CN109838220A - 一种油田采出水回注指标评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种油田采出水回注指标的评价方法，属于油田开采领域。所述评价方法包括：获取油田采出水的水质信息以及不同回注时间下的注水参数信息，注水参数信息包括注入压力与注入体积；利用注入压力以及注入体积，获取目标储层在注水前期的第一吸水指数以及在注水后期的第二吸水指数；从目标储层中获取多个岩心样品开展岩心伤害实验，获取由速敏性引起的第一渗透率伤害率以及由注入体积引起的第二渗透率伤害率；当水质信息符合预设标准，第二吸水指数大于或等于第一吸水指数，且第一渗透率伤害率以及第二渗透率伤害率均小于或等于预设值时，油田采出水的回注指标符合要求。本发明可对油田采出水的回注指标进行全面、有效地评价。

Description

一种油田采出水回注指标评价方法

技术领域

本发明涉及油田开采领域，特别涉及一种油田采出水回注指标评价方法。

背景技术

注水开发是指在油田开采过程中，通过注入井向油藏中注水，保持或恢复油层压力，使油藏有很强的驱动力，以提高油藏的开发速度和采收率的一种开发方式。目前，为了减少注水开发成本，通常向油藏中回注油田采出水。其中，油田采出水的回注指标，例如有害成分的含量、注入压力、注入速度、注入体积等指标，影响油田注水开发效果。因此，在向油藏中回注油田采出水前，有必要对油田采出水回注指标进行评价，即判断该油田采出是否适用于该油藏的注水开发。

现有技术提供了一种油田采出水回注指标评价方法，该方法为：根据《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法SY/T5329-2012》标准对油田采出水的水质进行评价，若油田采出水的水质符合该标准，则表明油田采出水的回注指标符合要求；否则，不符合要求。

发明人发现现有技术至少存在以下问题：

由于随着注水开发时间的推移，油田已进入高含水期，地层渗透率也发生了很大的变化，现有技术提供的方法只考虑了油田采出水的水质对注水开发的影响，而未考虑地层渗透率对注水开发的影响，故不能对对油田采出水回注指标进行有效评价，进而也就不能对高含水油田注水开发区块采出水回注指标进行优化，以使各采出水处理站的水质管理更具针对性、科学性、可操作性和经济实用性，实现高含水期的“控水稳油”。

发明内容

本发明实施例提供了一种油田采出水回注指标评价方法，可以解决上述问题。所述技术方案如下：

一种油田采出水回注指标的评价方法，所述评价方法包括：

获取油田采出水的水质信息以及不同回注时间下的注水参数信息，所述注水参数信息包括注入压力与注入体积；

利用所述注入压力以及所述注入体积，获取目标储层在注水前期的第一吸水指数以及在注水后期的第二吸水指数；

从所述目标储层中获取多个岩心样品开展岩心伤害实验，获取由速敏性引起的第一渗透率伤害率以及由所述注入体积引起的第二渗透率伤害率；

当所述水质信息符合预设标准，所述第二吸水指数大于或等于所述第一吸水指数，且所述第一渗透率伤害率以及所述第二渗透率伤害率均小于或等于预设值时，所述油田采出水的回注指标符合要求。

在一种可能的设计中，所述水质信息包括：含油浓度、悬浮固体浓度、悬浮固体颗粒直径中值、硫酸盐还原菌浓度和腐生菌浓度和铁细菌浓度。

作为一种实施方式，所述第一吸水指数与所述第二吸水指数通过如下计算公式计算得到：

K_吸＝(Q₂-Q₁)/(P₂-P₁)

