國(guó)內(nèi)外油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)差異及原因分析

謝衛(wèi)紅 李冰 朱景義 黃啟玉 劉岱樓

（1.中國(guó)石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.中國(guó)石油大學(xué)；3.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京））

1 國(guó)內(nèi)外油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的差異

國(guó)外油田沒(méi)有統(tǒng)一的注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，我國(guó)雖然制定了統(tǒng)一的油田行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，但是，很多油田根據(jù)實(shí)際情況制定了適宜本油田的標(biāo)準(zhǔn)。國(guó)內(nèi)外油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的主要控制指標(biāo)基本相同，如，懸浮固體含量、粒徑、氧含量、腐蝕率、油含量和細(xì)菌含量等。對(duì)比國(guó)內(nèi)外油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)這些控制指標(biāo)的規(guī)定，其特點(diǎn)主要有：

一是，國(guó)內(nèi)外油田對(duì)腐蝕率、細(xì)菌含量、氧含量等指標(biāo)的規(guī)定大體相同。腐蝕率指標(biāo)一般規(guī)定為≤0.076mm/a。細(xì)菌含量控制指標(biāo)，一般將硫酸鹽還原菌的個(gè)數(shù)控制在＜25個(gè)/mL。腐生菌、鐵細(xì)菌等指標(biāo)，滲透率＞0.5μm2的地層，控制在1×104～10×104個(gè)/mL；滲透率為0.1～0.5μm2的地層，控制在1×103～10×103個(gè)/mL；滲透率＜0.1μm2的地層，控制在 1×102～10×102個(gè)/mL。溶解氧含量控制指標(biāo)，當(dāng)注入水為清水時(shí)，溶解氧含量≤0.5mg/mL；當(dāng)注入水為采出水時(shí)，溶解氧含量≤0.1mg/mL。

二是，國(guó)內(nèi)外油田對(duì)油含量指標(biāo)的規(guī)定基本一致。滲透率＜0.1μm2的地層，除美國(guó)及前蘇聯(lián)巴什基里亞油田外，其他注水標(biāo)準(zhǔn)一般要求油含量控制在5～10mg/L；滲透率為0.1～0.5μm2的地層，一般要求油含量控制在10～30mg/L；滲透率＞0.5μm2的地層，前蘇聯(lián)烏斯奇一巴雷克油田油含量指標(biāo)為100mg/L，前蘇聯(lián)薩莫特洛夫爾油田為70mg/L，除了這2個(gè)油田，其他油田一般要求油含量控制在15～50mg/L。因此，國(guó)內(nèi)外油田對(duì)油含量指標(biāo)的要求總體上相差不大。我國(guó)各油田油含量指標(biāo)具體見(jiàn)表1。

三是，對(duì)于懸浮固體含量、粒徑中值等指標(biāo)的規(guī)定差異較大。對(duì)于懸浮固體含量控制指標(biāo)，以滲透率＜0.1μm2的地層為例，注入水同樣為采出水的油田，長(zhǎng)慶油田標(biāo)準(zhǔn)為＜10mg/L，前蘇聯(lián)巴什基里亞油田標(biāo)準(zhǔn)為10～15mg/L，美國(guó)W．M．亨塞爾等油田標(biāo)準(zhǔn)為5mg/L，加拿大帕賓那油田標(biāo)準(zhǔn)為0.1～0.5mg/L，長(zhǎng)慶油田標(biāo)準(zhǔn)是加拿大帕賓那油田標(biāo)準(zhǔn)的20～100倍，可見(jiàn)差異比較顯著。對(duì)于滲透率＞0.5μm2的地層，前蘇聯(lián)烏斯奇一巴雷克油田標(biāo)準(zhǔn)為50mg/L，前蘇聯(lián)薩莫特洛夫爾油田標(biāo)準(zhǔn)為70mg/L，除了這2個(gè)油田，其他油田一般要求懸浮固體含量控制在5～30mg/L。

對(duì)于懸浮固體粒徑中值控制指標(biāo)，有的油田控制非常嚴(yán)格，如，俄羅斯的油田規(guī)定粒徑中值＜喉道1/5；美國(guó)某油田的非采出水注水粒徑中值＜喉道1/10；我國(guó)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，滲透率＜0.01μm2的地層，粒徑中值須≤1.0μm。有的油田的規(guī)定則比較寬松，如，美國(guó)希愛(ài)夫近海油田規(guī)定粒徑中值為2.0～10.0μm。另外，還有一些油田不將粒徑中值作為主要控制指標(biāo)，如，前蘇聯(lián)的巴什基里亞、薩莫特洛夫爾、烏斯奇一巴雷克油田，以及美國(guó)的W．M．亨塞爾油田等。我國(guó)各油田懸浮固體含量、粒徑中值等指標(biāo)具體見(jiàn)表2、表3。

表1 我國(guó)各油田油含量指標(biāo)對(duì)比*

表2 我國(guó)各油田懸浮固體含量指標(biāo)對(duì)比*

表3 我國(guó)各油田懸浮固體粒徑中值指標(biāo)對(duì)比

2 主要控制指標(biāo)的確定方法

2.1 巖芯試驗(yàn)法

采用巖芯試驗(yàn)法制定標(biāo)準(zhǔn)的基本思路是：根據(jù)達(dá)西定律，模擬油田的注入流體與注入條件，通過(guò)向巖芯樣品注入一定體積的流體，以巖芯滲透率的下降（即巖芯滲透率損害程度）不能超過(guò)一定數(shù)值來(lái)確定注入水的水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。我國(guó)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)及分析方法》、大慶油田、大港油田、江漢油田均采用此方法。

