红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

黄卫红 邹俊刚 黄继红 杨金华 朱红艳

(中国石油新疆油田分公司采油一厂)

0 引 言

2015年1月1日新环保法的实施，对环境保护、污染防治、推进生态文明建设提出了更高要求。国内外油田污水利用主要有3种方法，回用、外排和回注。其中污水外排不仅消耗大量水资源，还会造成环境污染。文章对稠油净化污水稳定性、水质指标、经济性等方面进行了综合评价研究，结果表明，稠油净化污水水质比较稳定，与地层水配伍性较好，钙镁等成垢离子浓度相对较低，可以用于红山嘴油田回注水。污水回注后对地层储层伤害、注水系统腐蚀结垢趋势开展动态跟踪评价，以确定稠油净化污水对注水指标的影响程度及影响因素，提出工艺技术改进措施，为红山嘴油田其它区块污水处理提供技术储备和示范[1-3]。

1 红山嘴油田注水概况

红山嘴油田于1990年投入注水开发，注水开发占油田总储量的88%。稠油净化污水回注前，注入水采用水源井清水，注入水源水型为CaCl2，氯离子含量高；而各区块地层水为NaHCO3、CaCl2型，以NaHCO3型为主，红山嘴油田注水区块水型分析见表1。由于注入水的水质不稳定，与原始地层水不配伍，造成地面系统注水管线设施结垢严重，注水井井况恶化，修井频繁，注水井检配合格率仅为41.7%。

表1 注入水水质全分析

稠油净化污水及注入水沿程水质指标见表2。

由表2看出，稠油净化污水Ca2+含量较低，SI饱和指数碳酸钙结垢趋势较弱，SAI稳定指数无碳酸钙结垢趋势，水质稳定，理论上可回注红山嘴油层。2016年12月红山嘴油田完成稠油净化污水回注。

表2 稠油净化污水及注入水沿程水质指标

2 水质结垢趋势预测

根据SY/T 0600─2016《油田水结垢趋势预测方法》，采用饱和指数(SI)法和稳定指数(RI)法进行碳酸钙、硫酸钙的结垢趋势预测，以判断注水系统沿程水质的稳定性[4]。

由表2数据可见，稠油净化污水的SI为0.59，SAI为5.83，大于5而接近于6，有较弱的碳酸钙结垢趋势，从注水站到井口注水系统沿程碳酸钙结垢趋势近乎为0，在生产中不必考虑碳酸钙结垢危害。注入水中硫酸根离子、Ca2+浓度低，水体均无硫酸钙结垢趋势。

3 水质腐蚀结垢状况

3.1 结垢状况分析

按注水工艺流程分布，选取各注水干、支线沿程水样，进行水质、成垢离子浓度测定，采用成垢离子浓度变化量来判断注水系统沿程结垢情况，失钙量越大表明结垢越严重。分析结果见表3。

表3 注水沿程成垢离子浓度变化

3.2 腐蚀性分析

由表4可见，60℃时伴随S2-浓度升高时腐蚀速率增加明显；35℃环境温度下沿程注水井腐蚀严重，腐蚀率最高达0.108 mm/a；低pH值、高S2-含量水体的腐蚀比较严重；注水系统从水源到注水井的水质都符合SY/T 5329─2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中腐蚀率≤0.076 mm/a，S2-浓度≤2 mg/L的要求。S2-浓度、温度是影响腐蚀的重要因素。

表4 注水系统腐蚀因素分析

4 污水对油田注水影响

4.1 配伍性试验

将稠油净化污水与红山嘴油田不同水型、相同水型、污水回注后新井分别按0∶10，2∶8，4∶6，8∶2，10∶0的体积比进行配伍性试验，在60℃恒温静置48 h后考察Ca2+的变化情况，以评价两种水样的配伍性，试验结果见表5。

表5 稠油净化污水与红山嘴油田配伍性试验(60℃)

表5表明，两种水样混合模拟地层温度，2∶8配比的失钙量最大，不同水型为6.1 mg/L，相同水型为2.42 mg/L，但均低于自身失钙量，说明配伍性较好，对地层伤害较小。h003新井的矿化度达到23 281.4 mg/L，8∶2配比的最大失钙量为3.5 mg/L，水质性质稳定，稠油净化污水与红山嘴油田新井配伍性良好。

