海上W油田注水损害因素分析及水质指标研究

宁永庚

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

注水是目前世界上应用较为广泛和行之有效的一种油田开发方式，通过注水保持采油压力是油田开发的基本措施，也是实现油田长期稳产的根本途径[1-4]。为了满足节能减排的要求，海上油田大多采用生产污水代替海水作为注入水水源，而海上平台的生产污水通常是由多个油田的采出水混合而成，水源来源复杂，水质指标多变，如果水质指标控制不当，容易对注水段储层造成严重的堵塞损害[5-11]。因此，研究适合海上油田注入水的水质指标具有重要的现实意义。

海上W油田注水段储层孔隙度在3.8%～22.3%之间，渗透率在4.8～572.5 mD之间。其中W-1N段储层渗透率在6.7～85.0 mD之间，属于低渗储层；W-1H段储层渗透率在120.0～1 170.0 mD之间，属于高渗储层。目前，海上W油田在注水过程中出现了比较严重的储层损害现象，给油田的正常生产带来了较大的困难。因此，作者在分析海上W油田注水损害因素的基础上，室内以注入水的悬浮固体粒径(d)、悬浮固体浓度(SS)和含油量(O)为考察指标，开展适合W油田的注入水水质指标评价实验，以期为海上W油田的高效注水开发提供一定的技术支持。

1 海上W油田注水损害因素分析

海上油田注水过程中引起的储层损害与地层自身物性、地层流体性质、注入水水质指标以及注入水与地层水的配伍性等有关[12-14]。其中地层自身物性和地层流体性质是客观存在的，属于潜在因素；而注入水水质指标以及注入水与地层水之间的配伍性则是外部因素。海上W油田注水可能对储层造成的损害如下：

(1)储层物性造成的潜在损害。海上W油田注水段储层大部分属于低渗、中低渗储层，部分属于中高渗储层，渗透率低于50 mD的注水井在60%以上，如果注入水水质不达标，将会对注水段储层造成严重的堵塞损害。

(2)储层敏感性造成的潜在损害。海上W油田注水段储层粘土矿物含量较高，在5.6%～15.2%之间，平均为10%左右，且其组成以伊/蒙混层和高岭石为主，其次为绿泥石和伊利石，在注水过程中容易引起酸敏、速敏和水敏等潜在损害。

(3)注入水水质造成的堵塞损害。注入水中的堵塞物(悬浮固体、油类物质以及细菌等)可能会在注水过程中对储层造成一定的堵塞损害，结合海上W油田平台注入水水质分析结果，现场注入水中悬浮固体浓度以及含油量的变化较大，水质严重超标，注入地层会对注水段储层造成比较严重的堵塞损害。

综合以上分析结果，海上W油田在注水过程中注入水水质是造成储层堵塞损害的主要因素。因此，作者对海上W油田注入水的水质指标进行评价，以优选出适合不同渗透率储层的注入水水质指标，为提高海上W油田注水开发效率提供保障。

2 适合海上W油田注入水的水质指标研究

海上W油田注入水的成分比较复杂，其水质指标主要包括悬浮固体粒径、悬浮固体浓度、含油量、细菌含量以及腐蚀速率等；但从海上W油田注水井开采现场来看，注入水中悬浮固体粒径、悬浮固体浓度以及含油量是影响注水井堵塞和腐蚀的重要指标。因此，以这3个指标为考察对象研究适合海上W油田注入水的水质指标。根据目标油田储层物性参数，室内选取3组海上W油田不同渗透率的人造岩心(具体物性参数见表1)，分别用于悬浮固体粒径及浓度评价实验、含油量评价实验、综合指标评价实验。

表1 人造岩心的物性参数

2.1 悬浮固体粒径及浓度指标评价

首先，利用不同粒径的标准颗粒配制悬浮固体溶液，用微孔薄膜过滤器测定悬浮固体的浓度，用颗粒计数器测定悬浮固体的粒径。将1#～6#人造岩心抽空饱和蒸馏水40 h以上后，装入岩心夹持器中，在驱替流速为0.5 mL·min-1的条件下，用蒸馏水测定岩心在地层温度下的原始渗透率(K0)；以相同流速注入含不同浓度悬浮固体溶液的注入水进行污染评价，驱替至100 PV时停止实验，记录注入不同PV时的岩心渗透率，计算岩心渗透率损害率，考察不同悬浮固体粒径及浓度的实验流体对不同渗透率岩心的损害程度，结果见图1。

1#岩心：d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、K0=9.5 mD 2#岩心：d=3.0 μm、SS=5.0 mg·L-1、K0=10.6 mD 3#岩心：d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、K0=10.2 mD 4#岩心：d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、K0=556.4 mD 5#岩心：d=3.0 μm、SS=5.0 mg·L-1、K0=581.3 mD 6#岩心：d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、K0=572.6 mD

