1、低渗透油田注水水质对油田开发的影响摘要：大王北油田大 37 块是典型的低渗透油藏，注水开发共经历了四个注水时期， 四个时期中注浅层水期注水井井况较好，区块产量稳定；注污水时期由于污水不达标，水井井况变差局部井网不完善，区块开发效果变差。良好的水质是大王北油田大 37 块良性开发的基础。 关键词：低渗透 浅层水 污水 开发 1、注水历程回顾 1.1 注浅层水期 从 1991 年至 1997 年陆续有大 46 等水源井投产，水井注浅层水。实验室证明浅层水与地层水配伍，由表 1 可看出个监测点的水质参数基本达到了低渗透油田的三级注入标准，符合注入要求。 该时期油井转注，主要集中在 1991-1994
2、 年底。统计数据显示，分析水井压力变化较小，注水压力基本稳定，由以上曲线可看出浅层水回注后，水井油压在 15-25MPa 范围内变化、波动，同时期油田开发效果好。1.2 局部注污水期 由于大北站污水量增加，大 37 块于 1997 年部分水井改用大北站污水回注，该段时期大 37 块部分井改用污水回注，由表 1 数据表明除腐蚀率、溶氧量参数基本达标外，其他水质参数不同程度超标，明显比注水源井水质变差。 注入污水导致水井注入压力上升幅度明显高于注浅层水的上升幅度。该时期由于固体颗粒和含油量较多造成水井冲换管柱 10 井次，注入压力高导致大 45 等井大修以及大 49 报废的后果。出现有水井但是却注
3、采不完善现象，增大该区块地层亏空，影响区块开发效果。 1.3 1999 年-至今大 37 块全部转为大北站污水回注 2003 年底之后，水井平均注水压力急剧上升，吸水指逐年下降表明该地区注水井吸水能力下降。污水颗粒含量以及含油量超标，是标准的410 倍。过多固体颗粒和油渍回注地层后，严重堵塞喉道，降低储层渗透率。水井年压力上升达 0.33 Mpa/y。水质从表 1 我们看出，污水颗粒含量以及含油量严重超标，分别超出标准的 8.616.2 倍和 1.613.1倍之多，硫酸盐还原菌超出了标准的 1.8439 倍。水质超标的严重造成的结果是导致了大 37 等 7 口水井套管损坏后大修以及大北 9-1
4、5 等井报废的严重后果。 2、水质不达标对油田开发的影响 2.1 低渗透油田水质污染机理 油田注入污水中超标的悬浮固体颗粒、原油、硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等对管柱及油层造成危害的物质。悬浮固体颗粒和原油在注入地层后充填于储集层中与其中白云质、灰质、泥质胶结，堵塞储层原有孔喉。硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等细菌从流程、设备到管柱、套管、地层会造成一系列的危害，他们既是堵塞源也是腐蚀源。 2.2 大 37 块水质影响油田开发 大北站出口污水的硫酸盐还原菌的含量是注入标准的 2-440 倍。含大量的硫酸盐还原菌会对注水流程、井下管柱、套管等造成腐蚀，大 37块在 5 年左右未动管柱水井作业时发现
5、井下管柱腐蚀严重。注水井注水压力升高，增加套管管壁承受压差，套管破损几率增大，统计 1997-2005年大 37 块共有 12 口水井套损，其中 6 口水井由于套损报废，已有 3 个井组钻更新井注水。 3、同种油藏水井注入不同水质的效果对比 认识到大北站污水水质超标对注水井的危害后，我们于 2004 年 7 月将报废井大北 10-22 转为水源井，投产供水给 16#站，注 6 口水井 。自2000 年后 16#注大北站污水，油压逐年上升至 2004 年开始下降；而吸水指数自 2000 年开始下滑至 2004 年底时开始上升，到 2005 年后压力及吸水指数基本趋于稳定。说明大 37 块西北扩注浅层水后，水井状况变好。而该段时期在 37 块南块大 48 井区水井油压上升，吸水指数下降，注水形势变差。除了两区块地层因素影响之外，主要原因是注水水质。 4、结论与认识 4.1 要实现低渗油田的高效能开发，区块注足水、注好水是先提条件。 4.2 低渗油田注水效果受地层因素、井距、注入水质等影响，目前大 37 块注入水质已经对该区块的注水开发产生了恶劣影响。 4.3 要解决大 37 块注水开发问题，最紧迫的就是改善水质。 参考文献 1童宪章.油井产状和油藏动态分析.北京：石油工业出版社，1981 2闫存章.低渗透油田开发技术.北京：石油工业出版社，2008
