青海油田低渗油藏回注水水质改善技术

郭利霞 李春保 夏兵 崔浪 张梦千

（1.青海油田公司采油二厂；2.青海油田公司钻采工艺研究院）

1 背景介绍

目前国内低渗难开采油藏最有效的开发方式就是通过加强注水，提高地层能量，最终提高单井产能和采收率[1-2]。随着开采时间的延长，采出污水量逐渐增加，为防止污水对环境造成污染，将油田污水处理后进行回注是最好的选择。回注污水必须满足油田注入水质标准，且要与地层水有较好的配伍性[3-4]。

油田污水经处理后回注既可避免环境污染，补充地层能力，又能节约生产成本，为油田带来良好的经济效益。但不合格的注入水不仅会伤害地层，还会引起水系统的腐蚀结垢问题[5-8]。

乌南油田油砂体横向连片性较差，油藏储层渗透率低（平均渗透率为9.2×10-3μm2），储层具有中等水敏性。乌南油田注水平均压力21.8MPa，注水井最高注水压力32MPa，其中注不进、欠注井30多口，主要分布在乌101区块。该油田回注污水来源复杂，处理难度大，联合站的污水处理工艺老化简单，且下游存在污染问题，导致下游水质不达标现象[9-10]。

针对该油田区块污水处理后回注过程中存在的一系列问题，从源头开始，对固体悬浮物、沿程SRB菌、沿程腐蚀等主要影响指标进行整改，控制注入水质沿程二次污染问题，从而全面提高油田井口水质达标率。

2 回注水指标

通过对注入水的悬浮固体含量、粒径中值、含油量和细菌浓度、硫化物含量、铁离子含量、碱度及溶解氧等岩心伤害实验及注入水与产出水的配伍性实验，建立适合该低渗油田注入水的水质标准，注入水水质标准见表1。

表1 注入水水质标准

3 存在问题

3.1 悬浮物固体含量超标

水质监测发现，源头水质达标的前提下，井口水质仍然存在超标现象。2019年，乌南联合站、乌101注水站、乌南注水站、井口固体悬浮物单项指标达标率分别为：57.7%、32.2%、38.7%、24.6%。联合站、注水站、井口水质达标率分别为89.6%、88.9%、85.1%。水质达标率从处理站到井口有着大幅度下降，其中降低幅度最大的指标是固体悬浮物含量，主要受沿程水质二次污染影响。注入水水质固体悬浮物不达标，会堵塞地层，造成地层伤害，使得注水压力升高，注水困难，降低水驱效率，沿程水质达标率检测情况见表2。因此解决此问题，对于油田开发尤为重要。从各节点水质单项水质达标率监测、分析得出以下结论：腐蚀率、TGB、FB、粒径中值基本完全达标；悬浮物含量严重超标，沿程悬浮物达标率呈现大幅下降趋势；井口水质达标率低主要受悬浮物影响。

表2 沿程水质达标率检测情况 单位：%

3.2 腐蚀结垢严重

水系统节点检查发现，管线存在腐蚀结垢严重问题，水系统节点腐蚀监测情况见表3。监测沿程水质发现，SRB含量自上游到下游，含量逐步升高，其中联合站0个/mL、注水站10个/mL、井口25个/mL。

表3 水系统节点腐蚀监测情况

沿程硫酸盐还原菌在高硫酸盐的环境系统中大量繁殖，引起注水系统硫化氢含量急剧增加；导致注水系统管网、管柱腐蚀加剧；井口水质发黑变臭；井口水质达标率低等突出问题，SRB菌监测情况见图1。因此，需对注水系统沿程SRB进行有效治理，解决其大量繁殖所引起的诸多问题。

