探讨低渗透油田注水水质对油田开发的影响

郝志莲

摘要：我国油田企业具有充裕的低渗透原有储量，虽说近些年来，油田开发中运用了诸多新型技术、工艺、方法与材料，但注水开发依然是开发油田的重点方式，所占的比例较大。为促使油田注水开发低渗透开采收益的进一步增强，必须深入研究油田注水的水质问题，因此，本文重点分析油田注水当中的悬浮物与原油。

关键词：油田企业;注水水质;低渗透;开发影响

油田行业在具体注水过程中，影响注水效果的重点因素就是注水水质，待油田中注水不合格时，定会降低岩石的渗透率，并且下降的程度和渗透率大小息息相关。当注水不合格定会对地层渗透层造成严重的损害，而且对于非均匀性质造成更严重的影响。增大纵向渗透率的变异系数，最终对水驱的采收率结果十分不利。据实践表明，当注入不合格的水之后会对地层造成损害，并降低地层渗透的均匀性，随后地层渗透还会对采收结果造成影响，渗透率越小说明采收率也就越低。

1 回顾油田注水历程

以1984年钻探的大37油井发现的沙二段油藏为例，该油井区块的含油面积约为18k㎡，地质的储藏量约为1738×104t，可以采出的油量约为368×104t。空气平均的渗透率约为27.8×10-3u㎡，孔隙度约为16.5%，岩石的亲水性较强，孔隙的结构主要将粒间孔为主体，不具较高的储集性，极易形成堵塞。

1990年大37块开发注水井网以来，将水质量为标准注水共分成1991-1996年底，1997-1999年浅层注水期，1999-2004年部分井场改成回注污水注水期，2004年7月份大37块改成浅层注水期四个注水时期。

1.1 浅层注水期

自1991-1997年期间陆陆续续约有四十多个水源井正在进行投产，水井开始进行浅层注水。经过实践表明，浅层注水和地层水配伍对水质参数进行监测基本上能够达到油井低渗透注水的三级标准，完全符合注水的要求。

此时期的油井转注，具体集中于1991年至1994年的年底，据相关数据统计显示，研究水井压力的变化不大，基本上注水的压力比较稳定，通过相关学者对水井压力曲线进行观察了解到，浅层注水回注之后，水井的油压保持在20MPa范围左右进行转变及波动，同时开发油田具有良好地效果。

1.2 局部污水注入期

因大北站污水量的日益增加，自1997年大37块部分水井就开始改善使用大北站的污水回注方式，该阶段的大37块局部水井开始改用污水的回注方式，此种方式的不仅除蚀率、溶氧量基本达标，其他水质的参数存在具有不同程度的超标现象，明显比源井的注水质量差。

油井注入污水提高了水井注入压力的幅度显著改与浅层注水的升高幅度。因为该阶段的具有较多的含油量与固体颗粒，使得水井的冲换管柱为10井次，注水压力较高就是造成大45井大修及其大49井的报废后果。发现有水井但注采缺乏完善的现象，定会使区块的地层亏空进一步加大，并对区块的开发效果造成一定的影响。

1.3 转为大北站的污水回柱方式

自2003年年底后，水井注水的平均压力急剧升高，吸水的指标逐年降低说明该区域的注水井的吸水能力正在不断降低。污水颗粒的含量及其含油量严重超标，达到标准的5-10倍左右。固体颗粒与地层油渍回注较多，定会使厚道被堵塞，进而使储油层的渗透率大幅度下降。水井逐年压力提升率大约达到0.3MPa/y。污水颗粒的含量与含油量超标严重，分别超标为8-16.5倍与1.5-13倍以上，硫酸盐的还原菌超标达到1.5-439倍。水质严重的超标使注水结果是造成大37水井套管损坏之后大修及大北站9-15等经井场严重的报废后果。

2 水质不合格对开发油田造成的影响

2.1 低渗透污染油田水质的机理

在油田注水中固体颗粒、悬浮物、腐生菌、原油、铁细菌等超标都会危害到灌注以及油层。悬浮的固体颗粒与原油在地层注入后需要在储集层中与白云质、泥质胶结、灰质进行充填，并对原有的储层孔喉进行封堵。硫酸盐的还原菌、铁细菌、腐生菌等细菌从设备、流程至套管、管柱及地层定会造成诸多的侵害，这些细菌不仅是封堵源还是腐蚀源。

2.2 对大37块油田开发的影响

我们先要对深入了解大37块油井注水开发阶段各个时期注水水质的具体情况。该块注水超标具体包括：含油量、悬浮颗粒、硫酸盐还原菌，为大37块注水引来巨大的影响。

注水之中的含油量及悬浮颗粒超标，直接阻塞了水井近井区域的孔喉，渗透率逐渐降低，水井无法注水，发现水井但井网注采并不完善，对油田的注水开发具有严重影响。大37块水井注水中的含油量及悬浮颗粒超标使得该块从1997年之后统计有23井次因无法注入酸化增注，酸化的效果良好。但增注时会严重损害到套管，在上述酸化井当中，统计有6口井套管被损坏。

大北站出后的污水硫酸盐还原菌含量超过注入标准的5-440倍左右。含有大量硫酸盐还原菌定会腐蚀注水流程、井下管柱与套管，大37块五年卫未动管注水井的作业中发现管柱被严重的腐蚀。注水井的压力升高，加强套管管壁承压能力不强，套管损坏率较大，据统计1997年至2005年期间约有12口大37块水井套受损，其中因套损报废的水井为6口，3个井组更新了钻井注水。

3 比较同种油藏水井不同注水质量的效果

在认识大北站污水超标危害到注水井之后，在2004年7月将大北站10-22报废井改成水源井，16#站投产供水，注水井6口。继2000年之后大北站16#注污水，油压每年升高到2004年开始降低;而吸水的指数从2000年下降到2004年年底的时候又开始升高，直至2005年之后油井压力以及吸水指数基本稳固。表明大37块进行浅层水扩注后，水井的情況基本良好。而此阶段37南快48井区的水井油压升高，吸水的指数就会降低，注水的形式也会逐渐变差。不仅有两区块的地层影响因素，具体因素即为注水水质。

4 结论与认知

（1）要想实现对油田进行高效能、低渗透开发，区块注入足够与优质的水质作为前提条件。

（2）油田低渗油注水效果受到地层井场距离、地质因素、注水质量等方面的影响，当前大37块井场的注水质量已经严重的影响到了该区块油田的注水开发。

（3）要想处理大37区块注水开发中存在的问题，急需改善油田注水的水质。

总而言之，注水水质对油层不具有较大的影响，当注水不达标时就会对地层造成破坏，对注水效果产生影响，为此，需采用相应的注水指标作为保障油田注水水质的重点因素。

参考文献：

[1]杨小亮，颜培国.低渗透油田注水水质对油田开发的影响[J].中国化工贸易，2013，5（z2）：299-299.

[2]李惠明.低渗透油田注水开发注水水质问题研究[J].中国石油和化工标准与质量，2017，37（12）：128-129.