陜北旦八油區(qū)注水井堵塞原因分析及治理措施

喬林勝，白海濤，馬 云，郭學輝，白 遠

(1.西安石油大學 陜西省油氣田特種增產技術重點實驗室，陜西 西安 710065；2.西安石油大學 石油工程學院，陜西 西安 710065；3.西南石油大學 石油與天然氣學院，四川 成都 610000； 4.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西 西安 710075)

引 言

旦八油區(qū)長6儲層注水井存在注水量遞減快、注水壓力高、注水見效慢、注采嚴重失衡等問題，給油田開發(fā)造成了嚴重影響。注水過程中注入水與儲層不配伍、注入水與地層水不配伍、注入水中的乳化油、懸浮固相顆粒等均會對儲層滲透率造成傷害[1-2]。注入水與儲層不配伍造成儲層傷害，是由于注入水進入儲層后引起儲層敏感性礦物水化膨脹、分散運移，堵塞孔喉，導致儲層滲透率下降[3-4]。關于乳化油和懸浮固相顆粒對儲層傷害，雖然有學者致力其傷害機理的理論模型研究[5-7]，但目前普遍采用巖心流動實驗評價乳化油、固相顆粒對儲層傷害程度，并主要通過控制乳化油、固相顆粒的粒徑及濃度減小儲層傷害。固體顆粒對儲層傷害主要是r粒/r孔為1/3～2/3的架橋離子和細微顆粒的共同作用[8]。同等條件下，固相顆粒濃度越大，注入孔隙體積倍數越大，滲透率傷害程度也越大[9-10]。乳化油主要通過賈敏效應傷害儲層，并且由于油滴的可變形特點，可能會對儲層造成更深的侵入傷害[11]。注入水與地層水配伍性，可通過結垢預測判斷地層條件下離子結垢趨勢[12-13]，或通過注入水與地層水不同配比下的結垢實驗進行研究[14-15]。但無論是BaSO4結垢還是CaCO3結垢，當油層滲透率越低，結垢量越大，結垢對油層產生的傷害越嚴重[16]。結垢造成的巖心微觀孔隙結構變化以及結垢物質的形成情況可以借助核磁共振技術結合掃描電鏡分析研究[17-18]。

通過室內模擬實驗，對陜北旦八油區(qū)長6儲層注入水和采出水進行水質分析，研究注入水與地層水配伍性、懸浮固相顆粒和乳化油對儲層滲透率的傷害，并結合旦八油區(qū)長6儲層特征，分析注水井堵塞原因，為該油區(qū)的注水井制定合理注水措施和解堵措施提供參考。

1 儲層特征

該油區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，長6儲層以灰-灰綠色長石細砂巖和細粉砂巖為主。填隙物成分主要為綠泥石、方解石、濁沸石及少量細粉砂、伊利石、水云母等。儲層整體物性較差，為細喉道、低孔-特低滲儲層?？紫抖戎饕植荚?%～10%，平均滲透率(0.103～1.430)×10-3μm2。壓汞資料顯示其最大連通孔喉半徑(Rd)為4.900～0.092 μm，對應的中值半徑(R50)為0.43～0.03 μm。儲層溫度為64.6～67.5 ℃，平均原始地層壓力10.33 MPa。

依據SY/T 5358-2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》對該油區(qū)長6儲層進行敏感性評價，結果表明：速敏損害程度弱，臨界流量在0.10～0.24 mL/min。水敏損害程度中等偏強，臨界礦化度3 556.54 mg/L。該儲層存在強酸敏損害，中等偏弱堿敏損害。

2 水質分析

該油區(qū)長6儲層注入水為處理后的同層采出水。為了系統(tǒng)分析水質特性，依據SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》對注入水和地層水(用具有代表性的兩口低含水油井的采出水代替)進行了水質分析，結果見表1。

表1 注入水和地層水分析結果Tab.1 Water quality analysis results of injected water and formation water