式中：

K_吸—第一吸水指数或第二吸水指数；

P1、P₂—注水前期或注水后期，不同回注时间下的注入压力，MPa；

Q₁—注水前期或注水后期，注入压力P₁对应的注入体积，m³/d；

Q₂—注水前期或注水后期，注入压力P₂对应的注入体积，m³/d。

在一种可能的设计中，所述岩心样品通过如下方法获取：

沿水平方向在所述目标储层上钻取所述岩心样品，所述岩心样品的直径为2cm～3cm，长度大于3cm。

在一种可能的设计中，所述第一渗透率伤害率通过如下方法获取：

在第一预设温度以及第一预设压力下，分别向多个第一岩心样品注入所述油田采出水，且每个所述第一岩心样品对应的注入速度不同，获取所述第一岩心样品的渗透率；

比较每个所述第一岩心样品的渗透率，获取最大渗透率、最小渗透率；

利用所述最大渗透率与所述最小渗透率，并根据以下计算公式获取所述第一渗透率伤害率；

所述第一渗透率伤害率的计算公式为：

式中：

D_k—第一渗透率伤害率；

K_max—所述第一岩心样品的最大渗透率，10^-3μm²；

K_min—所述第一岩心样品的最小渗透率，10^-3μm²。

在一种可能的设计中，所述第二渗透率伤害率通过如下方法获取：

获取所述油田采出水向所述第一岩心样品注入的临界速度，所述临界速度为所述最大渗透率对应的所述注入速度；

在第二预设温度以及第二预设压力下，以小于所述临界速度的预设注入速度分别向两个第二岩心样品中各自注入相同预设体积的所述油田采出水以及清水，对应获取所述第二岩心样品的第一渗透率与第二渗透率；

利用所述第一渗透率与所述第二渗透率，并根据以下计算公式获取所述第二渗透率伤害率；

所述第二渗透率伤害率的计算公式为：

式中：

D_w—第二渗透率伤害率；

K_iw—所述第二岩心样品的第一渗透率，10^-3μm²；

K_i—所述第二岩心样品的第二渗透率，10^-3μm²。

在一种可能的设计中，所述预设标准包括：现执行注水水质标准与碎屑岩油藏注水水质推荐指标；

所述水质信息是否符合所述预设标准通过如下方法判断：

获取所述目标储层的初始渗透率，并查询与所述初始渗透率适配的所述现执行注水水质标准；

当所述水质信息在所述现执行注水水质标准以及所述碎屑岩油藏注水推荐指标的范围内时，所述水质信息符合所述预设标准；反之，不符合所述预设标准。

在一种可能的设计中，所述预设值为0.5。

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

本发明实施例提供的油田采出水回注指标的评价方法通过对油田采出水的水质、油田采出水对目标储层渗透率的伤害程度、目标储层的吸水性能三方面的综合分析，可对油田采出水回注指标进行全面、有效地评价，进而可确定以及优化油田采出水回注指标，能有效指导目标油田采出水对目标储层的注水生产；另外，该评价方法不仅可有效指导油田采出水处理站和注水站水质的精细化管理，而且可减少经济投入，简化油田采出水处理工艺流程、提高油田采出水处理系统运行效率、降低生产运行成本。综上，本发明实施提供的该评价方法，可对油田采出水回注指标进行全面、有效地评价，使油田回注水水质指标控制更具针对性、可操作性和经济实用性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例提供的目标注水井在注水后期对应的注水指示曲线；

图2是本发明实施例提供的目标注水井在注水后期对应的注水指示曲线；

图3是本发明实施例提供的目标注水井在注水后期对应的注水指示曲线；

图4是本发明实施例提供的G1-54-4注水井对应的注水指示曲线；

图5是本发明实施例提供的G10-3注水井对应的注水指示曲线；

图6是本发明实施例提供的Z4-53注水井对应的注水指示曲线。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

需要说明的是，本发明实施例中的油田采出水通过注水井回注至目标储层中，进而可对该目标储层进行注水开发，以提高开发速度以及采收率。其中，该油田采出水所在的油田与上述目标储层所在的油田可为同一个油田，也可为两个不同的油田。

本发明实施例提供了一种油田采出水回注指标的评价方法，该评价方法包括：

步骤101、获取油田采出水的水质信息以及不同回注时间下的注水参数信息，注水参数信息包括注入压力与注入体积。

步骤102、利用注入压力以及注入体积，获取目标储层在注水前期的第一吸水指数以及在注水后期的第二吸水指数。

步骤103、从目标储层中获取多个岩心样品开展岩心伤害实验，获取由速敏性引起的第一渗透率伤害率以及由注入体积引起的第二渗透率伤害率。

步骤104、当水质信息符合预设标准，第二吸水指数大于或等于第一吸水指数，且第一渗透率伤害率以及第二渗透率伤害率均小于或等于预设值时，目标油田采出水的回注指标符合要求。

