渤南低渗透油田注水工艺及水质处理技术的发展

摘 要： 渤南油田投入注水开发25年来，注水方面逐渐暴露出很多问题。为适应油田开发需要，在注水工艺及水质处理方面进行了不断地调整和完善。本文主要根据渤南油田注水开发历史情况，通过对注水机理的探讨性研究，结合污水回注效果分析，论证了渤南低渗透油田污水回注技术的适应性和有效性。

关键词： 低渗透油田； 注水工艺； 水质处理； 清水； 油田污水

中图分类号： TE357 文献标识码： A 文章编号：1009-8631（2010）06-0064-01

前言

渤南油田是个低渗透亿吨级大油田，位于黄河入海口的东营市河口区，构造上属于济阳坳陷中的沾化凹陷东北部的渤南凹陷。油层单层厚度5-12m，渗透率50×10-3um2，有效渗透率19.8×10-3um2，平均孔隙度17.6%，平均孔吼半径1.84um，粘土含量9.8%。具有层系多、原油性质好、埋藏深、储层物性差、吸水能力低等特点，是一个低渗透、低粘度、断块封闭、天然能量不足、受构造控制的岩性油藏。纵观渤南注水开发历程，经历了注黄河水、净化水、污水、精细污水四个阶段。

二、高压注水配套技术的确定及注清水阶段的问题

（一）高压注水配套工艺技术的确定

注水开发初期，注水井吸水能力较差，启动压力达15MPa，采用黄河水，水质较差，而且低渗透油田的特点决定了水井吸水能力下降较快。于是在水质处理方面研究攻关。首先研究油层特性，制定了注入水水质标准：机杂含量〈2mg/l，粒径〈5um。其次，根据标准建立和完善了三级注入水深度处理系统：一级处理净化站――二级处理渤南注和渤四深度处理站――三级水处理（KQL-60型过滤器24套，美国水处理设备一套）。设计能力3.9×104m3/d，80%以上的井站纳入了三级水处理系统。同时确定了机动性较强的分散式高压注水工艺技术，每站建装3H-8/450型柱塞泵五台，最高压力可达40Mpa，注水能力1200 m3/d。到90年代初，建成注水站47座，注水压力达25-30Mpa，初期吸水指数达8m3/d.Mpa，满足了注水需要。但随着时间的推移，新的问题逐步暴露出来。

（二）注清水阶段反应出的问题

1. 注水压力上升，吸水指数下降

该阶段注水压力不断上升，单井日注下降，视吸水指数下降，平均注水压力由初期的20.7Mpa上升到26.5Mpa，平均上升速度为0.83Mpa/a，单井日注由151m3/d下降到76m3/d，视吸水指数由7.3m3/d.Mpa下降到3.3m3/d.Mpa，平均下降速度为0.53m3/d.Mpa。

2. 水井增注措施效果逐年变差

为满足油田开发要求，进行了提高压力和地层改造两方面的工作。提压增注只能部分地满足注水需要，油田油层破裂压力32Mp左右，注水压力控制在29Mp左右，但部分井压力达到35Mpa以上，超过管网设计压力和油层破裂压力，但仍完不成配注。针对上述情况，进行了以压裂为主的地层改造措施，初期有效果，但有效期短，总体效果逐年变差。

3. 注入水质达不到低渗透油田要求

虽然在清水水质处理上做了大量工作，注入水质明显改善，大部分水在过滤器出口接近或达到了水质指标，但由于管线老化、腐蚀、结垢、细菌衍生等问题，使水质在包括井下管柱在内的注水管网系统中受到二次污染，对低渗透油藏造成严重损害。

三、渤南注水机理研究

针对暴露出的问题，进行了储层物性与注入水水性、水质及注水方式之间关系的研究，包括水敏、盐敏、速敏、固体颗粒和油珠堵塞、细菌堵塞、腐蚀结垢等；在此基础上，进行了清水、污水、浅层水水源筛选试验。结果显示，渤南油田储层损害因素主要是固体悬浮物堵塞、水敏和细菌堵塞。

（一）固体悬浮物堵塞

研究表明，机杂粒径/孔喉直径为1：1或1/3-1/7时，堵塞最为严重。渤南储层主要孔喉半径为1-3.6um，注入水中颗粒直径构成：40%颗粒直径大于5um，50%颗粒直径小于3um。因此认为第一种类型的堵塞是主要因素，对低渗透油田来讲，少量的堵塞物就会导致导流能力大幅度下降。研究同时表明，渗透率是流量与悬浮物浓度的函数，由图一表示。

图一注入水流量/悬浮物浓度对地层的影响

Q/C――流量与悬浮物浓度之比

Q――流量 ml/s

C――浓度 mg/l

Q/C值越低，堵塞程度越严重，流量一定时，悬浮固体含量越高，堵塞越严重；悬浮固体含量一定时，流量越大，堵塞越轻。

（二）水敏性试验

储层中含有敏感性粘土，泥质胶结含量9.8%，其中伊蒙混层含量达37%，对于低渗透油层，水敏性粘土遇低矿化度清水时,水化膨胀或分散运移，导致渗透率下降。试验表明，渤南三区、四区、五区均为强水敏地层。岩芯水测渗透率试验还表明，注矿化度较高的污水时，因粘土因素，导致的S渗透率下降8.5%，而注矿化度较低的清水时，渗透率下降可达75%。不同的储层，渗透率损失不同，但其趋势一致。见图二。

