渭北油田注水水質(zhì)現(xiàn)狀評(píng)價(jià)與分析

唐 勤，程秋菊，李曉晨

（中國(guó)石化華北分公司實(shí)驗(yàn)中心，河南 鄭州450006）

渭北油田長(zhǎng)3油藏屬于低孔、特低滲型砂巖儲(chǔ)層，平均孔隙度12.2%，平均滲透率0.76×10－3μm2，通過(guò)前期勘探，長(zhǎng)3油層組17口探井試獲工業(yè)油流，開(kāi)發(fā)潛力巨大。為了有效保持儲(chǔ)層能量，最大限度地提高儲(chǔ)層采收率，2013年，開(kāi)始對(duì)該油田進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)。前期的研究發(fā)現(xiàn)，在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，注入水會(huì)與儲(chǔ)層巖石、流體接觸，并發(fā)生各種物理化學(xué)作用，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率惡化，使地層受到傷害。為了避免和減少這些不利因素，必須對(duì)注入水的水質(zhì)進(jìn)行評(píng)價(jià)與分析，確定合理可行的水質(zhì)指標(biāo)，從而達(dá)到保護(hù)油氣層、提高采收率的目的。

1 渭北油田注入水水源優(yōu)選評(píng)價(jià)

本次對(duì)渭北油田注入水水源的水質(zhì)現(xiàn)狀進(jìn)行了調(diào)查取樣，并按照SY／T 5329－2012標(biāo)準(zhǔn)對(duì)水源井水、宜君生活水、宜君地表水3種擬注入水的含油量、懸浮固體含量、平均腐蝕率、硫酸鹽還原菌（SRB）、腐生菌（TGB）和鐵細(xì)菌（IB）等主要指標(biāo)，以及總鐵量、溶解氧含量、侵蝕性二氧化碳含量等輔助指標(biāo)開(kāi)展了24樣次的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析評(píng)價(jià)（見(jiàn)表1）。

表1 渭北油田注入水水質(zhì)分析結(jié)果表

測(cè)試結(jié)果表明，3種擬注入水中，水源井的水質(zhì)較好，生活水次之，地表水較差。3種擬注入水的含油量、總鐵含量、硫化物含量等均達(dá)到了技術(shù)指標(biāo)要求；水源井水的懸浮物顆粒直徑中值為0.25μm，達(dá)到了技術(shù)指標(biāo)要求，但與渭北油田長(zhǎng)3油層的孔喉直徑（0.16μm～0.32μm）基本相當(dāng)，存在著潛在的固相顆粒堵塞風(fēng)險(xiǎn)；地表水的粒徑中值較高，不宜直接用作注入水；擬注入水的腐蝕速率（N80材質(zhì) ）、溶解氧、CO2含量、懸浮固體含量、TGB含量超標(biāo)，需要進(jìn)行防腐劑優(yōu)選、脫氣、水質(zhì)凈化、殺菌劑優(yōu)選及加量?jī)?yōu)化實(shí)驗(yàn)研究。

2 注水開(kāi)發(fā)效果影響因素分析

結(jié)合渭北油田注入水水源的水質(zhì)評(píng)價(jià)結(jié)果，對(duì)影響注水開(kāi)發(fā)效果的注入水水質(zhì)的腐蝕性因素以及注入水與地層水的配伍性進(jìn)行了分析。

2.1 影響注入水水質(zhì)的腐蝕性因素

現(xiàn)場(chǎng)分析認(rèn)為，影響渭北油田注入水水質(zhì)的腐蝕性因素主要有溶解氧、CO2含量和細(xì)菌。

2.1.1 溶解氧

在實(shí)驗(yàn)溫度60℃ 條件下對(duì)不同含氧量的水樣進(jìn)行腐蝕速率測(cè)定實(shí)驗(yàn)（見(jiàn)圖1），其結(jié)果顯示，注入水對(duì)N80鋼級(jí)掛片的腐蝕速率隨著溶解氧含量的增加而增加，這是由于當(dāng)注入水中存在氧時(shí)，形成的疏松腐蝕產(chǎn)物會(huì)與鋼鐵構(gòu)成電化學(xué)腐蝕電池導(dǎo)致的。同時(shí)，由于渭北油田注入水礦化度為1 000mg／L～6 000mg／L，電解質(zhì)濃度較高，導(dǎo)電能力較強(qiáng)，使得溶解氧對(duì)腐蝕的影響較大。實(shí)驗(yàn)結(jié)果的綜合分析認(rèn)為，要將注入水的腐蝕速率控制在0.076mm／a以內(nèi)，注入水的溶解氧含量應(yīng)控制在0.74mg／L以內(nèi)。

圖1 N80鋼級(jí)掛片腐蝕速率與溶解氧含量的關(guān)系圖

2.1.2 CO2含量

制備不同CO2含量的清水樣，與蒸餾水樣進(jìn)行腐蝕速率對(duì)比測(cè)定實(shí)驗(yàn)（見(jiàn)圖2），其結(jié)果顯示，各水樣對(duì)N80鋼級(jí)掛片的腐蝕速率隨著CO2含量的增加而增加，這是由于CO2溶于水后以碳酸根離子形式存在，使得水的pH值降低，腐蝕性增強(qiáng)。同時(shí)，隨著注入清水含氧量增加，掛片的腐蝕速率也會(huì)增加，其增幅由CO2濃度決定，這說(shuō)明水中溶解氧的存在導(dǎo)致CO2對(duì)掛片的腐蝕性增強(qiáng)。