本发明实施例提供的评价方法通过对油田采出水的水质、油田采出水对目标储层渗透率的伤害程度、目标储层的吸水性能三方面的综合分析，当水质信息符合预设标准，第二吸水指数大于或等于第一吸水指数，且第一渗透率伤害率以及第二渗透率伤害率均小于或等于预设值时，确定目标油田采出水的回注指标符合要求，可对油田采出水回注指标进行全面、有效地评价，进而可确定以及优化油田采出水回注指标，能有效指导目标油田采出水对目标储层的注水生产。另外，该评价方法不仅可有效指导油田采出水处理站和注水站水质的精细化管理，而且可减少经济投入，简化油田采出水处理工艺流程、提高油田采出水处理系统运行效率、降低生产运行成本。

综上，本发明实施提供的该评价方法，可对油田采出水回注指标进行全面、有效地评价，使油田回注水水质指标控制更具针对性、可操作性和经济实用性。

以下就本发明实施例提供的评价方法的各个步骤进行说明：

在步骤101中，获取油田采出水的水质信息以及不同回注时间的注水参数信息，该注水参数信息包括注入压力与注入体积。

本领域人员可以理解的是，为了提高油田采出水对目标储层的注水开发效果，油田采出水通常经过污水处理站进行处理，使处理后的油田采出水的水质达到一定的标准要求。其中，该标准要求具体为：水质稳定，与油层的水相混合后不产生明显沉淀；不得携带大量悬浮物；对注水设施腐蚀小。可见，该标准要求不仅能减轻采出液对目标储层渗透率的伤害程度以及还可以减轻对注水设备的腐蚀程度。

对此，本发明实施例中的目标油田采出水的水质信息包括含：油浓度、悬浮固体浓度、悬浮固体颗粒直径中值、硫酸盐还原菌浓度、腐生菌浓度和铁细菌浓度，即本领域技术人员可通过获取六个控制指标，就可以获取油田采出水的水质好坏情况。

其中，含油浓度指的是：1升油田采出水中含有多少毫克的油，其单位为mg/L；悬浮固体浓度指的是：1升油田采出水中含有多少毫克的悬浮固体，其单位为mg/L，而悬浮固体指的是：采用平均孔径为0.45微米的纤维素脂微孔膜过滤，经汽油或石油醚溶剂洗去油田采出水后，膜上残留的不溶于油水的物质；悬浮固体颗粒直径中值指的是：油田采出水中悬浮固体颗粒的累计体积占颗粒总体积50％时的颗粒直径，其单位为微米；硫酸盐还原菌浓度、腐生菌浓度和铁细菌浓度的单位均为个/mL，即每1毫升的油田采出水中含有的细菌个数。

需要说明的是，在实施例时，可对油浓度、悬浮固体浓度、悬浮固体颗粒直径中值来获取油田采出水的水质好坏情况。

在该步骤101中，本发明实施例还获取了多组不同回注时间下的注水参数信息，即向目标储层注入油田采出水过程中，每隔一段时间获取一组注水参数信息。其中，每组注水参数信息包括注入压力与注入体积。

其中，上述注入体积的单位是m³/d，即每1天内向目标储层注入多少立方米的目标油田采出水。

本领域技术人员可以理解的是，注入体积通常用注水倍数来表示。其中，注水倍数也称为孔隙体积倍数，指的是向目标储层中注入的油田采出水的体积与目标储层的孔隙体积的比值。该注水倍数的单位为PV(Pore Volume，孔隙容积)。

在步骤102中，利用注入压力以及注入体积，获取目标储层在注水前期的第一吸水指数以及在注水后期的第二吸水指数。

具体为，获取油田采出水在注水前期以及注水后期的注水参数信息，其包括注入压力以及注入体积，之后根据注水前期的注入压力以及注入体积，获取目标储层在注水前期的第一吸水指数；同样地，根据注水后期的注入压力以及注入体积，获取目标储层在注水后期的第一吸水指数。

需要说明的是，为了便于对本发明实施例提供的评价方法进行说明，该步骤102中的注水前期与注水后期指的是按时间先后顺序进行的两个注水时间段，并不仅仅表示注水早期、注水晚期，也可以表示注水早期的前后两个注水时间段、注水中期的前后两个注水时间段或者注水晚期的前后两个注水时间段等。

