楊興國

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

大情字井油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷中部。2000年投入開發(fā)，2003年實施注水開發(fā)，初期注水壓力10MPa以下，目前注水壓力已升高至16MPa，注水壓力明顯升高。2011-2016年欠注井?dāng)?shù)由40口升高至140口井，日欠注水量由900方升高至2534方，欠注問題日益突出，且現(xiàn)場實施負(fù)壓解堵等治理措施成功率僅為50%左右，治理效果較差。

1 注水井欠注機(jī)理認(rèn)識

油田注入水水質(zhì)指標(biāo)包括懸浮物、含油量、腐蝕率、細(xì)菌、溶解氧等幾項。懸浮物由于聚集架橋會對巖石孔道產(chǎn)生堵塞作用，以油層巖心孔隙結(jié)構(gòu)和喉道中值為依據(jù)，應(yīng)該嚴(yán)格控制注入水中固相顆粒的濃度和粒徑。特別是對于低滲透層注水，更應(yīng)該嚴(yán)格控制固相顆粒的粒徑。在SRB細(xì)菌存在的條件下，會有注入水顏色逐漸變黑，pH 變成酸性，而且H2S氣味大，管線腐蝕嚴(yán)重等問題。大情字井油田2011-2016年注入水水質(zhì)均不達(dá)標(biāo)，其中懸浮固相顆粒、SRB含量嚴(yán)重超標(biāo)。

1.1 懸浮固相顆粒對儲層影響分析

懸浮固相顆粒的特性在地層傷害中起到非常重要的作用。顆粒一旦被注入水?dāng)y帶到多孔介質(zhì)中，它就會在孔隙介質(zhì)中的彎曲通道中隨著注入水的流動而移動，它們將在孔隙骨架中被滯留、捕獲和沉淀，從而導(dǎo)致孔隙骨架的結(jié)構(gòu)發(fā)生不利變化，使地層巖石孔隙度和滲透率減小。ROQUE，G.CHAUVETEAU等人發(fā)現(xiàn)注入水中的懸浮顆粒在多孔介質(zhì)中滯留時有兩種滯留原理，一是流體在流動時導(dǎo)致懸浮物顆粒沉積在表面；二是多個顆粒在通過孔喉時形成架橋，而且他們設(shè)計了實驗把粒子滯留過程分成四個階段，即沉積、架橋、內(nèi)部堆積和形成外部濾餅（圖1、2、3、4）。

圖1 單顆粒沉積

圖2 多顆粒堵塞

圖3 顆粒的內(nèi)部堆積

圖4 外部濾餅的形成

1.2 大情字井油田注入水懸浮物對水井欠注影響分析

大情字井油田主要注入情聯(lián)站的污水，2011-2016年情聯(lián)站污水懸浮固相顆粒含量在9.8mg/l～83.5mg/l之間，平均為43.3mg/l，嚴(yán)重超過吉林油田公司注入水懸浮固相顆粒含量小于5mg/l的標(biāo)準(zhǔn)，而SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中對于滲透率小于10×10-3μm2的儲層，注入水懸浮固相顆粒含量的標(biāo)準(zhǔn)為小于1mg/l。

情聯(lián)站污水2011-2016年懸浮固相顆粒粒徑中值在0.031μm～148.7μm之間，而懸浮固相顆粒粒徑中值大于3.9μm的比例為72.68%，嚴(yán)重超過吉林油田公司注入水懸浮固相顆粒粒徑中值小于2μm的標(biāo)準(zhǔn)要求，而SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中對于滲透率小于10×0-3μm2的儲層，注入水懸浮固相顆粒粒徑中值的標(biāo)準(zhǔn)為小于1μm。

從國內(nèi)外對于懸浮固相顆粒含量、粒徑對儲層的傷害分析看，當(dāng)注入水懸浮固相顆粒含量為6mg/l、懸浮固相顆粒粒徑中值為4μm時，對于滲透率為50×0-3μm2的儲層傷害為滲透率下降25%左右。而情聯(lián)站注入污水的懸浮固相顆粒含量和粒徑中值均嚴(yán)重超過6mg/l和4μm，同時儲層滲透率要小于10×0-3μm2，因此，注入污水中懸浮固相顆粒含量對于大情字井油田水井儲層傷害是非常嚴(yán)重且不可逆的，也是影響水井欠注最主要的、最關(guān)鍵的因素。

