制注入水中硫化氢含量。
3注入水水质控制指标的合理性检验
(1)
试验结果见表12。
表12 T油田储层注入水水质控制指标合理性检验试验结果
图2 DH4-3井注入水水质控制指标合理性检验测试曲线 图3 DH4-4井注入水水质控制指标合理性检验测试曲线
图2和图3分别为DH4-3井和DH4-4井注入水水质控制指标合理性检验测，由试验结果可以看出，满足推荐注水指标的注入水对储层伤害不大，岩心伤害率仅为7.8%～8.6%，表明推荐注入水控制指标能够满足T油田储层注水要求。
4注入水水质推荐标准
根据前面对T油田储层敏感性及注入水水质各指标评价的理论和试验研究[4～8]，推荐T油田储层注入水水质指标(见表14和表15)。
表14 推荐水质主要控制指标
表15 推荐水质辅助控制指标
5结论和建议
1)T油田注入水控制指标试验推荐了悬浮固体含量小于2mg/L、悬浮颗粒直径中值小于1.5μm、平均腐蚀速率指标0.076mm/a，含油量控制指标不考虑，细菌总量控制在120个/ml。
2)推荐注水指标的注入水对储层伤害不大，岩心伤害率仅为7.8%～8.6%，表明推荐注入水控制指标能够满足T油田储层注水要求。
3)综合T油田储层敏感性及注入水水质各指标评价的理论和试验研究，推荐了T油田储层注入水水质指标。
[参考文献]
[1]李海涛，王永清，蒋建勋. 注入水中固相微粒对地层伤害的试验研究[J]. 油气田地面工程，2002(6)：56～57.
[2]王东. 注入水悬浮物与含油量控制指标的研究[D].西安：西安石油大学，2012.
[3]商莉，李素芝. 中原油田污水中铁离子对注入水水质的影响[J]. 内蒙古石油化工，2012(16)：39～40.
[4]王永清，李海涛，蒋建勋. 油田注入水水质调控决策方法研究[J]. 石油学报，2003，24(3)：68～73.
[5]张霞. 高尚堡油田注入水水质标准试验研究[J]. 中国石油和化工标准与质量，2012，33(10)：234.
[6]赵林，黄琨，占程程，等. 哈得4东河砂岩油藏注水水质标准研究[J]. 油田化学，2005，22(2)：150～153+183.
[7]马功联. 河86地区生物灰岩油藏注水水源评价及储层伤害研究[J]. 特种油气藏，2004，11(5)：96～100+125～126.
[8]陈龙花. 江汉油区注入水水质标准控制指标评价和优选[J]. 江汉石油职工大学学报，2006，19(6)：36～39.
[编辑]辛长静
[文献标志码]A
[文章编号]1673-1409(2016)13-0011-05
[中图分类号]TE358.3
[作者简介]徐海民(1982-)，男，博士(后)，现主要从事油田化学方面的研究工作；E-mail：allanxhm@163.com。
[基金项目]国家油气重大专项(2011ZX05013, 2011ZX05015)；长江大学青年基金项目(2015cqn77)。
[收稿日期]2016-01-18
[引著格式]徐海民，张庆生，张文昌，等.T油田注入水控制指标研究[J].长江大学学报(自科版)，2016,13(13)：11～15.