4.2 污水与岩心伤害实验

根据红山嘴油田注水区块油藏特性，选取主力区块不同渗透率典型岩心，参照SY/T 5358─2010《储层敏感性流动实验评价方法》中单相工作液的评价实验方法，选取水源井清水和稠油净化污水分别进行对不同区块岩心的损害规律评价[6]，具体见图1、图2。

对比稠油净化污水回注前后注入100 PV时渗透率的保留率变化，红087特低渗岩芯(0.86 mD)净化污水回注后，渗透率保留率由36.15%上升到43.66%，升高幅度较低，处理后的净化污水岩心伤害依然存在；对于红71低渗岩芯(25.9 mD)净化污水回注后，渗透率保留率从29.58%上升到64.06%，升高幅度较大；对于红024中渗岩芯(122.1 mD)净化污水回注后，渗透率保留率从29.69%上升到74.44%，渗透率保留率升高幅度最大，处理后的净化污水岩心伤害率达到标准要求。

稠油净化污水与回注前水源井清水相比，3种不同渗透率岩芯较净化污水回注前渗透率保留率均有所升高，岩心伤害率明显降低，低渗、中渗储层渗透率保留率升高幅度较大，基本满足渗透率保留率70%的要求，但对于特低渗透率地层岩心无法达到渗透率保留率70%的要求。

4.3 注水能力分析

红山嘴油田于1990年投入注水开发，共有17个注水开发区块，以中低渗砾岩为主。克下组油藏平均孔隙度为16.5%，渗透率为52.4 mD；克上组油藏平均孔隙度为18.9%，渗透率为69.8 mD，绝大多数属于中孔低渗油藏。岩心伤害评价表明，污水回注后特低渗岩芯渗透率上升7.5%，对特低渗油藏伤害依然存在，红60克上组渗透率为7.7 mD，属特低渗油藏，共有9口注水井，占注水井总数的8.5%，地层水型为CaCl2型。由于油藏渗透性差，注水井处于注水支线末端，水井普遍欠注，污水回注后重点对红60水井吸水能力变化进行跟踪评价[7]。

吸水指数的变化情况可以客观评价注水能力，吸水指数的大小可表示地层吸水能力的好坏。抛除增注措施影响因素，对红60水井净化污水回注前后的油压、注水量、视吸水指数的变化进行跟踪分析，结果见表6。

表6 红60井区注水情况数据

由表6可知，稠油净化污水回注后，红60井区单井回注前后注水量变化不大，注入压力没有明显上升，视吸水指数有3口井上升，2口井略有下降，视吸水指数整体没有明显下降，稠油净化污水与地层水配伍效果良好，但特低渗储层仍存在一定伤害。

4.4 注水指标分析

稠油净化污水回注后，红山嘴油田注水站综合水质达标率上升29.6%，井口综合水质达标率上升24.4%，注水井检配合格率上升14.1%，污水回注后可节约水源井清水73万m3/a，减少污水外排量73万m3/a，各区块注水压力平稳，实现有效注水。注水情况变化见表7。

表7 稠油净化污水回注前后指标对比

5 结 论

1)稠油净化污水为NaHCO3水型与大部分采出水相吻合，注入水Ca2+、Mg2+浓度低，注入水水体化学热稳定性强，无自身失钙、结垢现象。

2)腐蚀分析表明，污水回注后腐蚀性全线超标，60℃时S2-浓度升高腐蚀速率增加明显，S2-浓度、温度是影响腐蚀速率的重要因素。

3)配伍性研究表明，稠油净化污水与地层水配伍良好，注水区块岩心伤害率小于水源井清水。

4)注水井吸水能力变化表明，污水回注后特低渗区块视吸水指数无明显下降，吸水能力保持良好，稠油净化污水与地层水配伍效果良好。

5)稠油净化污水回注后注水水质及检配合格率指标均有上升，与水源井清水相比更适用于红山嘴油田注水。