图二渤南油田水测渗透率曲线

（三）细菌堵塞

清水脱氧不彻底，不但造成金属腐蚀，而且为腐生菌提供了生存繁值条件，产生大量粘性物质，与某些代谢物累积沉淀。既可附在管壁上给硫酸盐还原菌造成厌氧环境加剧腐蚀，本身又起堵塞作用。研究认为，渤南储层细菌堵塞是很严重的。现场情况表明，注清水油管腐蚀和结垢也很严重，3-4年必须更换管柱。

在研究取得进展的基础上，开展了清水、污水、浅层水对储层的适应性方面的试验。综合考虑各方面的因素认为：清水〉污水〉浅层水导致的损害程度。综合考虑环保因素及经济因素，选择了污水为主要水源，有如下优点：一是SO4-2含量低，可减轻化学堵塞；二是矿化度高，与地层液配伍好，可抑制粘土水化膨胀。三是污水密闭输送，含氧低（0.03-0.08mg/l），减少了腐蚀和细菌堵塞。

四、污水全面回注及精细水质处理工艺技术

管网调整：借鉴国内外同类油田注水经验，综合考虑二次污染，溶解氧及细菌衍生等因素，形成了污水就地分离，分站处理，就近回注的整体方案。充分利用原有设施，降低改造投资，减少污水长途往返输送量，降低水质二次污染。形成污水处理站和精细水处理站二级水处理工艺。同时对部分管段进行除垢、防腐，两条供水管线更换为玻璃钢管线，改善了管网技术状况。

二级污水精细处理：确定污水水质指标为悬浮固体含量≤5mg/l，粒径中值≤2um，含油量≤3mg/l，为满足注水要求，采取如下措施：

（1）对渤南污水站技术改造，初步改善水质。渤南污水站进口含油量1091mg/l，悬浮固体含量30mg/l，目的：除油为主、兼除机杂。①增设1000方漂油罐一座，增加污水在罐内停留时间，提高除油效果；②采用淄博石油机械厂的三台气浮选机，能力9000m3/d，工作原理为叶轮式气浮法，具有容气量大、停留时间短、对来水含油量适应范围宽的特点；③采用江汉油田生产的GL150/6-WI型过滤器12个，滤料为核桃壳，进一步除油并部分悬浮固体。污水站工艺流程：接转站来水――漂油罐――气浮选机――缓冲罐――过滤器――储水罐――外输泵。污水经过处理后，水质得到提高，污水站出口含油量降为50.1mg/l,悬浮固体含量降为19mg/l。

（2）投产四座精细水处理站，其中改造三座（渤南注、渤四水处理站、渤三站），新建一座（罗北站）。其核心设备为旋流除油器和精细过滤器。①每站采用一台SXQ-Ⅱ型旋流式油水分离器，能力2000-3000m3/d，它利用油水之间密度的差异，利用流体高速旋转产生的强大离心力，达到从水中除油的目的。经现场使用证明，其除油率达80%，保证下游过滤器的进口水质。②每站采用一台DFX高效精细过滤器，采用无烟煤、金刚砂为工作介质，底部滤管采用绕丝筛管。能力2000-3000m3/d，主要技术参数：颗粒直径≥2um，除去率≥90%。精细水处理站及下游工艺流程：污水站来水――旋流除油――精细过滤――储水罐――提升泵――注水站――配水间――注水井。投产后主要指标化验，悬浮固体含量：处理前25.73mg/l，处理后1.58mg/l；粒径2um以上固体颗粒除去率93.7%；含油量：处理前10.83mg/l，处理后3.67mg/l，达到了低渗透油田水质标准，使水质产生了根本好转。

（3）污水回注配套工艺技术的总体效果

污水回注后，注入水质得到改善，固体悬浮物含量、含油量等主要指标经处理后大幅度提高，达到低渗透油田注入水水质要求。污水回注后，注水压力开始回落，吸水指数显现回升趋势，表现出很好的针对性和适应性。平均注水压力由26.5Mpa下降22.9MPa，单井日注由64m3/d上升到81m3/d，视吸水指数由2.8m3/d.Mpa上升到3.5m3/d.Mpa。

五、结论

渤南油田是一个低渗透、特低渗透的大油田，多年来，渤南注水上所进行的探索和取得的经验是大量的、丰富的，对同类型油田开发具有借鉴意义。低渗透油田投入注水前，进行注水机理研究，完成长远渗透率损失和注水能力变化预测，确定合适的注入水型和水质标准，选择经济合理的注水方案，是至关重要的。同时，配套解堵工艺技术有待进一步完善，在注入水不会对地层造成新的伤害的前提下，进行地层解堵研究，提高增注措施的成功率，延长有效期。