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[摘 要] 本文针对江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区开发和水质的具体情况，依据相关标准和室内试验，确立了该区注入水水质中含油量和悬浮固体含量指标的控制范围。
[关键词] 江河油田 ⅧⅨ油组 水质指标
江河油田ⅧⅨ油组上倾区位于双河油田西北部。含油面积9.86km2,地质储量544.24×104t ，油层主要分布在核三段Ⅷ、Ⅸ等油组共计35个含油小层。总井数84口，其中采油井49口，注水井总井数35口。该区普遍采用高压注水，但欠注依然严重，吸水差。（配注1825m3/d，实注640m3/d，欠注1185m3/d）。分析原因主要有以下三点：（1）是储层物性差、启动压力高，其固有吸水能力差。（2）是开发过程中由于水质差、增注、先排液后转注等措施，造成储层损害，渗透率下降，吸水能力变差。（3）是上倾区局部区域注采井距过大，无法建立有效的压力梯度。
针对上述原因中的（2），有必要开展江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水水质主要控制指标的确立工作。该项工作的开展，是注水开发的技术保障，是解决欠注问题的必经之路。
1.江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水主要离子成分分析
从江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水主要离子成分表1中可以看出，该区注入水总矿化度7121，K++Na+含量2425mg/L, Cl-含量2516 mg/L，HCO3-含量1769 mg/L，Ca2+、Mg2+含量较低，水型为NaHCO3水型。（见表1）
2.江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水水质现状
表2是江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水水质控制指标的基本分析情况，从该表可以看出，该区注入水中硫化物和硫酸盐还原菌含量严重超标，含油量与悬浮固体含量两项指标也不达标（按A级标准）。
3.江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水水质主要控制标准的建立
3.1 含油量
水中的油是弹性介质，在一定压力下，油珠在喉道外遇阻，而当压力升高时，油珠可以借助自身良好的流变性，通过变形，穿过喉道。因此，它的侵入深度要比刚性悬浮颗粒侵入的远，波及范围更大，产生的危害也更严重。
将油井原油脱水后与模拟地层水配制成①原油含量为3mg/L②原油含量为5mg/L③原油含量为10mg/L④原油含量为20mg/L⑤原油含量为30mg/L的五种工作液进行岩心驱替实验。在一定的流速下将不同工作液注入人造岩心，测量岩样的渗透率变化情况。（见图1）
可以看出，随着注入水中含油量的上升，以及注入的持续进行，岩心渗透率最终发生显著降低。有研究表明，当油珠对储层形成堵塞后，渗透率不断下降，压力升高。当压力升高使油珠发生弹性变形，穿过喉道时，渗透率出现相对稳定段，随注入量增多，又要形成新的堵塞，构成一级级台阶。油珠侵人深度随岩心渗透率的降低侵人程度加剧，岩心渗透率越小，油珠侵人深度越远，稳定压力越高，岩心伤害越严重。因此，含油量指标建议控制在3mg/L-5mg/L范围以内。
3.2 悬浮固体含量
注入水中的固相颗粒对储层的伤害表现为可直接堵塞注水井渗滤端面，或在储层喉道中形成堵塞，造成储层渗透率下降、注水井吸水量降低。（见图2）
可以看出，随着注入水中悬浮固体含量的上升，以及注入的持续进行，岩心渗透率最终同样发生显著降低。悬浮固体浓度加大，颗粒遇阻机会增多，这就是高浓度悬浮物造成储层堵塞的原因。因此，注入水中悬浮固体含量指标建议控制在5mg/L-10mg/L范围以内。
需要注意的是：在注入水中，油珠与悬浮固体颗粒对储层的伤害都是堵塞，但堵塞的方式不同，固体颗粒因其形状不规则，不易把孔隙全堵死，常留下一些微细缝隙，使后来流体中的颗粒堆积起来，形成“帚状淤积”。而油珠因其具有流变性可形成“桥堵”，将通道完全封闭，只有在较高压力下把它挤出后液流才能畅通，故克服这种堵塞需要较高的压力，这是造成中低渗透层喉道堵塞的主要因素。
4.结论
4.1江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区在开发过程中由于水质差、增注、先排液后转注等措施，造成储层损害，渗透率下降，吸水能力变差。
