碳酸盐岩油藏注水水质标准关键性指标研究

王景平 周海刚 魏旭 潘阳秋 周兆院 何龙 孙振华 董晓通

摘 要：由于目前国内没有碳酸盐岩油藏相关的注水水质标准，现行的碎屑岩油藏注水水质行业标准适应性差、油藏针对性不足。因此，本文以碳酸盐岩油藏为对象，分别对含油量、悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值等水质关键性指标进行研究，确定出碳酸盐岩油藏注水水质指标要求。本文研究结果更加符合碳酸盐岩油藏的特点，既可以实现经济注水，更能消除低要求注水的油藏伤害，为碳酸盐岩油藏注水水质标准的建立进行有效指导，对国内外同类油田的注水开发也具有借鉴意义。

关键词：碳酸盐岩油藏，注水水质，水质指标

按照2015年国土资源部全国油气资源动态评价结果显示，海相碳酸盐岩油藏资源量至少300亿吨，占全国油藏资源的88%以上[1]。全国海相碳酸盐岩油藏探明储量29亿吨，中石化主要集中在西北油田、胜利油田潜山油区，油藏资源探明程度较低（低于10%），是今后深入开发、保障国家原油供给的主战场。

1 国内碳酸盐岩油藏注水水质标准现状

经调研发现，目前国内各油田碳酸盐岩油藏的注水开发尚无统一的注水标准或推荐指标[2]。我国以碎屑岩油藏为主要对象，制定了行业标准SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》[3]，规定了碎屑岩油藏注水水质的基本要求、推荐指标及检测水质的分析方法，适用于碎屑岩油藏不同渗透层对注水水质的要求和油藏注入水的水质分析。

碳酸盐岩油藏按照发育程度差异，储集和流动单元从微米-毫米级裂缝到百米级溶洞，尺度不一而足，显著区别于常规微米级孔隙的碎屑岩油藏。因此碎屑岩油藏注水水质标准的适应性明显变差，油藏针对性明显不足。当前，中石化的西北油田、胜利油田潜山油区、中石油的塔里木油田、华北油田碳酸盐岩油藏注水水质标准基本照搬SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》，具体指标在其最低要求上“酌情放宽”，实际执行过程中存在要么严抠碎屑岩油藏行标导致水处理过度、要么以能力反定要求两种极端。

鉴于上述情况，本文专门针对影响碳酸盐岩油藏注水水质的关键性指标进行研究，以适应当前注水开发的需求，填补国内空白。该注水水质关键性指标的确定，能有效指导中石化范围内碳酸盐岩油藏的注水开发，对国内外同类油田的注水开发也具有借鉴意义。

2 关键性指标讨论

碳酸盐岩油藏注水水质主要有两方面影响：（1）对油藏高效开发的影响，主要影响因素为含油量、悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值；（2）对水处理系统、注水管网及井下管柱的腐蚀影响，主要影响因素为平均腐蚀率和点腐蚀速率。

细菌（SRB、TGB、IB）是平均腐蚀率和点腐蚀速率的影响因素之一，且在一定条件下，可导致水中悬浮物增加或造成堵塞，因此对细菌含量的控制非常有必要。碳酸盐岩油藏注水水质普遍具有高矿化度的特点，细菌含量较少，但鉴于个别油田可能存在含有少量细菌的情况，因此在注水水质辅助性控制指标中增加SRB、TGB、IB含量指标。另外，溶解氧含量、硫化物含量、侵蚀性二氧化碳含量也是腐蚀速率的影响因素，可作为辅助性指标，进一步强化水质腐蚀性标准要求。

3 注水水质主要控制指标

3.1 油藏开发相关指标

根据碳酸盐岩油藏注水开发水质指标控制需要，设计开展岩心伤害试验，根据试验结果，确定出含油量、悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值3项水质主要控制指标。

由于碳酸盐岩油藏的流动主要受裂缝而非溶洞制约，因此总结分析了西北油田与胜利潜山油区13口电成像测井裂缝数据和100余口实钻岩心裂缝观测数据，成像测井数据和岩心观测数据统计表明平均裂缝开度为0.0845mm。因此以0.0845mm为界，将碳酸盐岩油藏分为欠发育油藏和发育油藏两类典型。

针对含油量、悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值3项水质主要控制指标，分别配置不同含油量、不同悬浮固体含量、不同悬浮物颗粒直径中值的模拟地层水，开展水驱5000倍通道体积的驱替试验，分析3项主要控制指标对裂缝/缝洞等效渗透率的影响。从现场注水效果统计结果出发，裂缝/缝洞的等效渗透率保留率60%是水驱效果的重要分界点，因此将该点作为长期水驱后渗透率保留率的目标点（如图1所示）。

0.02～0.0845mm裂缝组合的欠发育油藏模型，水驱5000倍裂缝体积后，以等效渗透率保留率60%为目标，确定注入水中含油量≤20mg/L，悬浮固体含量≤30mg/L，悬浮物颗粒直径中值≤30μm（如图2所示）。