图1 SRB菌监测情况

4 水质改善措施

4.1 固体悬浮物治理及效果

造成沿程悬浮固体增加的主要原因（有机和无机成分含量），包括：含油在水中的累积；细菌在水中生长；可溶性钙镁离子发生化学反应导致生成不溶物；管线腐蚀导致铁含量增加形成铁物质沉积；酸不溶性物质在管线中逐步累积等。解决沿程悬浮固体增加，经过一段时间监测及分析总结，采取以下措施后，注入水质得到有效改善：

1）加强监测力度，根据现场情况，做室内实验，及时调整絮凝剂浓度。其中生物激活剂加注150×10-6，絮凝剂175×10-6，助凝剂3×10-6。处理单方水。破乳剂加药浓度从80×10-6调至30×10-6，效果明显。

2）加强联合站叠螺式污泥脱水机机运行机制，由原来的间歇运行调整为24h运行，日污泥处理量由原来的2m3/d提升至4m3/d，累计处理含油污泥1050m3。固体悬浮物综合达标率99.4%，比上年提升44.6%。

3）加强水处理设备维护力度，加强设备排污、反洗。更换联合站双滤料过滤器。

4）将注水井洗井、管线冲洗作为精细注水管理的一种常规手段，加强注水井洗井、管线冲洗全过程监控管理，对施工质量进行督查。

5）W101注水站注水罐实现定期排污，降低罐内杂质对水质的二次污染。固体悬浮物达标率96.4%，比上年提升64.2%。

4.2 防腐蚀对策及效果

通过对注水系统沿程SRB进行有效治理，解决管网腐蚀，水质差等诸多问题：

1）从源头抑制硫酸盐还原菌的繁殖与生长，采用添加生物激活剂，培养硝酸盐还原菌的方法；硝酸盐还原菌与硫酸盐还原菌在对有机碳源竞争中占优，从而抑制了硫酸盐还原菌的繁殖与生长。

2）为减少盐腐蚀，储罐内置了阴极保护器。

3）在线腐蚀监测仪，能够有效监测管线腐蚀，运行维护提供决策依据。

4）压力允许范围内，采用玻璃钢管对已腐蚀管线进行更换。

5）密切监测水处理站、注水站、井口沿程SRB含量，掌握变化规律。针对沿程硫酸盐还原菌滋生，硫化物上升问题，采用生物激活剂作为沿程硫酸盐还原菌治理措施，通过不断调整加量，并在W101、WN注水站加注生物激活剂，抑制沿程SRB二次污染。生物激活剂由120×10-6调整为150×10-6，试验区各点硫化物均控制在5～10mg/L以内，全年井口硫酸盐还原菌综合达标率100%。

按照腐蚀监测“区域性、系统性、代表性”的原则，对油田区域、生产系统各个环节选择能达到以点带面的监测点，防腐蚀监测数据见表4。监测平均腐蚀速率为0.06mm/a，达到指标要求（0.076mm/a）。

表4 防腐蚀监测数据

4.3 防腐蚀对策及效果

经过工艺技术改进及管理提升工作，注水水质指标得到有效改善。井口固体悬浮物和SRB指标得到有效控制，在乌南联合站与乌南井口的测试中固体悬浮物含量指标为8mg/L，实际测试为4mg/L；SRB菌指标为10个/mL，实际为25个/mL；井口综合水质达标率指标为92%，实际为98.0%、97.2%。

5 结论及建议

该油田污水处理及回注水指标控制的关键因素，主要是控制好固体悬浮物和硫酸盐还原菌两个关键指标，控制方法主要如下：

1）加强注入水沿程水质监测，及时调整污水处理药剂浓度，有效控制固体悬浮物指标，确保油田注水质量，实现油田注够水，注好水。

2）污水系统管线腐蚀严重，后期维护难度大，不定期对污水管线进行腐蚀监测，并及时维护更换。

3）不定期对节点储水罐进行油、水、泥沙界面探取，加大储水罐的排污力度。

4）在水系统下游各节点添加微生物抑制剂，从源头来水控制SRB菌，不仅降低了输油管线的腐蚀率，对联合站污水中硫含量、SRB菌含量的控制起到积极的作用。