关于低渗油藏注水水质指标的探讨

李丙贤

中国石化胜利油田分公司海洋采油厂 （山东 东营 257237）

关于低渗油藏注水水质指标的探讨

李丙贤

中国石化胜利油田分公司海洋采油厂 （山东 东营 257237）

注入水质是油藏开发的重要因素，针对油藏特征优选水质标准，是高效开发和低成本运行有机结合的重要方法。针对埕岛油田东斜坡低渗区块开发过程注水水质存在的问题，找出目前执行水质标准中存在的不足，提出改进建议。

低渗透油藏；注水水质；孔喉半径

1 油藏现状及水质指标执行情况

埕岛油田东斜坡区块是中国石化胜利油田分公司海上第一个低渗透注水开发区块，注入水为水源井产水，先后从东营组和馆下段采水。由于该区块主力层系 Ed8、Ed9 砂组平均渗透率 30.9×10-3～45.5×10-3μm2，注入水水质严格按低渗透油田水质标准执行。参照行业标准SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》[1]，该区块地层水水质标准执行第2类标准。

由于水质不含油，水处理系统以去除悬浮物为主，采用金刚砂过滤器和金属膜过滤器两级压力过滤密闭流程（注水罐设有隔氧浮盘）。过滤设备由浙江某公司提供，金刚砂和金属膜过滤器技术参数分别为：金刚砂过滤器来水水质悬浮物质量浓度≤30 mg/L、处理量2 500 m3/d；金属膜过滤器来水悬浮物质量浓度≤10 mg/L，出水悬浮物质量浓度≤2 mg/L;悬浮颗粒直径中值≤1.5 μm（出水）。

2 存在问题及治理情况

2.1 注采水的矿化度差异对系统存在较大影响

注入水水质指标中没有提及注入水矿化度的影响因素，而在实际运行过程中发现注入水矿化度对设备、地层均产生了较大影响[2]。

2014年6月，水源井CB32A-2井投产，生产层位Ed5，产出水悬浮物质量浓度2.2 mg/L，不含油，悬浮物粒径中值≤1.5 μm，能够达到方案设计要求。但运行一段时间后，出现沿程水质变差、压差上升、水井井口压力快速上升的趋势，导致注水系统无法正常运行。经检测发现水质处理设备结垢严重，进出口出现堵塞现象。注水井井口压力持续上升，CB32A-5井初期试注压力12.6 MPa，停注前注水井井口压力已上升至19.6 MPa；CB32A-6井初期注水井井口压力8.7 MPa，注水压力逐步上升，停注前注水压力16.6 MPa。而且由于水源井井口温度高达90℃，高于注水设备设计温度，设备故障率较高。

为查找异常原因，对注入水进行分析，其矿化度高达18 095 mg/L，为该区块油层产出水矿化度的2倍左右，且在高温下有明显结垢趋势[3]。因此针对该运行中存在的问题，通过和相关单位合作，对水源井卡封 Ed5、补孔 3#NgX，改层后采水井段为1 990.00~2 020.00 m，产出水矿化度为9 000 mg/L左右，再未出现结垢情况。

2.2 悬浮物质量浓度和粒径中值指标应考虑喉道分布因素

该区块改层后，通过补充、更换滤料和滤芯，使整套注水系统恢复正常运行。但在水质跟踪化验中发现，过滤器出口水质悬浮物质量浓度高达3~5 mg/L，仍高于指标2 mg/L，对注入水悬浮物粒径中值检测，结果如表1所示。

由于金属膜过滤器处理能力为悬浮物粒径中值≤1.5 μm，从检测结果来看，水源井悬浮物的粒径中值偏低，已达到金属膜过滤器处理的限值。

由悬浮物粒径分布情况可知，粒径＜1.296 μm的悬浮物含量为50%，粒径＜1.5 μm的悬浮物含量约为70%，因此目前注入水中的大部分悬浮物无法利用现有金属膜过滤器进行处理。而根据行业标准SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中要求，滤膜的孔径为0.45 μm，能够过滤绝大部分悬浮物。因此认为，水质不达标主要原因为注入水所含大部分悬浮物粒径小于金属膜滤芯孔径，金属膜过滤器无法实现有效过滤。

表1 悬浮物粒径中值统计表 /μm

依据埕北326井压汞资料，该井区储层最大连通孔喉半径为 0.30～17.24 μm，平均 7.67 μm；孔喉半径平均值主要分布于0.30～4.03 μm之间，平均孔喉半径均值2.02 μm，高于悬浮物粒径中值，满足油藏注水要求。通过和技术部门合作并试运行3个月后，该区块整体正式转入注水开发。

由于水质标准中只以渗透率作为划分水质指标的依据，而没有考虑到孔喉因素，因此导致该区块注水不达标，需要加以完善[4]。

2.3 水质标准层级需要在中低渗端细化

目前注入水水质标准划分为5级，分别是：小于10×10-3μm2、10×10-3~50×10-3μm2、50×10-3~500×10-3μm2、500×10-3~1 500×10-3μm2和大于 1 500×10-3μm2。而目前主要开发的低渗油藏渗透率一般在5×10-3μm2以内，而该阶段的储层没有划分标准。在第3 级别中，50×10-3~500×10-3μm2的跨度达 10 倍，不利于精细注水管理[5]。因此现有标准在中低渗油藏端精细程度不够，难以满足油藏需求。

3 改进建议

3.1 在标准中增加矿化度指标

建议在水质控制指标中加入注入水和地层采出水的矿化度比值指标，用来评价注入水能否适应油藏的需求。

3.2 标准的级别划分用渗透率和孔喉直径双重因素

建议利用储层的空气渗透率和平均孔喉直径两个参数为依据，对注入水水质级别进行划分，能够更好地反映油藏特点，提高适应性。

3.3 精细中、低渗油藏的水质标准

建议进一步细化水质划分标准，增加小于5×10-3μm2、5×10-3~50×10-3μm2、50×10-3~200×10-3μm23个级别，更好地适应油藏需要。

[1]国家能源局.碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法:SY/T 5329—2012[S].北京:石油工业出版社，2012.

[2]吴 锋,李晓平,廖伍彬,等.注水水质对低渗油藏开发指标的影响研究[J].特种油气藏,2007,14(4):68-71.

[3]高奎成,刘 健,尹利国.低渗油藏注水能力下降分析及解决措施[J].石油天然气学报,2005(S3):136-137.

[4]任德强.低渗油藏注水工艺研究与应用[J].中国化工贸易,2015,7(33)：20-22.

[5]刘维震.关于油田注水水质标准及水质评价的探讨[J].石油工业技术监督,2003,19(7):3-6.

Injection water quality is an important factor affecting reservoir development effect.The selection of water quality standards according to reservoir characteristics is an important method for efficient development and low cost operation of oilfields.In view of the existing problems of water injection quality in the development process of low permeability blocks on the east slope of Chengdao Oilfield,the deficiencies in the current water quality standards are found out,and some improvement suggestions are put forward.

low permeability reservoir;water injection quality;pore throat radius

李丙贤（1982-），男，高级工程师，现主要从事油气田开发管理工作。

左学敏

2017-11-06