安哥拉B32区块深海油田注入水指标要求及处理工艺

朱建国，赫鹏飞，方 堃

(中国石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100029)

油田开发常用的产出水处理工艺都能较好地满足环保外排标准，对产出水处理指标要求更多是基于提高采收率、补充地层能量而回注产层的考虑[1]。因生产层段储集体孔喉大小、胶结类型等物性条件的差异，对注入水悬浮物微粒含量、粒径大小和含油量等指标有不同的要求。过去的研究认为，当注入水中的微粒粒径为孔隙半径的1/3～1/7时会堵塞地层，造成储层伤害而导致后期注水量下降[2]。疏松砂岩因孔喉大、吸水指数较高，对注入水质要求不高。通常以油层渗透率分级制定回注水的分类指标，对低渗-特低渗油藏回注水的水质要求达到A类处理指标，而对中-高渗油藏的回注水则根据产层渗透率情况选择B类或C类指标[3]。

但大量的开发实践表明，随着注水量的增加，中高渗油藏同样会出现储层堵塞问题，在开发中、后期的不同时段表现出地层吸水能力下降，为保障油藏管理计划中对注采比的设计要求，只能通过提高泵压以满足注水量的要求。

1 B32区块注水应考虑的问题

安哥拉B32区块是即将投入开发的西非深水油田群，平面上由六个油田组成，各油田纵向上分布1～3个油藏不等。方案设计采用两艘处理能力相同的FPSO分别开发这六个油田(图1)。该油田群为浊积水道成因的中高渗疏松砂岩油藏，两艘FPSO上的注水系统分别管理各自所辖的三个油田纵向上的多套注采层系，以实现各油藏保持相对均衡的地层压力，满足各油藏横向上的驱替效率，但需同时考虑：

(1)油藏纵向埋深跨度大，接入南部FPSO的E油田产层纵向深度差达2 900 m；

(2)同一条注水管线上，不同注水井的注入层段深度跨度大，北部FPSO下的C油田注水井段深度差达1 200 m；

(3)油藏内断层发育，部分井靠近断层，较高的注水压力可能造成断层失封而出现窜漏；

(4)注水压力需考虑上覆盖层及套管鞋的承压能力，控制压力上限以防盖层被破坏或套管固井失封；

(5)两艘FPSO上转塔万向节的承压上限为31 MPa。

鉴于提高注水压力不但存在破坏上覆盖层封闭的风险，同时受FPSO顶部设施弱承压节点的限制。为保证注水系统满足纵向各注采层系的设计注采比,并保持开发生命期内注水压力稳定，要求合理、稳定的注水压力下满足各层系吸水指数的要求，这对注入水参数和产出水处理工艺选型提出了较高的要求。

2 注入水指标要求分析

2.1 注入水流动机理研究

图1 安哥拉B32区块开发样式示意图

油田注水时重要的是评价注水对储层的伤害，包括产层堵塞和对地层应力结构的破坏，地层的破裂压力因岩石胶结类型的不同而有很大差异。

注水井的注水量与地层吸水指数呈正相关，通常对流动特征表征为：

Qinj=Jinj(Pinj-Pres)

式中：Qinj——注水量，m3/d；Jinj——吸水指数，m3/d/MPa；Pinj——注入压力 ，MPa；Pres——油藏压力，MPa。

研究认为，对胶结类型较好的砂岩，地层破裂压力约为静水压头的1.7倍。但疏松砂岩的地层破裂压力较高，其破裂压力为静水压头的2倍以上。

鉴于安哥拉B32区油田群中-高渗油藏高孔-高渗的特征，满足设计的注水量、实现稳定的注水指数需要较高的注水压力，典型的E油田井底压力需达到85.3 MPa，对应的井口要达到 56.3 MPa、FPSO上达到41.7 MPa。而同一注水管线下的E油田与F油田的压差达到30 MPa以上，巨大的压差难以控制管理。模拟分析认为，29口注水井中有10口井需通过提高注水压力才能实现稳定的吸水指数，而所需注入压力均超过盖层封闭压力限制，并突破FPSO顶部转塔万向节的承压极限[4]。