该步骤102通过获取目标储层在注水前、后期的吸水指数，从而可对目标储层的吸水能力进行分析。若相同注入体积下的注入压力越大的话，说明该油田采出水对目标储层的渗透率造成伤害，即该目标油田采出水不适用于该目标储层的注水开发。

其中，第一吸水指数与第二吸水指数可通过如下计算公式计算的得到:

K_吸＝(Q₂-Q₁)/(P₂-P₁)

式中：

K_吸—第一吸水指数或第二吸水指数；

P_1、P₂—注水前期或注水后期，不同回注时间的注入压力，MPa；

Q₁—注水前期或注水后期，注入压力P₁对应的注入体积，m³/d；

Q₂—注水前期或注水后期，注入压力P₂对应的注入体积，m³/d。

在应用时，可采用注水指示曲线来获取第一吸水指数与第二吸水指数。其中，注水指示曲线指的是，在稳定流动条件下，油田采出液的注入压力与注入体积的关系曲线，可以反映目标储层吸水能力的变化以及目标储层压力回升情况等。

需要说明的是，稳定流动指的是指流体在多孔介质中渗流时，密度和速度等物理量仅与空间有关，而不随时间变化。

具体地，上述注水指示曲线可通过如下方法获取：以注水前期的注入体积为横坐标，以注水前期的注入压力为纵坐标，得到注水前期的注水指示曲线，该条注水指示曲线对应的斜率的倒数为第一吸水指数；同样，得到注水后期的注入指示曲线，该条注水指示曲线对应的斜率的倒数为第二吸水指数。

基于上述提供的获取第一吸水指数与第二吸水指数的方法，可用注水前期以及注水后期的注水指示曲线来表征目标储层的吸水能力的变化，即通过注水前期对应的注水指示曲线以及注水后期对应的注水指示曲线的斜率的变化分析得出目标储层吸水能力的变化。其中，相比于注水前期对应的注水指示曲线，注水后期对应的注水指示曲线的类型可分为三种：

第一种：直线型

如附图1所示，注水后期对应的注水指示曲线相对于注水前期对应的注水指示曲线平行上移，即这两个注水指示曲线斜率相同，也就是第二吸水指数与第一吸水指数相同，说明在注入油田采出水后，目标储层的吸水能力没发生变化。其中，附图1中的数字“1”代表注水前期对应的注水指示曲线，数字“2”代表注水后期对应的注水指示曲线；而字母“P”代表注入压力，字母“Q”代表注入体积。

第二种：递增型

如附图2所示，注水后期对应的注水指示曲线相对于注水前期对应的注水指示曲线的斜率变大，第二吸水指数小于第一吸水指数，说明在注入目标油田采出水后，目标储层的吸水能力下降，进而说明该目标油田采出水不适用于该目标储层的注水开发。其中，附图2中的数字“1”代表注水前期对应的注水指示曲线，数字“2”代表注水后期对应的注水指示曲线；而字母“P”代表注入压力，字母“Q”代表注入体积。

第三种：递减型

如附图3所示，注水后期对应的注水指示曲线相对于注水前期对应的注水指示曲线的斜率变小，第二吸水指数大于第一吸水指数，说明在注入目标油田采出水后，目标储层的吸水能力上升，进而说明该目标油田采出水适用于该目标储层的注水开发。其中，附图3中的数字“1”代表注水前期对应的注水指示曲线，数字“2”代表注水后期对应的注水指示曲线；而字母“P”代表注入压力，字母“Q”代表注入体积。

在步骤103中，从目标储层中获取多个岩心样品开展岩心伤害实验，获取由速敏性引起的第一渗透率伤害率以及由注入体积引起的第二渗透率伤害率。

由于注水参数对储层的伤害是贯穿油井生产全过程的一种最严重的伤害因素，回注水(即油田采出水)对储层的伤害主要表现为回注水与储层岩石的相互作用、外来流体与储层流体的相互作用，它们之间的相容性、配伍性、适应性等匹配程度决定了回注水对储层产生伤害程度。故该步骤103的主要的目的是采用岩心伤害实验，来模拟目标油田采出水对目标储层的渗透率的伤害程度。

