摘要：大王北油田大37块是典型的低渗透油藏，注水开发共经历了四个注水时期， 四个时期中注浅层水期注水井井况较好，区块产量稳定；注污水时期由于污水不达标，水井井况变差局部井网不完善，区块开发效果变差。良好的水质是大王北油田大37块良性开发的基础。
　　关键词：低渗透 浅层水 污水 开发
　　1、注水历程回顾
　　1.1 注浅层水期
　　从1991年至1997年陆续有大46等水源井投产，水井注浅层水。实验室证明浅层水与地层水配伍，由表1可看出个监测点的水质参数基本达到了低渗透油田的三级注入标准，符合注入要求。
　　该时期油井转注，主要集中在1991-1994年底。统计数据显示，分析水井压力变化较小，注水压力基本稳定，由以上曲线可看出浅层水回注后，水井油压在15-25MPa范围内变化、波动，同时期油田开发效果好。
　　1.2 局部注污水期
　　由于大北站污水量增加，大37块于1997年部分水井改用大北站污水回注，该段时期大37块部分井改用污水回注，由表1数据表明除腐蚀率、溶氧量参数基本达标外，其他水质参数不同程度超标，明显比注水源井水质变差。
　　注入污水导致水井注入压力上升幅度明显高于注浅层水的上升幅度。该时期由于固体颗粒和含油量较多造成水井冲换管柱10井次，注入压力高导致大45等井大修以及大49报废的后果。出现有水井但是却注采不完善现象，增大该区块地层亏空，影响区块开发效果。
　　1.3 1999年-至今大37块全部转为大北站污水回注
　　2003年底之后，水井平均注水压力急剧上升，吸水指逐年下降表明该地区注水井吸水能力下降。污水颗粒含量以及含油量超标，是标准的4—10倍。过多固体颗粒和油渍回注地层后，严重堵塞喉道，降低储层渗透率。水井年压力上升达0.33 Mpa/y。水质从表1我们看出，污水颗粒含量以及含油量严重超标，分别超出标准的8.6—16.2倍和1.6—13.1倍之多，硫酸盐还原菌超出了标准的1.8—439倍。水质超标的严重造成的结果是导致了大37等7口水井套管损坏后大修以及大北9-15等井报废的严重后果。
　　2、水质不达标对油田开发的影响
　　2.1 低渗透油田水质污染机理
　　油田注入污水中超标的悬浮固体颗粒、原油、硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等对管柱及油层造成危害的物质。悬浮固体颗粒和原油在注入地层后充填于储集层中与其中白云质、灰质、泥质胶结，堵塞储层原有孔喉。硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等细菌从流程、设备到管柱、套管、地层会造成一系列的危害，他们既是堵塞源也是腐蚀源。
　　2.2 大37块水质影响油田开发
　　大北站出口污水的硫酸盐还原菌的含量是注入标准的2-440倍。含大量的硫酸盐还原菌会对注水流程、井下管柱、套管等造成腐蚀，大37块在5年左右未动管柱水井作业时发现井下管柱腐蚀严重。注水井注水压力升高，增加套管管壁承受压差，套管破损几率增大，统计1997-2005年大37块共有12口水井套损，其中6口水井由于套损报废，已有3个井组钻更新井注水。
　　3、同种油藏水井注入不同水质的效果对比
　　认识到大北站污水水质超标对注水井的危害后，我们于2004年7月将报废井大北10-22转为水源井，投产供水给16#站，注6口水井 。自2000年后16#注大北站污水，油压逐年上升至2004年开始下降；而吸水指数自2000年开始下滑至2004年底时开始上升，到2005年后压力及吸水指数基本趋于稳定。说明大37块西北扩注浅层水后，水井状况变好。而该段时期在37块南块大48井区水井油压上升，吸水指数下降，注水形势变差。除了两区块地层因素影响之外，主要原因是注水水质。
　　4、结论与认识
　　4.1 要实现低渗油田的高效能开发，区块注足水、注好水是先提条件。
　　4.2 低渗油田注水效果受地层因素、井距、注入水质等影响，目前大37块注入水质已经对该区块的注水开发产生了恶劣影响。
　　4.3 要解决大37块注水开发问题，最紧迫的就是改善水质。
　　参考文献
　　[1]童宪章.油井产状和油藏动态分析.北京：石油工业出版社，1981
　　[2]闫存章.低渗透油田开发技术.北京：石油工业出版社，2008