由于各油田的實(shí)際注水條件及對(duì)地層傷害標(biāo)準(zhǔn)的選取不同，巖芯試驗(yàn)的注入水體積（注入孔隙倍數(shù)，即PV數(shù)）、注入速度、巖芯滲透率損害程度等均不相同。如，大慶油田水驅(qū)注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)采用的條件為：注入水注入的PV數(shù)為25，注入速度為0.2mL/min，滲透率下降率＜30%；大慶油田聚合物驅(qū)注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)采用的條件為：注入水注入的PV數(shù)及注入速度與水驅(qū)相同，滲透率下降率＜40%（低滲透油藏為50%）；大港油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)采用的條件為：注入水注入的PV數(shù)為60，注入速度為0.5mL/min，滲透率下降率＜60%；江漢油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)采用的條件為：注入水注入的PV數(shù)為50～100，對(duì)于高滲透油藏、中滲透油藏和低滲透油藏，其滲透率下降率應(yīng)分別＜30%、＜20%和＜10%。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)法

采用現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)法制定標(biāo)準(zhǔn)的基本思路是：以巖芯試驗(yàn)為基礎(chǔ)，在現(xiàn)場(chǎng)注入壓力穩(wěn)定的情況下，統(tǒng)計(jì)現(xiàn)場(chǎng)注水水質(zhì)和注水井吸水能力的變化，若在一定時(shí)間內(nèi)因堵塞造成的下降率不超過(guò)一個(gè)數(shù)值（前蘇聯(lián)有學(xué)者考慮一年滲透率降低為5%，有學(xué)者認(rèn)為每年滲透率降低不超過(guò)10%～12%）［1］，且通過(guò)洗井或其他措施能夠恢復(fù)，即認(rèn)為水質(zhì)達(dá)到要求。最終制定水質(zhì)指標(biāo)時(shí)還要綜合考慮產(chǎn)生的措施費(fèi)用（包括洗井、壓裂、酸化、增注等）和水處理費(fèi)用的關(guān)系。

前蘇聯(lián)早期很多油田的水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)是按照巖芯試驗(yàn)法制定的，后來(lái)基本上是按照現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)法制定的。我國(guó)長(zhǎng)慶油田現(xiàn)行注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)也是采用現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)法，并結(jié)合采出水處理工藝現(xiàn)狀制定的。

2.3 方法對(duì)比

現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)法以能夠滿(mǎn)足實(shí)際注水需要為原則，規(guī)定的指標(biāo)比較寬松，更適合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，但是，措施費(fèi)用較高。巖芯試驗(yàn)法措施費(fèi)用較低，但是，控制指標(biāo)比較嚴(yán)格，水處理費(fèi)用較高。

3 注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)差異原因分析

對(duì)于相同滲透率、同種類(lèi)型的油藏，造成注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)控制指標(biāo)差異較大的主要原因：

一是，主要控制指標(biāo)的確定方法不同。采用現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)法制定的注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，其注水水質(zhì)指標(biāo)明顯高于采用巖芯試驗(yàn)法制定的標(biāo)準(zhǔn)。

二是，同樣采用巖芯試驗(yàn)法制定標(biāo)準(zhǔn)的油田，其試驗(yàn)條件各不相同。如，大慶油田、大港油田、江漢油田，其巖芯試驗(yàn)法的巖芯注入水體積、巖芯滲透率損害程度、注入速度等均不相同，特別是注入體積數(shù)和巖芯滲透率下降率的數(shù)值選取差異較大。

4 存在的主要問(wèn)題及建議

目前，多數(shù)巖芯試驗(yàn)存在的主要問(wèn)題：一是，注入水注入的PV數(shù)及巖芯滲透率下降率的數(shù)值選取沒(méi)有統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)，造成實(shí)際選取的數(shù)值差異較大；二是，注入水注入時(shí)間較短（一般為2～8h）、注入PV數(shù)較?。ㄒ话銥?0～200），不能很好地反映現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際注水情況；三是，多數(shù)巖芯試驗(yàn)沒(méi)有考慮反洗工況；四是，多數(shù)巖芯試驗(yàn)采用恒速法，實(shí)際注水的初始階段可能是恒速階段，然后為恒壓階段；五是，多數(shù)巖芯試驗(yàn)采用直線(xiàn)流的模型，實(shí)際注水為徑向流。

為了更好地反映實(shí)際注水情況，建議今后巖芯試驗(yàn)思路為：一是，巖芯試驗(yàn)注入的時(shí)間宜盡量長(zhǎng)，注入PV數(shù)盡量多；二是，巖芯試驗(yàn)盡量采用徑向流模型及恒壓法，且考慮反洗工況。

[1] 國(guó)外砂巖油田開(kāi)發(fā)編寫(xiě)組.國(guó)外砂巖油田開(kāi)發(fā)[M].哈爾濱:黑龍江科學(xué)技術(shù)出版社,1984.

[2] 郝艷華.國(guó)外油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)及水處理技術(shù)[J].石油技術(shù),1990,12(2):147-149.

[3] 孟桂萍.氣田水回注水質(zhì)指標(biāo)的研究[J].石油與天然氣化工,1995,24(2):114-122.

[4] 李曉群.2000年世界石油環(huán)?？萍及l(fā)展趨勢(shì)及我們的發(fā)展對(duì)策[R].北京:中國(guó)石油天然氣總公司信息研究所,2000.