需要说明的是，第一渗透率伤害率与第二渗透率伤害率的获取过程是相互独立的，也就是说，本发明实施例对一部分岩心样品(称之为第一岩心样品)开展岩心伤害实验，获取由速敏性引起的第一渗透率伤害率，而另一部分岩心样品(称之为第二岩心样品)开展岩心伤害实验，获取由注入体积引起的第二渗透率伤害率。

其中，为了能够准确模拟油田采出水对目标储层的渗透率的伤害程度，该岩心样品可通过如下方法获取：沿水平方向在目标储层上钻取岩心样品，该岩心样品的直径为2cm～3cm(举例来说，可以为2cm、2.2cm、2.4cm、2.6cm、2.8cm、3.0cm等)，长度大于3cm，举例来说，可以为4cm，5cm等。

进一步地，在开展岩心伤害实验之前，应对该岩心样品进行预处理，以获取岩心样品的空气渗透率、空隙体积以及空隙度。具体为：首先，利用酒精、苯溶液抽提岩心样品中的油，并洗净、烘干岩心样品，之后测量岩心样品的空气渗透率；其次，向岩心样品中注入饱和清水，之后抽空岩心样品中的饱和清水，并根据岩心样品前后质量差计算岩心样品的孔隙体积和孔隙度。其中，获取岩心样品的孔隙体积主要是为了获取由注入体积引起的第二渗透率伤害率。

另外，需要说明的是，岩心伤害实验为本领域人员所熟知的，例如《SYT5336-2006岩心分析方法》、《SYT 5358-2010储层敏感性流动实验评价方法》等标准，上述标准中描述了如何测量岩心样品的渗透率，本领域技术人员通过参考该标准即可容易的进行实施。

在该步骤103中，速敏性指的是因流体流动引起储层中的微粒运动，堵塞储层的喉道，造成储层的渗透率下降的现象。因此，本发明实施例通过开展岩心伤害实验来对目标储层的速敏性进行评价，即获取由速敏性引起的第一渗透率伤害率，并根据该第一渗透率伤害率的大小来判断目标储层对目标油田采出水注入速度的敏感性。其中，为了对目标储层的速敏性进行评价的岩心伤害实验也称为目标储层的速敏性评价实验。

作为一种实施方式，第一渗透率伤害率可通过如下方法获取：

步骤a1、在第一预设温度以及第一预设压力下，分别向多个第一岩心样品注入所述油田采出水，且每个第一岩心样品对应的注入速度不同，获取第一岩心样品的渗透率。

需要说明的是，一个注入速度对应一个第一岩心样品试样，也就是说，若要获取多个注入速度下的目标储层的渗透率，需要对多个第一岩心样品分别开展岩心伤害实验，例如，若要获取10个不同注入速度下的目标储层的渗透率，至少需要对10个第一岩心样品分别开展岩心伤害实验；当然了，为了能准确获取每个注入速度下的目标储层的渗透率，也可对一组第一岩心样品分别开展岩心伤害实验，以获取多个第一渗透率伤害率，之后再求这几个第一渗透率伤害率的平均值。另外，该获取方法中还获取了最大渗透率对应的临界注入速度，是为了便于获取第二渗透率伤害率。

其中，该步骤中的第一预设温度、第一预设压力的设置为本领域人员所熟知的，例如《SYT 5358-2010储层敏感性流动实验评价方法》标准中说明了如何设置第一预设温度以及第一预设压力。

步骤b1、比较每个第一岩心样品的渗透率，获取最大渗透率、最小渗透率。

具体地，比较每个第一岩心样品的渗透率，并从中选取最大渗透率以及最小渗透率。

步骤c1、利用最大渗透率与最小渗透率，并根据以下计算公式获取第一渗透率伤害率。

第一渗透率伤害率的计算公式为：

式中：

D_k—第一渗透率伤害率；

K_max—第一岩心样品的最大渗透率，10^-3μm²；

K_min—第一岩心样品的最小渗透率，10^-3μm²。

进一步地，作为一种实施方式，第二渗透率伤害率可通过如下方法获取：

步骤a2、获取油田采出水向第一岩心样品注入的临界速度，该临界速度为最大渗透率对应的注入速度。

为了以小于临界速度的预设注入速度向第二岩心样品注水油田采出水，以获取第二渗透率伤害率，该步骤采用上述获取第一渗透率伤害率的方法，得到临界速度。

步骤b2、在第二预设温度以及第二预设压力下，以小于临界速度的预设注入速度分别向两个第二岩心样品中各自注入相同预设体积的油田采出水以及清水，对应获取第二岩心样品的第一渗透率与第二渗透率。

