紅山嘴油田稠油污水回注效果跟蹤評價

黃衛紅 鄒俊剛 黃繼紅 楊金華 朱紅艷

(中國石油新疆油田分公司采油一廠)

0 引 言

2015年1月1日新環保法的實施，對環境保護、污染防治、推進生態文明建設提出了更高要求。國內外油田污水利用主要有3種方法，回用、外排和回注。其中污水外排不僅消耗大量水資源，還會造成環境污染。文章對稠油凈化污水穩定性、水質指標、經濟性等方面進行了綜合評價研究，結果表明，稠油凈化污水水質比較穩定，與地層水配伍性較好，鈣鎂等成垢離子濃度相對較低，可以用于紅山嘴油田回注水。污水回注后對地層儲層傷害、注水系統腐蝕結垢趨勢開展動態跟蹤評價，以確定稠油凈化污水對注水指標的影響程度及影響因素，提出工藝技術改進措施，為紅山嘴油田其它區塊污水處理提供技術儲備和示范[1-3]。

1 紅山嘴油田注水概況

紅山嘴油田于1990年投入注水開發，注水開發占油田總儲量的88%。稠油凈化污水回注前，注入水采用水源井清水，注入水源水型為CaCl2，氯離子含量高；而各區塊地層水為NaHCO3、CaCl2型，以NaHCO3型為主，紅山嘴油田注水區塊水型分析見表1。由于注入水的水質不穩定，與原始地層水不配伍，造成地面系統注水管線設施結垢嚴重，注水井井況惡化，修井頻繁，注水井檢配合格率僅為41.7%。

表1 注入水水質全分析

稠油凈化污水及注入水沿程水質指標見表2。

由表2看出，稠油凈化污水Ca2+含量較低，SI飽和指數碳酸鈣結垢趨勢較弱，SAI穩定指數無碳酸鈣結垢趨勢，水質穩定，理論上可回注紅山嘴油層。2016年12月紅山嘴油田完成稠油凈化污水回注。

表2 稠油凈化污水及注入水沿程水質指標

2 水質結垢趨勢預測

根據SY/T 0600─2016《油田水結垢趨勢預測方法》，采用飽和指數(SI)法和穩定指數(RI)法進行碳酸鈣、硫酸鈣的結垢趨勢預測，以判斷注水系統沿程水質的穩定性[4]。

由表2數據可見，稠油凈化污水的SI為0.59，SAI為5.83，大于5而接近于6，有較弱的碳酸鈣結垢趨勢，從注水站到井口注水系統沿程碳酸鈣結垢趨勢近乎為0，在生產中不必考慮碳酸鈣結垢危害。注入水中硫酸根離子、Ca2+濃度低，水體均無硫酸鈣結垢趨勢。

3 水質腐蝕結垢狀況

3.1 結垢狀況分析

按注水工藝流程分布，選取各注水干、支線沿程水樣，進行水質、成垢離子濃度測定，采用成垢離子濃度變化量來判斷注水系統沿程結垢情況，失鈣量越大表明結垢越嚴重。分析結果見表3。

表3 注水沿程成垢離子濃度變化

3.2 腐蝕性分析

由表4可見，60℃時伴隨S2-濃度升高時腐蝕速率增加明顯；35℃環境溫度下沿程注水井腐蝕嚴重，腐蝕率最高達0.108 mm/a；低pH值、高S2-含量水體的腐蝕比較嚴重；注水系統從水源到注水井的水質都符合SY/T 5329─2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》中腐蝕率≤0.076 mm/a，S2-濃度≤2 mg/L的要求。S2-濃度、溫度是影響腐蝕的重要因素。

表4 注水系統腐蝕因素分析

4 污水對油田注水影響

4.1 配伍性試驗

將稠油凈化污水與紅山嘴油田不同水型、相同水型、污水回注后新井分別按0∶10，2∶8，4∶6，8∶2，10∶0的體積比進行配伍性試驗，在60℃恒溫靜置48 h后考察Ca2+的變化情況，以評價兩種水樣的配伍性，試驗結果見表5。

表5 稠油凈化污水與紅山嘴油田配伍性試驗(60℃)