0.0845mm裂缝及以上尺度的发育油藏模型，水驱5000倍裂缝/缝洞体积后，以等效渗透率保留率60%为目标，确定注入水中含油量≤50mg/L，悬浮固体含量≤45mg/L，悬浮物颗粒直径中值≤45μm（如图3、图4、图5、图6所示）。

根据上述试验结果，确定了碳酸盐岩油藏注水水质含油量、悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值3项主要控制指标（见表1），保证长期注水不伤害储层。按照试验后确定的新指标，更加符合碳酸盐岩油藏的实际情况，彻底避免了“大马拉小车”问题。

3.2 腐蚀控制相关指标

与腐蚀相关的控制指标主要包括平均腐蚀率和点腐蚀速率。参考SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水质指标及分析方法》规定平均腐蚀率≤0.076 mm/a。

缺乏点腐蚀速率指标要求，往往会出现水质指标正常，但腐蚀穿孔却频繁发生的现象。因此针对碳酸盐岩油藏地层水回注点腐蚀性强的特点，增加点腐蚀速率指标。GB 50350-2015《油田油气集输设计规范》规定，原油集输管道腐蚀裕量对于较严重腐蚀不宜大于4mm；对于天然气集输管道，管输介质含有水、硫化物、二氧化碳等酸性介质时，腐蚀裕量宜取1～4mm。油田采出水腐蚀性较原油和天然气都较强，腐蚀裕量按4mm设计较合理。按照15年的管道使用寿命，管道的点腐蚀速率应不大于4mm/15年，即点腐蚀速率应不大于0.267mm/a。碳酸盐岩油藏注水水质平均腐蚀率、点腐蚀速率指标要求见表1。

4 注水水质辅助性控制指标

水质的主要控制指标已达到注水要求，可以不考虑辅助性指标；如果达不到要求，为查其原因可进一步检测辅助性指标。注水水质辅助性指标包括溶解氧、硫化物、侵蚀性二氧化碳、硫酸盐还原菌、铁细菌、腐生菌等。辅助性控制指标见表2。

溶解氧含量、硫化物含量、侵蚀性二氧化碳含量指标参考SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》。因碳酸盐岩的渗透率远大于碎屑岩的渗透率，因此参考SY/T 5329-2012，以碎屑岩油藏最大级别渗透率相应指标确定碳酸盐岩油藏注水水质腐生菌（TGB）、硫酸盐还原菌（SRB）与铁细菌（IB）含量指标。在参考SY/T 5329-2012的基础上，结合实际情况确定溶解氧含量、硫化物含量、侵蚀性二氧化碳含量等辅助性项目的指标。

4.1 溶解氧含量

氧是强腐蚀性介质，其腐蚀性远远超过二氧化碳、硫化物等腐蚀介质。依据SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》，油层采出水溶解氧含量应≤0.1mg/L。当溶解氧含量高于0.1mg/L时，随着溶解氧含量的升高，平均腐蚀率和点腐蚀速率均呈现快速上升趋势，因此溶解氧含量必须控制在0.1mg/L及以下（如图7、图8所示）。

4.2 硫化物含量

硫化物含量对腐蚀速率有着明显的影响，总体上随着硫化物含量的升高腐蚀速率呈现增大趋势。当硫化物含量低于2mg/L时，硫化物含量对平均腐蚀率和点腐蚀速率的影响程度较小；当硫化物含量高于2mg/L时，平均腐蚀率和点腐蚀速率均呈现快速上升趋势。因此，硫化物含量需控制在2mg/L及以下（如图9、图10所示）。

4.3 侵蚀性二氧化碳含量

侵蚀性二氧化碳含量对腐蚀速率有着明显的影响，总体上随着侵蚀性二氧化碳含量的升高腐蚀速率呈现增大趋势。当侵蚀性二氧化碳含量低于1mg/L时，侵蚀性二氧化碳含量对平均腐蚀率和点腐蚀速率的影响程度较小；当侵蚀性二氧化碳含量高于1mg/L时，平均腐蚀率和点腐蚀速率均呈现快速上升趋势。因此，侵蚀性二氧化碳含量需控制在1mg/L及以下（如图11、图12所示）。

5 结论和展望

对碳酸盐岩油藏注水水质关键性指标的研究结果，将有效指导碳酸盐岩油藏注水水质标准的建立，该标准将有效应用于中石化范围内碳酸盐岩油藏的注水开发，对国内外同类油田的注水开发也具有借鉴意义。专门制定的水质标准不再照搬碎屑岩油藏行标，更加符合碳酸盐岩油藏的特点，既可以实现经济注水，避免过度处理的浪费，更能消除低要求注水的油藏伤害。此外，标准实施后可降低水质腐蚀风险，有利于生态环境的保护，提升企业形象。

参考文献

袁长忠.塔河油田缝洞型碳酸鹽岩油藏回注水水质指标对渗透率的影响[J].油气地质与采收率，2014，21（03）：108-110+118.

沈安江，陈娅娜，蒙绍兴，等.中国海相碳酸盐岩储层研究进展及油气勘探意义[J].海相油气地质，2019，24（04）：1-14.

SY/T 5329-2012， 碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法[S].