注水过程中，由于外来入井流体（注入水）流入油气层，必然要与油气层的岩石和流体接触，将发生各种损害。

不合格的注入水水质引起的地层损害是注水的主要损害。

所谓不合格的注入水水质包括两个方面：一是指注入水与地层岩石不配伍；二是指注入水与地层的流体不配伍。

注入水与地层岩石不配伍表现为：（1）注入水造成地层粘土矿物水化、膨胀、分散和运移；（2）由于注水速度过快，引起地层松散微粒分散、运移；（3）注入水机杂粒径、浓度超标，堵塞孔道等。

注入水使地层粘土水化膨胀甚至分散运移是注水损害的重要原因之一。许多储层含有多达10%-15%的粘土矿物成分。其产状和微结构各异，当使用与粘土不相容的注入水时，会使油藏的孔隙度和渗透率降低。地层损害主要表现为：（1）二价离子的释放能造成表面活性剂的沉淀和聚合物的失效；（2）与表面电荷作用同时出现的离子交换反应能够造成地层结构的破坏；（3）粘土膨胀使孔喉通道变小或堵塞，粘土的机械运移（粘土微粒发生分散、运移）；（4）岩石矿物成分与注入水发生化学反应或化学沉淀等等。不少地层是水润湿的，这种水润湿地层变成油润湿后可以将油的渗透率平均降低约40%。这种损害对气井也同样存在。损害方式多数以水锁或乳状液堵塞的方式出现。砂岩油井更容易遭到此类损害，含低密度沥青的砂岩油井更为严重。此外，一切含有阳离子表面活性剂过滤液、防腐剂、杀菌剂、破乳剂、含沥青油基液盐水、含油液体等都会使砂岩、粘土碳酸盐岩油湿，从而造成严重的水锁和乳状液堵塞损害。注入水的注水速度与注水储层岩石结构的不配伍会产生速敏反应，地层岩石产生新的微粒并运移堵塞孔喉通道，造成地层损害。损害程度主要由能起动的地层微粒数量、粒度分布及与孔喉的级配、微粒的类型来决定。注入水中的机械杂质堵塞地层常表现为以下形式：（1）射孔孔眼变窄；（2）固相颗粒侵入地层在井壁带形成泥饼；（3）井底位置相对升高；（4）射孔孔眼堵塞。机械杂质堵塞地层的严重程度是地层孔喉与机械杂质颗粒大小匹配关系的函数。机械杂质浓度愈高，地层堵塞愈严重，注水井的吸入能力衰减愈快。

表7-1  油田常见水垢

 

注入水与地层流体不配伍主要表现在注入水与地层水不配伍，产生沉淀和结垢；注入水造成地层温度下降，也会产生有机垢。一般而言，离子浓度、pH值、总含盐量、溶解度、温度、压力、接触时间和搅动程度对结垢都会产生影响。要强调的是注入水引起的大面积地温度下降，不仅使油变稠，使流动阻力增加，而且常常会引起有机垢、无机垢同时产生，堵塞油气层。油田常见的水垢如表7-1所示。结垢是油田水水质控制中遇到的最严重问题之一。结垢可以发生在地层和井筒的各个部位。有些沉淀以悬浮颗粒的形式存在，在流动中堵塞孔喉通道，有的也可能在储、渗空间岩石表面结成固体的垢，减少了孔隙通道有效横截面，甚至会完全堵死孔道，从而损害地层。当然，注入水中含有超标的细菌、溶解氧、铁离子、二氧化碳等都极易产生各类沉淀，堵塞地层，注水引起地层损害的具体分类，见表7-2。

表7-2  注水引起的地层损害类型

 

综上所述，由于水质所引起地层损害包括两个基本因素：被注地层自身的岩性与它所含流体特性；注入水的水质。前者是客观存在的，是引起地层损害的潜在因素，而后者是诱发地层损害发生的外部因素，是可以通过主观努力而控制的，因此，控制注入水水质、采用合理注水强度，平稳注水是减少注水损害的技术关键。

1．建立合理的工作制度

在临界流速下注水。室内速敏实验已求出油气层的临界流速，根据该流速可以计算出与之相应的生产中注水临界速度。一般而言，只要控制注水速度在临界流速以下，可防止速敏损害发生。

控制注水、注采平衡可以有效地防止水指进或减缓指进、水锥的形成，防止乳化堵塞，提高驱油效果。

2．控制注水水质

前面已经讨论了要控制注入水引起的油气层损害，必须从控制注入水水质入手，因此注入水入井前要进行严格的注入水水质处理。

注入水水质是指溶解在水中的矿物盐、有机质和气体的总含量，以及水中悬浮物含量及其粒度分布。水质指标可分为物理指标和化学指标两大类。通常，物理指标是指水的温度、相对密度、悬浮物含量及其粒度分布、石油的含量。注入水的化学指标是指盐的总含量、阳离子（如钙、镁、铁、锰、钠和钾等）的含量、阴离子（如重碳酸根、碳酸根、硫酸根、氯离子、硫离子）的含量、硬度与碱度、氧化度、pH值、水型、溶解氧、细菌等等。对于某一特定的油气层，合格的水质必须满足注入水与地层岩石及其流体相配伍的物理和化学指标。