需要说明的是，为了获取第二渗透率伤害率，该步骤可以采用两个第二岩心样品，其中，一个第二岩心样品用来获取第一渗透率，即以预设注入速度向该第二岩心样品中注入预设体积的目标油田采出水；而另外一个第二岩心样品用来获取第二渗透率，即以第预设注入速度向该岩心样品中注入预设体积的清水。

其中，该步骤中的第二预设温度、第二预设压力以及预设体积的设置为本领域人员所熟知的，例如《SYT 5358-2010储层敏感性流动实验评价方法》标准中说明了如何设置第二预设温度、第二预设压力以及预设体积。

步骤c3、利用第一渗透率与第二渗透率，并根据以下计算公式获取第二渗透率伤害率。

其中，第二渗透率伤害率的计算公式为：

式中：

D_w—第二渗透率伤害率；

K_iw—岩心样品的第一渗透率，10^-3μm²；

K_i—岩心样品的第二渗透率，10^-3μm²。

在步骤104中，当水质信息符合预设标准，第二吸水指数大于或等于第一吸水指数，且第一渗透率伤害率以及第二渗透率伤害率均小于或等于预设值时，油田采出水的回注指标符合要求。

具体地，当油田采出水的水质信息符合预设标准，第二吸水指数大于或等于第一吸水指数(即目标储层的吸水能力良好)，第一渗透率伤害率以及第二渗透率伤害率均小于或等于0.5(即油田采出水的水质对目标储层的渗透率的伤害程度弱)，则说明油田采出水的回注指标符合要求，可后续将该油田采出水回注至目标储层中进行注水开发。

在该步骤104中，作为一种实施方式，上述预设值为0.5，即当第一渗透率伤害率以及第二渗透率伤害率均小于或等于0.5，说明油田采出水的水质对目标储层的渗透率的伤害程度为弱。

进一步地，该步骤104中的预设标准包括现执行注水水质标准与碎屑岩油藏注水水质推荐指标。那么，水质信息是否符合预设标准可通过如下方法判断：获取目标储层的初始渗透率，并查询与初始渗透率适配的现执行注水水质标准；当水质信息在现执行注水水质标准以及碎屑岩油藏注水推荐指标的范围内时，水质信息符合所述预设标准；反之，不符合所述预设标准。

需要说明的是，目标储层的初始渗透率指的是，目标储层在进行注水开发之前的渗透率。

另外，本领域人员可以理解的是，储层可根据渗透率的大小分为高渗储层、中渗储层与低渗储层。每一类储层对应一个注水水质标准，而具体到某一个区块的储层时，由于所处环境的差异，同一类的储层的注水水质标准有所差异，因此，针对于每个区块的储层，本领域技术人员根据生产实践，制定有现执行注水水质标准，该现执行注水质标准如表1所示。

表1

需要说明的是，上述表中的渗透率的单位是md。另外，碎屑岩油藏注水水质推荐指标为本领域人员所熟知的，例如SY/T5329-2012碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法。

在应用时，为了提高对油田采出水的回注指标进行评价的准确性，也可对目标注水井的生产情况进行分析，若目标注水井的注入体积以及目标储层的油压在注水开发过程中的波动范围小，再加上水质信息符合预设标准，目标储层的吸水性能良好，且第一渗透率伤害率以及第二渗透率伤害率均大于预设值，则可充分表明油田采出水的回注指标符合要求，便可利用该油田采出水对目标储层进行注水开发。

上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本公开的可选实施例，在此不再一一赘述。

实施例1

基于本发明实施例提供的方法，本实施例以位于G油田的东检4井，且井深为2055.64的油层(即目标储层)为例，对向其注入的同一油田的污水(该污水为M采出水处理站处理后的采出水)的回注指标进行评价。