該油區(qū)長6儲層地層水屬于CaCl2水型。注入水中懸浮固相含量40.89 mg/L，含油量44.96 mg/L，粒徑中值3.85 μm，屬于CaCl2水型，總礦化度為27 226.73 mg/L，高于儲層臨界礦化度3 556.54 mg/L。注水過程中不存在儲層的水敏傷害。注入水顯中性，不會引起儲層的酸敏、堿敏傷害。地層水與注入水均含有Ca2+、HCO3-、SO42-，而且注入水含有CO32-，所以該注入水注入地層后，會導致CaSO4和CaCO3結垢傷害[19]。

3 堵塞原因分析

3.1 注入水與地層水配伍性研究

采用SY/T 0600-2009《油田水結垢趨勢預測》中的Davis-Stiff飽和指數法預測注入水與地層水混合后的碳酸鈣結垢趨勢。判斷標準：結垢指數SI>0，有結垢趨勢；SI=0，臨界狀態(tài)；SI<0，無結垢趨勢。采用Skillman熱力學溶解度法預測其硫酸鈣結垢趨勢。計算硫酸鈣結垢趨勢預測值S，硫酸鈣實際含量c，令ΔS=S-c。判斷標準：ΔS>0，無結垢趨勢；ΔS=0，臨界狀態(tài)；ΔS<0，有結垢趨勢。

將表1中注入水與地層水(取均值)以不同比例混合[20]，預測其在地層壓力(10.33 MPa)和地層溫度(66 ℃)下結垢趨勢。預測結果見圖1。

圖1 結垢趨勢預測結果(66 ℃，10.33 MPa)Fig.1 Prediction result of scaling trend

由預測結果可知：該油區(qū)長6儲層注入水與地層水以不同比例混合后不存在硫酸鈣結垢趨勢，但單一注入水、注入水與地層水以9:1和8:2混合后均存在碳酸鈣結垢趨勢。在水驅過程中，經注入水驅替后，儲層巖石孔隙中注入水飽和度逐漸增加，碳酸鈣結垢趨勢會變得更加明顯，結垢堵塞趨于嚴重[21]。而且隨著注水過程延長，注水前緣不斷推進，水驅區(qū)域逐漸擴大，結垢堵塞將逐步向儲層深處延伸。

3.2 固相顆粒傷害分析

用孔徑為0.45 μm微孔濾膜過濾注入水2遍，加入膨潤土，在4 000 r/min條件下攪拌30 min，靜置12 h，取上清液，得到模擬注入水。利用MS2000激光粒度儀分析懸浮固相顆粒的粒徑分布，粒徑中值3.61 μm，并測定模擬注入水中懸浮固相含量。實驗用天然巖心，按照SY/T 5336-2006《巖心常規(guī)分析方法》測定巖心基本參數。

在恒溫66 ℃的條件下以0.1 mL/min恒速向巖心注入模擬注入水，測量不同驅替倍數下巖心滲透率并計算其傷害率，考察水驅過程中巖心傷害率隨注水量的變化情況。然后用毛刷清除巖心注入端面的堵塞物，用過濾后注入水測定巖心滲透率，判斷滲透率恢復情況。實驗結果見表2和圖2。

表2 清除端面堵塞物前后固相顆粒對巖心傷害率變化情況Tab.2 Change of damage ratio of solid particles to core permeability before and after removing end plugging

圖2 巖心滲透率傷害率與注水PV數關系Fig.2 Relationship between core permeability damage ratio of solid particles and water injection volume