4.2依据相关标准和室内试验，建议该区注入水的水质含油量指标控制在3mg/L-5mg/L范围以内。注入水中悬浮固体含量指标建议控制在5mg/L-10mg/L范围以内。
[关键词] 江河油田 ⅧⅨ油组 水质指标
江河油田ⅧⅨ油组上倾区位于双河油田西北部。含油面积9.86km2,地质储量544.24×104t ，油层主要分布在核三段Ⅷ、Ⅸ等油组共计35个含油小层。总井数84口，其中采油井49口，注水井总井数35口。该区普遍采用高压注水，但欠注依然严重，吸水差。（配注1825m3/d，实注640m3/d，欠注1185m3/d）。分析原因主要有以下三点：（1）是储层物性差、启动压力高，其固有吸水能力差。（2）是开发过程中由于水质差、增注、先排液后转注等措施，造成储层损害，渗透率下降，吸水能力变差。（3）是上倾区局部区域注采井距过大，无法建立有效的压力梯度。
针对上述原因中的（2），有必要开展江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水水质主要控制指标的确立工作。该项工作的开展，是注水开发的技术保障，是解决欠注问题的必经之路。
1.江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水主要离子成分分析
从江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水主要离子成分表1中可以看出，该区注入水总矿化度7121，K++Na+含量2425mg/L, Cl-含量2516 mg/L，HCO3-含量1769 mg/L，Ca2+、Mg2+含量较低，水型为NaHCO3水型。（见表1）
2.江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水水质现状
表2是江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水水质控制指标的基本分析情况，从该表可以看出，该区注入水中硫化物和硫酸盐还原菌含量严重超标，含油量与悬浮固体含量两项指标也不达标（按A级标准）。
3.江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区注入水水质主要控制标准的建立
3.1 含油量
水中的油是弹性介质，在一定压力下，油珠在喉道外遇阻，而当压力升高时，油珠可以借助自身良好的流变性，通过变形，穿过喉道。因此，它的侵入深度要比刚性悬浮颗粒侵入的远，波及范围更大，产生的危害也更严重。
将油井原油脱水后与模拟地层水配制成①原油含量为3mg/L②原油含量为5mg/L③原油含量为10mg/L④原油含量为20mg/L⑤原油含量为30mg/L的五种工作液进行岩心驱替实验。在一定的流速下将不同工作液注入人造岩心，测量岩样的渗透率变化情况。（见图1）
可以看出，随着注入水中含油量的上升，以及注入的持续进行，岩心渗透率最终发生显著降低。有研究表明，当油珠对储层形成堵塞后，渗透率不断下降，压力升高。当压力升高使油珠发生弹性变形，穿过喉道时，渗透率出现相对稳定段，随注入量增多，又要形成新的堵塞，构成一级级台阶。油珠侵人深度随岩心渗透率的降低侵人程度加剧，岩心渗透率越小，油珠侵人深度越远，稳定压力越高，岩心伤害越严重。因此，含油量指标建议控制在3mg/L-5mg/L范围以内。
3.2 悬浮固体含量
注入水中的固相颗粒对储层的伤害表现为可直接堵塞注水井渗滤端面，或在储层喉道中形成堵塞，造成储层渗透率下降、注水井吸水量降低。（见图2）
可以看出，随着注入水中悬浮固体含量的上升，以及注入的持续进行，岩心渗透率最终同样发生显著降低。悬浮固体浓度加大，颗粒遇阻机会增多，这就是高浓度悬浮物造成储层堵塞的原因。因此，注入水中悬浮固体含量指标建议控制在5mg/L-10mg/L范围以内。
需要注意的是：在注入水中，油珠与悬浮固体颗粒对储层的伤害都是堵塞，但堵塞的方式不同，固体颗粒因其形状不规则，不易把孔隙全堵死，常留下一些微细缝隙，使后来流体中的颗粒堆积起来，形成“帚状淤积”。而油珠因其具有流变性可形成“桥堵”，将通道完全封闭，只有在较高压力下把它挤出后液流才能畅通，故克服这种堵塞需要较高的压力，这是造成中低渗透层喉道堵塞的主要因素。
4.结论
4.1江河油田ⅧⅨ油组上倾尖灭区在开发过程中由于水质差、增注、先排液后转注等措施，造成储层损害，渗透率下降，吸水能力变差。
4.2依据相关标准和室内试验，建议该区注入水的水质含油量指标控制在3mg/L-5mg/L范围以内。注入水中悬浮固体含量指标建议控制在5mg/L-10mg/L范围以内。