其中，该油田具有110口注水井，且建有1座油田采出水处理站，该处理站的设计处理能力为15000m³/d(即立方米/天)，实际处理量为11000m³/d。其中，用于目标储层注水开发的注水井有两口，即有两口注水井为目标注水井。另外，该目标储层的平均渗透率为982×10^-3μm²，故该目标储层为中渗储层。

(1)对油田采出水的水质信息进行分析

目前，该油田的M采出水处理站采用大罐沉降+核桃壳过滤器+纤维球过滤器处理工艺对向目标储层注入的油田采出水进行处理。由于该目标储层为中渗储层，故该目标储层的现执行注水水质标准为:含油浓度≤8.0mg/l、悬浮固体浓度≤5.0mg/l、悬浮固体颗粒直径中值≤3μm；碎屑岩油藏注水水质推荐指标为：含油浓度≤15.0mg/l、悬浮固体浓度≤5.0mg/l、悬浮固体颗粒直径中值≤3μm。本发明实施例将该油田采出水的各个控制参数的实际值与现执行注水水质标准以及碎屑岩油藏注水水质推荐指标进行对比，其对比结果如表2所示，从表2可看出，该油田的采出水处理站处理后的污水(即油田采出水)的各个控制指标均达标。

表2

需要说明的是，表2中的现执行指标指的是现执行注水水质标准，碎屑岩推荐指标指的是碎屑岩油藏注水水质推荐指标。

(2)对目标储层的吸水性能进行分析

本实施例对G油田的3个注水井(分别为G1-54-4注水井、G10-3注水井与Z4-53注水井)的指示曲线进行分析，其分析结果参见附图4、附图5以及附图6。其中，上述3个注水井均用来向目标储层注水，从附图4至附图6中可看出，注水井指示曲线的斜率总体上保持稳定，说明该地层的吸水特性良好，注水开发未造成孔渗条件的恶化，可见，目前的G油田的M采出水处理站处理后的油田采出水对储层的渗透率影响较小。

需要说明的是，附图4、附图5以及附图6中的油压指的就是注入压力。

(3)开展岩心伤害实验，获取第一渗透率伤害率以及第二渗透率伤害率

M采出水处理站对采出水进行处理，并利用处理后的污水以及从目标储层中钻取的多个岩心样品，开展岩心伤害实验。

首先，通过开展岩心伤害实验，即注入速度对岩心样品渗透率的影响实验，来获取由速敏性引起的第一渗透率伤害率。则，该实验结果参见表3。

表3

从表3中可看出，经G油田的M采出水处理站处理后的采出水对东检4井的目标储层的渗透率的速敏伤害程度为弱。

其次，通过开展岩心伤害实验，即注入体积对岩心样品渗透率的影响实验，来获取由注入体积引起的第二渗透率伤害率。则，该实验结果参见表4。

表4

需要说明的是，渗透率下降率指的是注入倍数为5对应的目标储层的渗透率与注入倍数大于5对应的目标储层的渗透率之差，且该差值与注入倍数为5对应的目标储层的渗透率的比值为渗透率下降率。

从表4中可看出，向东检4井的岩心样品中注入160倍数的污水，该岩心样品的渗透率下降27.7％，且第二渗透率伤害率为0.16，可表明，该污水对岩心造成的伤害程度为弱伤害。

(4)对目标注水井的生产情况进行评价

获取两口目标注水井的注入体积随回注时间的变化曲线以及目标储层的油压随回注时间的变化曲线，并对这两条变化曲线分析，分析表明这两条变化曲线具有良好的平稳度，进而可表明这两口目标注水井生产情况平稳。

(5)对M采出水处理站的采出水回注指标进行评价

从注水水质分析可得出：经M采出水处理站处理后的采出水中的含油浓度、悬浮物浓度和悬浮物颗粒直径中值以及细菌基本都达标，即该污水的水质信息符合预设标准。

从岩心伤害评价实验分析可得出：注入速度对岩心样品的渗透率的速敏损害程度为弱，注入体积对岩心样品造成的伤害程度为弱伤害。

从注水井指示曲线分析可得出，目标储层的吸水能力良好，进而可表明目前注水水质对储层的影响较小。

从注水井的生产情况进行分析可得出，目标注水井的生产情况比较平稳，可表明目前注水水质对储层的影响较小。

综上所述，本实施例分别从注水水质、岩心伤害评价实验、注水井指示曲线、注水井的生产情况这四个方面对G油田的M采出水处理站采出水回注指标进行综合评价，现行指标：含油≤8.0mg/l、悬浮固体含量≤5.0mg/l、悬浮物颗粒直径中值≤3μm，适应性较好，保持不变，进而可对目标储层进行注水生产。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种油田采出水回注指标的评价方法，其特征在于，所述评价方法包括：