综合研究认为，只能通过降低注入量以实现主要目的层段合理的吸水指数，避免井口注入压力升高的有效途径是提高注入水的水质标准。

2.2 室内岩心实验

鉴于该油田对开发生命期内的注水压力的特殊要求，开展了一系列的室内评价实验。通过室内岩心模拟注水实验，发现注入水中的微粒粒径对岩心吸水率有明显正相关性。实验采用的不同水质标准的产出水作为驱替剂(图2)，曲线I的驱替水为常用水处理工艺的水质，悬浮物粒径2～3 μm；曲线II的驱替剂为高净度水，其悬浮物粒径小于0.1 μm。在其它指标相同的情况下，曲线I表现出吸水能力持续降低，而曲线II在600倍孔隙体积注入后，其吸水指数仍能保持在80%左右。

对比实验认为，常规水处理工艺的水质指标会导致吸水率持续降低，影响吸水率的主要因素是固相悬浮物含量和悬浮物粒径。若要保持相对稳定的吸水率，注入水水质需满足悬浮物含量小于1 mg/L、固相微粒粒径小于0.1 μm。

2.3 油田现场实践

安哥拉已开发的深水油田油藏类型近似，主要高产油藏都是浊积水道的高孔高渗油藏。追踪B32油田群相邻类似油田的生产效果，实际生产中也反映出此类高渗油藏存在随注水量的增加，注水井吸水指数呈明显下降趋势。对比初始地层吸水指数，注水井吸水指数普遍下降30%～70%(图3)，吸水指数变化与注入水的微粒含量和含油量有关，产出水中的悬浮物微粒不仅造成产层渗流通道的堵塞，也存在对注水系统和水下生产设施的影响，主要表现在微粒沉淀造成泵伤害、节流阀淤积和油嘴堵塞等问题。

图2 B32区块岩心驱替实验曲线

图3 B32邻区注水井吸水指数追踪评价曲线

3 水处理工艺选择

3.1 产出水处理的设计输入参数

油藏设计年平均最大注水量：13.5×104m3；

设计基础：入口含油量：5 000 mg/L；

含砂量：20 mg/L (20%@ 80 μm；80%@20 μm)；

入口温度：65 °(最低)。

3.2 水处理工艺选择

目前，油田开发中常用的产出水处理工艺有介质过滤、离心分离(旋流分离)和有机膜过滤等技术，介质过滤的一级过滤可实现微粒控制在5～10 μm，二级过滤后可控制在2 μm，但因该处理系统的重量较大难以在海上油田开发中大量使用。离心(旋流)分离处理技术对入口水质较敏感，且较多应用于流量较低的工况条件下。油田开发中常用的水处理工艺都能较好地控制固相悬浮物含量小于1 mg/L，但对悬浮物粒径，只有采用膜滤技术可实现滤后微粒粒径小于0.1 μm。

对比各类水处理工艺效果，超滤工艺的水质指标明显好于传统工艺(表1)，鉴于有机膜在海水过滤的成功应用实例，对在用的膜处理技术进行了评价研究。有机膜和陶瓷膜对固相微粒的处理效果差异不大，都可提供长期的注入保障，但有机膜不能适应高含油原料水、对介质温度也不能高于50°，其处理工艺因产出水含油量对有机膜再生的限制，加之处理温度不适用于本区，因此陶瓷膜超滤成为解决本区水处理工艺的最佳选择。

表1 油田产出水处理工艺效果对比

4 结论

(1)首次提出中-高渗油藏注水井需提高注入水水质指标的要求，研究认为，中-高渗油藏吸水指数下降与回注水的含油量、微粒含量及悬浮物粒径有关。

(2)在有效控制水中含油量和微粒含量的同时，悬浮物粒径控制在0.1 μm以下，是保障油田开发生命期内稳定注水压力的关键，这对同类型油田开发具有一定借鉴意义。

(3)陶瓷膜处理工艺因其膜通量大、出水水质稳定、不受进水水质变化而影响处理效果，膜污染后容易通过反冲洗恢复通量，很大程度上降低了产层伤害的风险，是保障开发生命期内注水压力稳定的较佳解决方案。

[1] 方世跃，余胜国，邹照彰，等. 油田采出水处理工艺改造优化设计[J].石油工程建设,2009,35(3):27-30.

[2] 刘清云，张煜，龙永福，等. 高含水老油田采出水处理技术研究[J].油气田开发,2012,30 (2) : 39-42.

[3] 李金发. 低渗透油田回注污水生化/陶瓷膜超滤处理试验[J].油气田地面工程,2013,32(3):8-9.

[4] Jean Philippe Khalfi .Ceramic membranes Cross flow Filtration Unit (CCFU) for Produced Water Re-Injection (PWRI) in Matrix Regime in an offshore environment[R].France Pau: Total technical central,2012.