碳酸鹽巖油藏注水水質標準關鍵性指標研究

王景平 周海剛 魏旭 潘陽秋 周兆院 何龍 孫振華 董曉通

摘 要：由于目前國內沒有碳酸鹽巖油藏相關的注水水質標準，現行的碎屑巖油藏注水水質行業標準適應性差、油藏針對性不足。因此，本文以碳酸鹽巖油藏為對象，分別對含油量、懸浮固體含量、懸浮物顆粒直徑中值等水質關鍵性指標進行研究，確定出碳酸鹽巖油藏注水水質指標要求。本文研究結果更加符合碳酸鹽巖油藏的特點，既可以實現經濟注水，更能消除低要求注水的油藏傷害，為碳酸鹽巖油藏注水水質標準的建立進行有效指導，對國內外同類油田的注水開發也具有借鑒意義。

關鍵詞：碳酸鹽巖油藏，注水水質，水質指標

按照2015年國土資源部全國油氣資源動態評價結果顯示，海相碳酸鹽巖油藏資源量至少300億噸，占全國油藏資源的88%以上[1]。全國海相碳酸鹽巖油藏探明儲量29億噸，中石化主要集中在西北油田、勝利油田潛山油區，油藏資源探明程度較低（低于10%），是今后深入開發、保障國家原油供給的主戰場。

1 國內碳酸鹽巖油藏注水水質標準現狀

經調研發現，目前國內各油田碳酸鹽巖油藏的注水開發尚無統一的注水標準或推薦指標[2]。我國以碎屑巖油藏為主要對象，制定了行業標準SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》[3]，規定了碎屑巖油藏注水水質的基本要求、推薦指標及檢測水質的分析方法，適用于碎屑巖油藏不同滲透層對注水水質的要求和油藏注入水的水質分析。

碳酸鹽巖油藏按照發育程度差異，儲集和流動單元從微米-毫米級裂縫到百米級溶洞，尺度不一而足，顯著區別于常規微米級孔隙的碎屑巖油藏。因此碎屑巖油藏注水水質標準的適應性明顯變差，油藏針對性明顯不足。當前，中石化的西北油田、勝利油田潛山油區、中石油的塔里木油田、華北油田碳酸鹽巖油藏注水水質標準基本照搬SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》，具體指標在其最低要求上“酌情放寬”，實際執行過程中存在要么嚴摳碎屑巖油藏行標導致水處理過度、要么以能力反定要求兩種極端。

鑒于上述情況，本文專門針對影響碳酸鹽巖油藏注水水質的關鍵性指標進行研究，以適應當前注水開發的需求，填補國內空白。該注水水質關鍵性指標的確定，能有效指導中石化范圍內碳酸鹽巖油藏的注水開發，對國內外同類油田的注水開發也具有借鑒意義。

2 關鍵性指標討論

碳酸鹽巖油藏注水水質主要有兩方面影響：（1）對油藏高效開發的影響，主要影響因素為含油量、懸浮固體含量、懸浮物顆粒直徑中值；（2）對水處理系統、注水管網及井下管柱的腐蝕影響，主要影響因素為平均腐蝕率和點腐蝕速率。

細菌（SRB、TGB、IB）是平均腐蝕率和點腐蝕速率的影響因素之一，且在一定條件下，可導致水中懸浮物增加或造成堵塞，因此對細菌含量的控制非常有必要。碳酸鹽巖油藏注水水質普遍具有高礦化度的特點，細菌含量較少，但鑒于個別油田可能存在含有少量細菌的情況，因此在注水水質輔助性控制指標中增加SRB、TGB、IB含量指標。另外，溶解氧含量、硫化物含量、侵蝕性二氧化碳含量也是腐蝕速率的影響因素，可作為輔助性指標，進一步強化水質腐蝕性標準要求。

3 注水水質主要控制指標

3.1 油藏開發相關指標

根據碳酸鹽巖油藏注水開發水質指標控制需要，設計開展巖心傷害試驗，根據試驗結果，確定出含油量、懸浮固體含量、懸浮物顆粒直徑中值3項水質主要控制指標。

由于碳酸鹽巖油藏的流動主要受裂縫而非溶洞制約，因此總結分析了西北油田與勝利潛山油區13口電成像測井裂縫數據和100余口實鉆巖心裂縫觀測數據，成像測井數據和巖心觀測數據統計表明平均裂縫開度為0.0845mm。因此以0.0845mm為界，將碳酸鹽巖油藏分為欠發育油藏和發育油藏兩類典型。

針對含油量、懸浮固體含量、懸浮物顆粒直徑中值3項水質主要控制指標，分別配置不同含油量、不同懸浮固體含量、不同懸浮物顆粒直徑中值的模擬地層水，開展水驅5000倍通道體積的驅替試驗，分析3項主要控制指標對裂縫/縫洞等效滲透率的影響。從現場注水效果統計結果出發，裂縫/縫洞的等效滲透率保留率60%是水驅效果的重要分界點，因此將該點作為長期水驅后滲透率保留率的目標點（如圖1所示）。

0.02～0.0845mm裂縫組合的欠發育油藏模型，水驅5000倍裂縫體積后，以等效滲透率保留率60%為目標，確定注入水中含油量≤20mg/L，懸浮固體含量≤30mg/L，懸浮物顆粒直徑中值≤30μm（如圖2所示）。