获取油田采出水的水质信息以及不同回注时间下的注水参数信息，所述注水参数信息包括注入压力与注入体积；

利用所述注入压力以及所述注入体积，获取目标储层在注水前期的第一吸水指数以及在注水后期的第二吸水指数；

从所述目标储层中获取多个岩心样品开展岩心伤害实验，获取由速敏性引起的第一渗透率伤害率以及由所述注入体积引起的第二渗透率伤害率；

当所述水质信息符合预设标准，所述第二吸水指数大于或等于所述第一吸水指数，且所述第一渗透率伤害率以及所述第二渗透率伤害率均小于或等于预设值时，所述油田采出水的回注指标符合要求。

2.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述水质信息包括：含油浓度、悬浮固体浓度、悬浮固体颗粒直径中值、硫酸盐还原菌浓度和腐生菌浓度和铁细菌浓度。

3.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述第一吸水指数与所述第二吸水指数通过如下计算公式计算得到：

K_吸＝(Q₂-Q₁)/(P₂-P₁)

式中：

K_吸—第一吸水指数或第二吸水指数；

P₁、P₂—注水前期或注水后期，不同回注时间下的注入压力，MPa；

Q₁—注水前期或注水后期，注入压力P₁对应的注入体积，m³/d；

Q₂—注水前期或注水后期，注入压力P₂对应的注入体积，m³/d。

4.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述岩心样品通过如下方法获取：

沿水平方向在所述目标储层上钻取所述岩心样品，所述岩心样品的直径为2cm～3cm，长度大于3cm。

5.根据权利要求4所述的评价方法，其特征在于，所述第一渗透率伤害率通过如下方法获取：

在第一预设温度以及第一预设压力下，分别向多个第一岩心样品注入所述油田采出水，且每个所述第一岩心样品对应的注入速度不同，获取所述第一岩心样品的渗透率；

比较每个所述第一岩心样品的渗透率，获取最大渗透率、最小渗透率；

利用所述最大渗透率与所述最小渗透率，并根据以下计算公式获取所述第一渗透率伤害率；

所述第一渗透率伤害率的计算公式为：

式中：

D_k—第一渗透率伤害率；

K_max—所述第一岩心样品的最大渗透率，10^-3μm²；

K_min—所述第一岩心样品的最小渗透率，10^-3μm²。

6.根据权利要求5所述的评价方法，其特征在于，所述第二渗透率伤害率通过如下方法获取：

获取所述油田采出水向所述第一岩心样品注入的临界速度，所述临界速度为所述最大渗透率对应的所述注入速度；

在第二预设温度以及第二预设压力下，以小于所述临界速度的预设注入速度分别向两个第二岩心样品中各自注入相同预设体积的所述油田采出水以及清水，对应获取所述第二岩心样品的第一渗透率与第二渗透率；

利用所述第一渗透率与所述第二渗透率，并根据以下计算公式获取所述第二渗透率伤害率；

所述第二渗透率伤害率的计算公式为：

式中：

D_w—第二渗透率伤害率；

K_iw—所述第二岩心样品的第一渗透率，10^-3μm²；

K_i—所述第二岩心样品的第二渗透率，10^-3μm²。

7.根据权利要求2所述的评价方法，其特征在于，所述预设标准包括：现执行注水水质标准与碎屑岩油藏注水水质推荐指标；

所述水质信息是否符合所述预设标准通过如下方法判断：

获取所述目标储层的初始渗透率，并查询与所述初始渗透率适配的所述现执行注水水质标准；

当所述水质信息在所述现执行注水水质标准以及所述碎屑岩油藏注水推荐指标的范围内时，所述水质信息符合所述预设标准；反之，不符合所述预设标准。

8.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述预设值为0.5。