由图1可以看出，当悬浮固体指标从d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1增大到d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1时，不同渗透率岩心的渗透率损害率均明显升高，其中低渗岩心渗透率损害率的增幅较大，而高渗岩心渗透率损害率的增幅则相对较小。当驱替至100 PV时，1#、2#和3#岩心的渗透率损害率分别为10.9%、20.5%和32.5%，而4#、5#和6#岩心的渗透率损害率分别为7.9%、14.2%和17.9%，即当悬浮固体指标为d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1时，低渗岩心的渗透率损害率高于25%，而高渗岩心的渗透率损害率低于25%。因此，仅从悬浮固体粒径和浓度方面考虑，对于低渗岩心，最佳悬浮固体指标为d≤3.0 μm、SS≤5.0 mg·L-1；对于高渗岩心，最佳悬浮固体指标为d≤4.0 μm、SS≤8.0 mg·L-1。

2.2 含油量指标评价

选用海上W油田原油作为溶质基液，在原油中加入适量OP-10轻轻摇匀，再加入适量蒸馏水，控制适当的转速，配制成不同含油量的水包油型乳状液。按2.1方法进行岩心驱替实验，计算注入不同含油量的注入水后岩心的渗透率损害率，考察不同含油量的实验流体对不同渗透率岩心的损害程度，结果见图2。

7#岩心：O=8.0 mg·L-1、K0=10.1 mD 8#岩心：O=12.0 mg·L-1、K0=9.9 mD 9#岩心：O=15.0 mg·L-1、K0=9.7 mD 10#岩心：O=8.0 mg·L-1、K0=572.3 mD 11#岩心：O=12.0 mg·L-1、K0=542.7 mD 12#岩心：O=15.0 mg·L-1、K0=559.6 mD

由图2可以看出，当含油量从8.0 mg·L-1增加到15.0 mg·L-1时，不同渗透率岩心的渗透率损害率均明显升高，其中低渗岩心渗透率损害率的增幅较大，而高渗岩心渗透率损害率的增幅则相对较小，这与2.1的实验结果相似。当驱替至100 PV时，7#、8#和9#岩心的渗透率损害率分别为22.3%、29.6%和51.3%，而10#、11#和12#岩心的渗透率损害率分别为10.5%、16.2%和21.9%。即对于低渗岩心，当含油量为8.0 mg·L-1时，渗透率损害率低于25%，继续增大含油量，渗透率损害率高于25%；而对于高渗岩心，即使含油量增至15.0 mg·L-1，渗透率损害率仅为21.9%，低于25%。因此，仅从含油量考虑，对于低渗岩心，最佳含油量指标为O≤8.0 mg·L-1；对于高渗岩心，最佳含油量指标为O≤15.0 mg·L-1。

2.3 综合指标评价

在单项指标分析的基础上，开展水质综合指标评价。分别配制含不同悬浮固体粒径、不同悬浮固体浓度、不同含量油的综合实验流体，按2.1方法进行岩心驱替实验，计算注入不同综合指标注入水后岩心的渗透率损害率，考察不同综合指标的实验流体对不同渗透率岩心的损害程度，结果见图3。

13#岩心：d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=8.0 mg·L-1、K0=12.1 mD 14#岩心：d=5.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=12.0 mg·L-1、K0=11.3 mD 15#岩心：d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、O=15.0 mg·L-1、K0=10.8 mD 16#岩心：d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=8.0 mg·L-1、K0=549.2 mD 17#岩心：d=5.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=12.0 mg·L-1、K0=571.7 mD 18#岩心：d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、O=15.0 mg·L-1、K0=562.9 mD

由图3可以看出，当综合指标从d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=8.0 mg·L-1变化到d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、O=15.0 mg·L-1时，不同渗透率岩心的渗透率损害率均明显升高，其中低渗岩心渗透率损害率的增幅较大，而高渗岩心渗透率损害率的增幅则相对较小，这与2.1和2.2的实验结果均相似。当驱替至100 PV时，13#、14#和15#岩心的渗透率损害率分别为24.2%、39.2%和69.7%，而16#、17#和18#岩心的渗透率损害率分别为17.5%、19.6%和24.2%，即当综合水质指标为d=2.0 μm、SS=3.0 mg·L-1、O=8.0 mg·L-1时，低渗岩心(13#)的渗透率损害率低于25%，继续增大综合水质指标，低渗岩心渗透率损害率高于25%；而当综合水质指标为d=4.0 μm、SS=8.0 mg·L-1、O=15.0 mg·L-1时，高渗岩心的渗透率损害率低于25%。因此，从综合水质指标考虑，对于低渗岩心，最佳水质指标为d≤2.0 μm、SS≤3.0 mg·L-1、O≤8.0 mg·L-1；对于高渗岩心，最佳水质指标为d≤4.0 μm、SS≤8.0 mg·L-1、O≤15.0 mg·L-1。

3 结论

海上W油田注水可能对储层造成的损害因素主要包括储层物性造成的潜在损害、储层敏感性造成的潜在损害以及注入水水质造成的堵塞损害，其中注入水水质可能是引起海上W油田储层堵塞损害的主要因素。针对海上W油田W-1N段低渗储层，其最佳注入水水质指标为d≤2.0 μm、SS≤3.0 mg·L-1、O≤8.0 mg·L-1；而针对W-1H段高渗储层，其最佳注入水水质指标为d≤4.0 μm、SS≤8.0 mg·L-1、O≤15.0 mg·L-1。