0.0845mm裂縫及以上尺度的發育油藏模型，水驅5000倍裂縫/縫洞體積后，以等效滲透率保留率60%為目標，確定注入水中含油量≤50mg/L，懸浮固體含量≤45mg/L，懸浮物顆粒直徑中值≤45μm（如圖3、圖4、圖5、圖6所示）。

根據上述試驗結果，確定了碳酸鹽巖油藏注水水質含油量、懸浮固體含量、懸浮物顆粒直徑中值3項主要控制指標（見表1），保證長期注水不傷害儲層。按照試驗后確定的新指標，更加符合碳酸鹽巖油藏的實際情況，徹底避免了“大馬拉小車”問題。

3.2 腐蝕控制相關指標

與腐蝕相關的控制指標主要包括平均腐蝕率和點腐蝕速率。參考SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》規定平均腐蝕率≤0.076 mm/a。

缺乏點腐蝕速率指標要求，往往會出現水質指標正常，但腐蝕穿孔卻頻繁發生的現象。因此針對碳酸鹽巖油藏地層水回注點腐蝕性強的特點，增加點腐蝕速率指標。GB 50350-2015《油田油氣集輸設計規范》規定，原油集輸管道腐蝕裕量對于較嚴重腐蝕不宜大于4mm；對于天然氣集輸管道，管輸介質含有水、硫化物、二氧化碳等酸性介質時，腐蝕裕量宜取1～4mm。油田采出水腐蝕性較原油和天然氣都較強，腐蝕裕量按4mm設計較合理。按照15年的管道使用壽命，管道的點腐蝕速率應不大于4mm/15年，即點腐蝕速率應不大于0.267mm/a。碳酸鹽巖油藏注水水質平均腐蝕率、點腐蝕速率指標要求見表1。

4 注水水質輔助性控制指標

水質的主要控制指標已達到注水要求，可以不考慮輔助性指標；如果達不到要求，為查其原因可進一步檢測輔助性指標。注水水質輔助性指標包括溶解氧、硫化物、侵蝕性二氧化碳、硫酸鹽還原菌、鐵細菌、腐生菌等。輔助性控制指標見表2。

溶解氧含量、硫化物含量、侵蝕性二氧化碳含量指標參考SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》。因碳酸鹽巖的滲透率遠大于碎屑巖的滲透率，因此參考SY/T 5329-2012，以碎屑巖油藏最大級別滲透率相應指標確定碳酸鹽巖油藏注水水質腐生菌（TGB）、硫酸鹽還原菌（SRB）與鐵細菌（IB）含量指標。在參考SY/T 5329-2012的基礎上，結合實際情況確定溶解氧含量、硫化物含量、侵蝕性二氧化碳含量等輔助性項目的指標。

4.1 溶解氧含量

氧是強腐蝕性介質，其腐蝕性遠遠超過二氧化碳、硫化物等腐蝕介質。依據SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》，油層采出水溶解氧含量應≤0.1mg/L。當溶解氧含量高于0.1mg/L時，隨著溶解氧含量的升高，平均腐蝕率和點腐蝕速率均呈現快速上升趨勢，因此溶解氧含量必須控制在0.1mg/L及以下（如圖7、圖8所示）。

4.2 硫化物含量

硫化物含量對腐蝕速率有著明顯的影響，總體上隨著硫化物含量的升高腐蝕速率呈現增大趨勢。當硫化物含量低于2mg/L時，硫化物含量對平均腐蝕率和點腐蝕速率的影響程度較小；當硫化物含量高于2mg/L時，平均腐蝕率和點腐蝕速率均呈現快速上升趨勢。因此，硫化物含量需控制在2mg/L及以下（如圖9、圖10所示）。

4.3 侵蝕性二氧化碳含量

侵蝕性二氧化碳含量對腐蝕速率有著明顯的影響，總體上隨著侵蝕性二氧化碳含量的升高腐蝕速率呈現增大趨勢。當侵蝕性二氧化碳含量低于1mg/L時，侵蝕性二氧化碳含量對平均腐蝕率和點腐蝕速率的影響程度較小；當侵蝕性二氧化碳含量高于1mg/L時，平均腐蝕率和點腐蝕速率均呈現快速上升趨勢。因此，侵蝕性二氧化碳含量需控制在1mg/L及以下（如圖11、圖12所示）。

5 結論和展望

對碳酸鹽巖油藏注水水質關鍵性指標的研究結果，將有效指導碳酸鹽巖油藏注水水質標準的建立，該標準將有效應用于中石化范圍內碳酸鹽巖油藏的注水開發，對國內外同類油田的注水開發也具有借鑒意義。專門制定的水質標準不再照搬碎屑巖油藏行標，更加符合碳酸鹽巖油藏的特點，既可以實現經濟注水，避免過度處理的浪費，更能消除低要求注水的油藏傷害。此外，標準實施后可降低水質腐蝕風險，有利于生態環境的保護，提升企業形象。

參考文獻

袁長忠.塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏回注水水質指標對滲透率的影響[J].油氣地質與采收率，2014，21（03）：108-110+118.

沈安江，陳婭娜，蒙紹興，等.中國海相碳酸鹽巖儲層研究進展及油氣勘探意義[J].海相油氣地質，2019，24（04）：1-14.

SY/T 5329-2012， 碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法[S].