由表2與圖2可知，隨著注入水的注入孔隙體積倍數的增加，巖心傷害程度逐漸增加?？梢姽滔囝w粒對巖心滲透率損害程度和累積注入量有關。

用相同的模擬注入水驅替巖心，較低滲透率的巖心傷害程度較高。但是清除端面堵塞物后所測得的較低滲透巖心的滲透率恢復程度較高。說明滲透率較低的巖心其孔喉半徑較小，相同粒徑的固相顆粒不容易進入巖心內部，更容易在巖心端面形成橋塞[22]。而較高滲透率的巖心，不僅會在注入端形成外濾餅，而且固相顆粒會造成較為嚴重的侵入傷害，從而降低巖心滲透率[23]。由于該儲層平均滲透率為(0.103～1.430)×10-3μm2，注入水的粒徑中值為3.85 μm，故注入水中的固相顆粒更容易在井筒附近形成外泥餅堵塞，少量進入巖心內部形成堵塞。

3.3 乳化油傷害分析

在蒸餾水中加入乳化劑(十二烷基硫酸鈉)250 mg/L，高速攪拌(4 000 rad/min)5 min，再加入一定量的航空煤油高速攪拌30 min得到模擬乳化液。通過雙光束紫外分光儀測得乳化油含量為50 mg/L，利用MS2000測量其粒徑分布，測得粒徑中值2.45 μm。

在恒溫66 ℃，恒速(0.1 mL/min)向巖心注入模擬乳化液，乳化油對巖心傷害曲線如圖3所示。用毛刷清除端面堵塞物后，用相同礦化度的模擬注入水測巖心滲透率，計算巖心滲透率的傷害率，判斷滲透率恢復情況，實驗結果見表3和圖3。

表3 清除端面堵塞物前后乳化油對巖心傷害率變化情況Tab.3 Change of damage ratio of emulsified oil to core permeability before and after removing end plugging

圖3 不同注入PV數下乳化油對巖心的傷害情況Fig.3 Relationship between core permeability damage ratio of emulsified oil and water injection volume

從表3與圖3可知，驅替開始后巖心傷害率一直呈上升趨勢，驅替至50 PV以后巖心傷害曲線上升趨勢明顯減緩，并且隨著注入孔隙體積倍數的增加，實驗巖心的傷害率由D1-6>D1-5>D1-4變化為D1-4>D1-5>D1-6。分析認為，實驗所用乳化液中乳化油滴的中值粒徑(2.45 μm)大于巖心平均孔喉半徑(1.48～0.02 μm)。在注入孔隙體積倍數低于50 PV時，較高滲透率巖心由于其平均孔喉半徑與油滴粒徑更接近，懸浮物中小油滴更容易進入巖心孔隙，形成內部堵塞[11]，而較低滲透率巖心則更容易形成端面堵塞傷害。當注入孔隙體積倍數高于50 PV之后，隨著注入孔隙體積倍數的增加，大滴的乳化油在巖心端面聚集，形成油膜阻止了內部傷害的進一步發(fā)生，此時巖心傷害主要以端面堵塞為主[24]。

含油量50 mg/L模擬乳化液驅替至100 PV后，巖心傷害率均高于60%。清除端面后，巖心傷害率降低至10%左右。因此，乳化油對巖心滲透率的傷害以端面堵塞為主。

通過注水井堵塞原因分析，確定固相顆粒和乳化油主要是在巖心注入端面形成堵塞傷害。由于研究區(qū)儲層酸敏感性較強，不宜施行酸化解堵措施。因此，針對該儲層實際情況，采用負壓返吐方法解除注水井堵塞[25]，并通過室內反驅實驗研究其可行性。

4 治理措施

4.1 負壓返吐解堵模擬實驗

用乳化劑、煤油、膨潤土和蒸餾水配制模擬注入水(懸浮固相含量7 mg/L，乳化油含量40 mg/L)。在恒溫66 ℃，恒速(0.1 mL/min)向巖心驅替模擬注入水，連續(xù)測量不同驅替孔隙體積倍數下巖心的滲透率，并計算傷害率；然后用過濾后地層水反向驅替，模擬負壓返吐解堵過程。再用過濾后地層水正向驅替，判斷負壓返吐后巖心滲透率的恢復情況。實驗結果見圖4。