表5表明，兩種水樣混合模擬地層溫度，2∶8配比的失鈣量最大，不同水型為6.1 mg/L，相同水型為2.42 mg/L，但均低于自身失鈣量，說明配伍性較好，對地層傷害較小。h003新井的礦化度達到23 281.4 mg/L，8∶2配比的最大失鈣量為3.5 mg/L，水質性質穩定，稠油凈化污水與紅山嘴油田新井配伍性良好。

4.2 污水與巖心傷害實驗

根據紅山嘴油田注水區塊油藏特性，選取主力區塊不同滲透率典型巖心，參照SY/T 5358─2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》中單相工作液的評價實驗方法，選取水源井清水和稠油凈化污水分別進行對不同區塊巖心的損害規律評價[6]，具體見圖1、圖2。

對比稠油凈化污水回注前后注入100 PV時滲透率的保留率變化，紅087特低滲巖芯(0.86 mD)凈化污水回注后，滲透率保留率由36.15%上升到43.66%，升高幅度較低，處理后的凈化污水巖心傷害依然存在；對于紅71低滲巖芯(25.9 mD)凈化污水回注后，滲透率保留率從29.58%上升到64.06%，升高幅度較大；對于紅024中滲巖芯(122.1 mD)凈化污水回注后，滲透率保留率從29.69%上升到74.44%，滲透率保留率升高幅度最大，處理后的凈化污水巖心傷害率達到標準要求。

稠油凈化污水與回注前水源井清水相比，3種不同滲透率巖芯較凈化污水回注前滲透率保留率均有所升高，巖心傷害率明顯降低，低滲、中滲儲層滲透率保留率升高幅度較大，基本滿足滲透率保留率70%的要求，但對于特低滲透率地層巖心無法達到滲透率保留率70%的要求。

4.3 注水能力分析

紅山嘴油田于1990年投入注水開發，共有17個注水開發區塊，以中低滲礫巖為主?？讼陆M油藏平均孔隙度為16.5%，滲透率為52.4 mD；克上組油藏平均孔隙度為18.9%，滲透率為69.8 mD，絕大多數屬于中孔低滲油藏。巖心傷害評價表明，污水回注后特低滲巖芯滲透率上升7.5%，對特低滲油藏傷害依然存在，紅60克上組滲透率為7.7 mD，屬特低滲油藏，共有9口注水井，占注水井總數的8.5%，地層水型為CaCl2型。由于油藏滲透性差，注水井處于注水支線末端，水井普遍欠注，污水回注后重點對紅60水井吸水能力變化進行跟蹤評價[7]。

吸水指數的變化情況可以客觀評價注水能力，吸水指數的大小可表示地層吸水能力的好壞。拋除增注措施影響因素，對紅60水井凈化污水回注前后的油壓、注水量、視吸水指數的變化進行跟蹤分析，結果見表6。

表6 紅60井區注水情況數據

由表6可知，稠油凈化污水回注后，紅60井區單井回注前后注水量變化不大，注入壓力沒有明顯上升，視吸水指數有3口井上升，2口井略有下降，視吸水指數整體沒有明顯下降，稠油凈化污水與地層水配伍效果良好，但特低滲儲層仍存在一定傷害。

4.4 注水指標分析

稠油凈化污水回注后，紅山嘴油田注水站綜合水質達標率上升29.6%，井口綜合水質達標率上升24.4%，注水井檢配合格率上升14.1%，污水回注后可節約水源井清水73萬m3/a，減少污水外排量73萬m3/a，各區塊注水壓力平穩，實現有效注水。注水情況變化見表7。

表7 稠油凈化污水回注前后指標對比

5 結 論

1)稠油凈化污水為NaHCO3水型與大部分采出水相吻合，注入水Ca2+、Mg2+濃度低，注入水水體化學熱穩定性強，無自身失鈣、結垢現象。

2)腐蝕分析表明，污水回注后腐蝕性全線超標，60℃時S2-濃度升高腐蝕速率增加明顯，S2-濃度、溫度是影響腐蝕速率的重要因素。

3)配伍性研究表明，稠油凈化污水與地層水配伍良好，注水區塊巖心傷害率小于水源井清水。

4)注水井吸水能力變化表明，污水回注后特低滲區塊視吸水指數無明顯下降，吸水能力保持良好，稠油凈化污水與地層水配伍效果良好。

5)稠油凈化污水回注后注水水質及檢配合格率指標均有上升，與水源井清水相比更適用于紅山嘴油田注水。