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时间:2018-11-13
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1、低渗透油田注水水质对油田开发的影响张培智杨小亮颜培国(中a石化集团胜利汕田分公司河口采汕厂,山东东营257200)摘要大王北油H1人37块足典型的低渗透油藏,注水开发共经历丫四个注水时期,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,水并并况变差局部并网不完善,区块开发效果变差。良好的水质是人王北油田大37块良性开发的基础。关键词低渗透;浅层水;污水;开发1、注水历程回顾大37块于1984年钻探大37井发现沙二段油藏,区块含油而积17.7km2,地质储量1738xl(/t,可
2、采储^368x1(^。平均空气渗透率27.8xl0A!m2,孔隙度16.6%,岩石具有强亲水性,孔隙结构以粒间孔为主,储集性较差,易造成堵塞。大37块自1990年面积注水井网投入开发注水开发以來,以水质为标准共划分为四个注水时期:1991-1996年底,浅层水注水期;1997-1999年,部分井改为污水回注注水期;1999-2004年,全部转为污水回注注水期;2004年7月大37块丙北扩改注浅层水期。表1.各时期人37块注水水质监测表油田监测円期注入层渗透率(K)检测点悬浮同体颗粒直径含油量总铁溶解氧腐生
3、菌硫酸盐还原菌SRB个/ml腐蚀率备注标准范围mg/1urnmg/1mg/1mg/1个/mlmm/a<0.10um2三级标准3280.050.5n*10八2250.0761995.6大462.960.0210500.04561997.4大北站17.44.70.0525200.0479好1997.2大北站22.7100.120025000.077差1997.11大25-251500.02100250.103差2000.6大25-251500.050.0110100.108好2000.6大北站22.517.3
4、0.10.05201000.052差2003.6大北站22.520.60.050.03070000.065好2004.2大北站48.71130.040.05070000.065差2005.9大北站10.0631.690.030.022.5110000.06好2011.11大北站60197.40.050.022.5110000.06差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,
5、符合注入要求。该时期汕井转注,主要集中在1991-1994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nJ看出浅层水冋注后,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年部分水并改用大北站污水回注,该段吋期大37块部分井改用污水冋注,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高于注浅层水的上升幅度。该时期由于同体颗
6、粒和含油:W: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。fli现有水井但是却注采不完善现象,增大该区块地层亏空,影响区块开发效果。1.31999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并吸水能力下降。污水颗粒含量以及含油量超标,是标准的4一10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0.33Mpa/yo水质从表1我们看出,污水颗粒含S以及含油fi严重超标,分别
7、超出标准的8.6—16.2倍和1.6-13.1倍之多,硫酸盐还原菌超出了标准的1.8-439倍。水质超标的严重造成的结果是导致了大37等7LI水井套管损坏后大修以及大北9-15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汕田注入污水屮超标的悬浮固体颗粒、原汕、硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等对管柱及汕层造成危害的物质。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
8、成一系列的危害,他们既足堵塞源也足腐蚀源。2.2大37块水质影响油田开发首先我们从表1可了解到在注水开发阶段大37块各时期注入水水质情况。大37块注入水超标的指标主要有:悬浮颗粒、含汕量、硫酸盐还原菌,给大37块的注水带来了很大的影响。注入水中悬浮颗粒、含油量超标,直接堵塞水井近井地带孔喉,渗透率下降,水并注不进,山现有水井但却注采井网不完善现象,影响油田注水开发。大37块水井注入水中悬浮颗粒、含油量超标导致该块自1997年以
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