一般注入水满足以下要求：

（1）机杂含量及其粒径不堵塞喉道；

（2）注入水中的溶解气、细菌等造成的腐蚀产物、沉淀不造成油气层堵塞；

（3）与油气层水相配伍；

（4）与油气层的岩石和原油相配伍。

目前，我国有关部门已制订了注入水水质标准，表7-3就是我国石油工业不同时期制订的碎屑岩油田注入水水质标准。

    要强调的是，不同的油气层应有与之相应的合格水质，切忌用一种水质标准来对所有不同类型的油气层的注入水水质进行对比评价，中国石油天然气总公司推荐的注入水水质指标（表7-3）不宜笼统地对中、低渗的油气层使用，而是要针对不同的油气层使用不同的注水水质标准。因此，制定一整套水质保障体系是技术的关键，表7-4列出了某油田采用的水质保障体系。

3．正确选用各类处理剂

各种水处理添加剂如防膨剂、破乳剂、杀菌剂、防垢剂、除氧剂等，许多都具有表面活性。在注水水质预处理时应考虑两个原则：（1）选用每种处理剂时，严格控制该剂与地层岩石和地层流体的相溶性，防止生成乳状液及沉淀和结垢，损害地层；（2）同时使用几种处理剂时，严格控制处理剂相互之间发生的化学反应，防止生成新的化学沉淀，从而损害地层。

表7-3我国石油工业不同时期注水水质标准统计表

一旦油气层发生损害，一般难以完全消除。目前常用的消除方法有：（1）使用表面活性剂浸泡。回注表面活性剂地层，并用回流帮助浸泡，使油润湿反转复原为水润湿，恢复地层相对渗透率。向地层注入破乳剂使乳状液破乳。由于油、水分散，解除了乳状液的堵塞，故使降低了的相对渗透率又复回升。这种方法一般称为化学解堵。（2）化学除垢。目前国内外采用的除垢剂有若干种，不同的水垢应采用不同的化学除垢剂。水垢大致可分为三类：一类是水溶性水垢；二类是酸溶性水垢；三类是化学不活泼的水垢。前两类常使用相应的化学除垢剂来消除水垢；后者常因水垢既不溶于水也不溶于酸而用化学方法难以收到预期效果，因此采用机械方法除垢。常用的消除水垢的机械方法有爆炸、钻磨、扩眼、补孔等。目前，现代物理方法如核磁共振、超声波振荡等也开始被考虑用于解堵。

表7-4某油田注入水水质保障体系

1	沉降与过滤	水源水经充分沉降后，再进行二级精细过滤，确保悬浮物含量和总含铁量低于过滤前含量并且达标
2	密闭	采用全密闭系统，减少或避免投药时曝氧，沉降罐、大罐等采用封顶隔氧
3	除氧	由于水源水氧含量很高且未进行脱氧，致使油田注入水含氧量严重超标，并且引起其他指标也超标，因此油田注水站必须装备机械除氧装置，并附加化学除氧
4	防腐	保证油田注入水含量达标，是减少管线设备腐蚀的一个重要措施，另外沉降罐等采用涂料及阴极保护技术，管线采用内防腐及投加缓蚀剂等进行防腐
5	防菌与杀菌	采用清洗系统，注入井反排及定期反冲洗过滤器等工艺进行防菌，采用投加化学杀菌剂的方法杀菌
6	防垢	投加防垢剂和粘土稳定剂进行防垢与防止地层损害
7	投药及监测	某联合站目前已暴露出这方面的问题，油田注水站应做到：（1）投药前必须进行产品质量检测，不合要求的坚决不用；（2）尽可能减少投药时曝氧；（3）必须先过滤掉药溶液中的机杂后，方可将药溶液进行精细过滤；（4）药剂使用后必须进行效果监测
8	设备的管理与维修	设备尤其是精细过滤设备等的管理与维修必须规范化、标准化，联合站精细过滤后水质变差，就表明精细过滤设备处于不良工作状态
9	水质监测	水质监测是保证注入水系统达标的主要检测手段，必须规范化、标准化，做到定时监测各主要取样点的各项水质，同时注意取样方法与分析方法的统一规范
10	岗位培训	人员素质是保证注水系统正常运转、注入水水质正常达标的关键，因此上岗人员必须懂得水质标准及其岗位责任