圖4 巖心反向驅替解堵實驗結果Fig.4 Experimental results of reverse displacement removing pluggingin cores

兩塊實驗巖心反向驅替后，隨著反向驅替PV數的增加，滲透率有明顯的下降趨勢。分析認為，由于正驅侵入巖心內部的少量微小固相顆粒和乳化油滴，反驅過程中會在巖心孔隙中重新分布，使得反驅滲透率出現(xiàn)下降趨勢。但隨著驅替PV數的增加，滲透率較低巖心2-1反驅6 PV后，滲透率較高巖心2-2反驅15 PV后，各巖心滲透率變化趨于穩(wěn)定。反向驅替之后，兩塊巖心平均傷害率由56.22%下降至26.91%，滲透率恢復到原滲透率73.81%。由此可見，通過反向驅替(大于15 PV)后可以部分解除模擬注入水對巖心的堵塞。

4.2 現(xiàn)場試驗

4.2.1 現(xiàn)場試驗方案

負壓返吐解堵方法通過排出井筒流體的方式使注水井井底壓力低于儲層壓力，地層水可以快速自噴進入井筒，從而帶出近井地帶巖石孔隙堵塞物、射孔孔眼和巖石表面的濾餅，并輔助以洗井作業(yè)徹底清除返吐至井筒內的堵塞物，達到解堵目的。由于注入水中乳化油和固相顆粒主要在注入端堵塞儲層，因此以近井地帶0.5 m為界，按大于15倍孔隙體積計算需要返吐的地層水量。具體試驗方案：

(1)采用油管返吐方式進行負壓返吐，將注水閥關閉，連接油管出口與儲液罐；打開油管閥門以3～4 m3/h排出要求水量(需要排出的地層水量+油管體積)后停止返吐；

(2)在一次排液時，當排液量降到1～2 m3/h時還未達到放噴量要求時，應關井恢復壓力，壓力恢復后再次放噴，直到放噴量達到要求后停止返吐，然后進行洗井；

(3)洗井時，將注水閥門和油套環(huán)空閥門打開，剛開始的20～30 min應以1～1.5 m3/h的小排量進行洗井，然后逐漸將排量增加到3～4 m3/h，當排出水變清澈后停止洗井。然后進行正常注水。

4.2.2 現(xiàn)場試驗效果

試驗井儲層孔隙度為8%～10%，平均儲層厚度為10.3 m，該井返吐前注水壓力23.5 MPa，日配注20 m3，日注水10 m3。由于注入井乳化油和固相顆粒主要在注入端堵塞儲層，故污染半徑以0.5 m計算。累計返水量20 m3左右，歷時100 min，現(xiàn)場返吐液取樣化驗結果見表4。最終注水壓力為23.8 MPa，日注水量為20 m3。該井返吐前后工況見圖5。

由試驗結果分析，返吐過程中，懸浮物與乳化油在返吐液中濃度遠高于注入水中的濃度。返吐后，注入壓力變化微小，注入量提高了一倍，可見負壓返吐能夠解除該油區(qū)注水井堵塞。

表4 現(xiàn)場試驗取樣分析結果Tab.4 Fieldsampling analysisresult

圖5 試驗井試驗前后工況Fig.5 Change of working conditions of the test well before and after test

5 結 論

(1)陜北旦八油區(qū)長6儲層注水井堵塞主要由注入水結垢、固相顆粒和乳化油堵塞造成。固相顆粒存在侵入傷害和外濾餅堵塞傷害，乳化油以端面堵塞為主。

(2)由于儲層酸敏感性較強，不宜進行酸化解堵，對于已經堵塞的注水井，可以進行負壓返吐解堵。

(3)建議在注入水中加入碳酸鈣阻垢劑防止儲層結垢傷害，同時提高注入水水質，降低注入水中的固相顆粒含量和含油量。