1.3 大情字井油田注入水SRB含量對水井欠注影響分析

SRB對注水的影響主要有兩個方面：一是形成堵塞，二是破壞水質(zhì)。情聯(lián)站污水不僅懸浮固體顆粒含量超標(biāo)，SRB含量及腐蝕速率也嚴(yán)重超標(biāo)，2011-2016年情聯(lián)站污水SRB含量在110～950個/ml之間，平均620個/ml，超過了吉林油田公司注入水SRB含量小于110個/ml的標(biāo)準(zhǔn)要求，而SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中對于滲透率小于10×0-3μm2的儲層，注入水SRB含量的標(biāo)準(zhǔn)為小于10個/ml。室內(nèi)實驗與礦場試驗相結(jié)合測取情聯(lián)站污水對于井下注水工具、管柱的腐蝕速率為0.42～0.85mm/a，平均為0.65mm/a，約為腐蝕速率標(biāo)準(zhǔn)0.076mm/a的9～10倍，腐蝕速率同樣嚴(yán)重超標(biāo)。SRB含量超標(biāo)造成注水管線、井下工具管柱腐蝕，進(jìn)而導(dǎo)致水井欠注甚至注不進(jìn)。

2 注水井治理措施建議

通過對大情字井油田欠注井原因、機(jī)理分析認(rèn)識，提出了“以防為主、防治結(jié)合”的治理措施建議。

（1）“防”主要是采取有效水處理措施，保證注入水中固相懸浮顆粒、SRB含量符合標(biāo)準(zhǔn)[10]要求，以確保老井欠注情況不會進(jìn)一步惡化，同時保證新投注水井不會因水質(zhì)問題導(dǎo)致欠注；

（2）“治”采取“維護(hù)型措施+進(jìn)攻性手段”相結(jié)合的方式，保證常規(guī)洗井效果，短期出現(xiàn)欠注井采取負(fù)壓解堵，長期欠注井采取壓裂或酸化的措施，解決水井欠注問題。

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

大情字井油田2015年原油產(chǎn)量占乾安采油廠總產(chǎn)量的60%，97口欠注井影響產(chǎn)量約在10萬噸左右，欠注井的治理迫在眉睫。本文對于大情字井油田水井欠注原因、機(jī)理的認(rèn)識對乾安油田今后欠注井治理措施的選井及實施具有十分重要的指導(dǎo)作用。2016年H52井采取壓裂增注、H98井采取超聲波負(fù)壓解堵取得較好效果，日增注65方，累計增注3087方。兩口井措施的成功實施對于下一步措施選井及現(xiàn)場實施具有很好的借鑒意義。

4 結(jié)論

（1）2011-2015年大情字井油田注入水中固相懸浮顆粒平均含量43.3mg/l、粒徑中值粒大于3.9μm的比例為72.68%，兩項指標(biāo)均嚴(yán)重超過吉林油田對于注入水的標(biāo)準(zhǔn)要求，固相懸浮顆粒隨注入水進(jìn)入地層，堵塞地層孔隙導(dǎo)致有效滲透率下降，是造成水井欠注或注不進(jìn)的關(guān)鍵、根本原因。

（2）2011-2015年大情字井油田注入水中SRB含量在110～950個/ml之間，平均620個/ml，超過了吉林油田對于注入水的標(biāo)準(zhǔn)要求，造成了地面管線及井下工具管柱腐蝕結(jié)垢，一方面導(dǎo)致水井井況差導(dǎo)致欠注，另一方面腐蝕結(jié)垢產(chǎn)物隨注入水進(jìn)入地層，同樣導(dǎo)致地層有效滲透率下降，是造成水井欠注的另一重要原因。

（3）通過對大情字井油田幾個重點區(qū)塊注入水與地層采出水的室內(nèi)配伍性實驗分析可以看出，注入水與地層采出水的配伍性較差，是水井欠注的促進(jìn)因素。

（4）通過對大情字井油田欠注井原因、機(jī)理分析認(rèn)識，提出了“以防為主、防治結(jié)合”的治理措施建議，對乾安油田今后欠注井治理措施的選井及實施具有十分重要的指導(dǎo)作用，2016年現(xiàn)場試驗2口井，取得較好效果。