圖2 N80鋼級(jí)掛片腐蝕速率與CO2含量的關(guān)系圖

2.1.3 細(xì)菌

渭北油田注水水質(zhì)測(cè)試結(jié)果表明TGB超標(biāo)，這主要?dú)w因于TGB的好氧性，注入水中溶解氧的含量越高，越有利于細(xì)菌的生長(zhǎng)繁殖。前期研究表明，TGB的大量生長(zhǎng)繁殖會(huì)形成大量粘性物質(zhì)，而這些粘性物質(zhì)吸附在管壁和設(shè)備上，通過(guò)形成氧濃差電池產(chǎn)生腐蝕，特別是能夠?yàn)榱蛩猁}還原菌造成厭氧條件，從而促進(jìn)硫酸鹽還原菌的腐蝕作用。

用渭北油田注入水進(jìn)行的室內(nèi)靜態(tài)TGB腐蝕試驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)注入水中TGB含量為100～1000個(gè)／ml時(shí)，高含氧的注入水腐蝕速率增加了0.85～1倍。渭北油田注入水中溶解氧的含量超標(biāo)10mg／L左右，這是導(dǎo)致TGB大量生長(zhǎng)繁殖的主要因素。

2.2 注入水與地層水的配伍性

大量巖心結(jié)垢流動(dòng)試驗(yàn)表明，注入水與地層水的配伍性不好，會(huì)造成嚴(yán)重的地層傷害。模擬儲(chǔ)層溫度40℃ 條件下注入水與地層水的配伍性分析的實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表2）表明，兩種水按照不同比例混合后，存在著結(jié)垢趨勢(shì)加大、固相顆粒粒徑加大、腐蝕趨勢(shì)加大等不利因素。

表2 渭北油田地層水與水源井水配伍后測(cè)試結(jié)果表（40℃條件下）

當(dāng)?shù)貙铀c水源井水的配比在（1∶4）、（2∶3）、（3∶2）、（4∶1）時(shí)，腐蝕速率則在（0.362 4～0.529 1）mm／a之間，大于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)平均腐蝕率（≤0.076mm／a）的要求。

當(dāng)?shù)貙铀c水源井水的配比在（1∶4）、（2∶3）、（3:2）、（4∶1）時(shí)，存在著碳酸鈣垢、硫酸鍶垢的變化趨勢(shì)。隨著注入量的逐漸增加，混合水中的固相顆粒粒徑中值由0.250μm增加至57.278μm，大于儲(chǔ)層孔喉直徑（0.16～0.32）μm的1／3（按照架橋理論指標(biāo)要求 ），因此存在潛在的固相傷害。

3 注水水質(zhì)治理措施建議

通過(guò)對(duì)渭北油田注入水水質(zhì)現(xiàn)狀調(diào)查與注水開(kāi)發(fā)影響因素分析，提出以下幾點(diǎn)注水水質(zhì)治理措施建議:

1）渭北油田溶解氧含量在10mg／L左右，且地層水質(zhì)分析為CaCl2型，因此不宜采用常規(guī)的亞硫酸鈉除氧劑，建議采用真空法除氧；針對(duì)注入水中懸浮物固體，建議采用膜分離技術(shù)，完善精細(xì)過(guò)濾裝置，選擇較好的濾料，并對(duì)濾料定期更換，以提高注水水質(zhì)達(dá)標(biāo)率。

2）渭北油田注水井TGB含量超標(biāo)，需要有針對(duì)性地對(duì)殺菌劑進(jìn)行篩選，并優(yōu)化殺菌劑加量。由于細(xì)菌對(duì)藥劑有很強(qiáng)的適應(yīng)能力，即對(duì)殺菌劑會(huì)產(chǎn)生抗藥性，建議準(zhǔn)備2種殺菌劑輪換使用，當(dāng)?shù)?種產(chǎn)生抗藥性時(shí)，立即換第2種。同時(shí)，應(yīng)采取定期倒罐、清罐、清隔油池等措施來(lái)有效減緩腐蝕，減少藥劑消耗量，改善注水水質(zhì)。

3）渭北油田注入水與地層水配伍性較差，建議開(kāi)展緩蝕劑、阻垢劑優(yōu)選以及加量?jī)?yōu)化實(shí)驗(yàn)研究。目前，在油田水處理中常用的阻垢劑為有機(jī)膦酸、膦羧酸、有機(jī)磷酸酯、天然防垢劑等，可參照SY／T 5673－93油田用防垢劑性能評(píng)定方法，根據(jù)沉淀反應(yīng)達(dá)到平衡后溶液中未被沉淀的被測(cè)組分的量，來(lái)篩選油田注入水與地層水配伍防垢劑。

4 結(jié)論

1）渭北油田注入水中懸浮物顆粒直徑中值為0.25 μm，懸浮固體含量為1.4mg／L，均達(dá)到注水水質(zhì)指標(biāo)，對(duì)地層的堵塞傷害較小。

2）注入水的腐蝕速率、溶解氧、CO2含量、懸浮固體含量、TGB含量超標(biāo)。

3）注入水與地層水配伍性較差，存在著結(jié)垢趨勢(shì)加大、固相顆粒粒徑加大、腐蝕趨勢(shì)加大等不利因素。

4）建議采用密閉真空除氧、精細(xì)過(guò)濾、殺菌防腐、加藥防垢等配套注水處理技術(shù)，以改善渭北油田注水水質(zhì)，確保長(zhǎng)期穩(wěn)定注水，提高注水開(kāi)發(fā)效果。

［1］唐海，趙金洲，李軍，等.注入水水質(zhì)對(duì)儲(chǔ)層適應(yīng)程度評(píng)價(jià)方法研究［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2003，22（6）:33－35.

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