渤海油田低-特低滲儲(chǔ)層注水井堵塞規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究

張吉磊，胡 勇，繆飛飛，周焱斌，歐陽(yáng)雨薇

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

對(duì)于低滲-特低滲油田，注水開(kāi)采已成為主要的開(kāi)發(fā)方法之一。低滲-特低滲油田具有低孔、低滲和敏感性強(qiáng)等特點(diǎn)，在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，時(shí)常出現(xiàn)注水井堵塞[1-4]，導(dǎo)致注水壓力上升快、注水見(jiàn)效慢、注采嚴(yán)重失衡和儲(chǔ)層動(dòng)用程度差等問(wèn)題[5-9]，嚴(yán)重影響油田的開(kāi)發(fā)效益。因此，研究低滲-特低滲透油田注水井的堵塞規(guī)律，對(duì)于提高注水效率有重要意義。本文以渤海B油田沙河街組低滲儲(chǔ)層為例，通過(guò)分析注入水水質(zhì)、固相顆粒（基雜）含量及粒徑，并結(jié)合模擬油田注水室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，總結(jié)了低滲-特低滲注水井的堵塞原因和規(guī)律。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 主要儀器及試劑

Mastersizer 2000激光粒度儀（Malven儀器有限公司），ISOC高壓驅(qū)替泵100DX（美國(guó)ISCO公司生產(chǎn)），PB-10/C型酸度計(jì)，TU-1901雙光束紫外可見(jiàn)分光光度計(jì)等，NaOH、FeSO4、濃 H2SO4、Ag2SO4、HgSO4、K2Cr2O7、HCl、H2O2（w/30%）均為分析純；注水站采集的清水和污水等。實(shí)驗(yàn)流程見(jiàn)圖1。

圖1 實(shí)驗(yàn)流程

1.2 粒度分析

將采集的污水和清水分散到蒸餾水中，用Mastersizer 2000激光粒度儀測(cè)定回注污水和清水中固相顆粒粒徑的分布，并確定它們的中值粒徑。

1.3 水質(zhì)指標(biāo)分析

本次實(shí)驗(yàn)研究用的注入污水和清水取自渤海油田不同區(qū)塊的注水站和注水井，對(duì)其進(jìn)行水質(zhì)指標(biāo)分析，主要包括pH值、固相顆粒含量（SS）、各細(xì)菌含量和含油量等。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

2.1 注入水水質(zhì)分析

選取渤海B油田四口井的注入污水或清水，并對(duì)其進(jìn)行水質(zhì)檢測(cè)分析，分析結(jié)果見(jiàn)表1。由表1可得：注入污水和清水的pH值屬中性；污水中固體懸浮物、含油量和細(xì)菌含量均超過(guò)注水標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 5329-2012）；注入清水中細(xì)菌含量超標(biāo)，固相顆粒含量和含油量達(dá)標(biāo)，注入清水容易引起水敏，損害儲(chǔ)層。注入污水和清水都在不同程度上對(duì)油田的儲(chǔ)層造成傷害，影響其滲流能力。

表1 渤海B油田注水站注水井井口水質(zhì)分析結(jié)果

2.2 注入水粒度分析

通過(guò)表2可知：注水井中回注污水和清水中的大顆粒在曲線分布中占較大比例，使得回注水中固相顆粒的平均粒徑偏大；比表面積也比較大，2號(hào)井和3號(hào)井較大，1號(hào)井次之，4號(hào)井最小，一般都維持在 2～13μm；顆粒分散不均勻，比表面積相對(duì)較大，會(huì)造成較大的摩擦力[10]，容易吸附到儲(chǔ)層的孔喉表面，影響儲(chǔ)層的滲流性能。

根據(jù)回注水的粒度和水質(zhì)分析，回注水中的固相顆粒在運(yùn)移過(guò)程中封堵儲(chǔ)層的孔隙喉道，在注水開(kāi)發(fā)中，固相顆粒粒徑及其含量的大小是造成儲(chǔ)層傷害最大的因素之一[11]。

表2 渤海B油田注水站回注污水的粒徑分析結(jié)果

2.3 儲(chǔ)層傷害原因分析

2.3.1 注入量的影響

選取了低滲透、特低滲透的巖心（取自渤海B油田油井）各1塊（表3），將中值粒徑為2.755μm（渤海B油田注水井的回注水）的油田污水稀釋配制成濃度為5 mg/L的實(shí)驗(yàn)用注入液，并將其注入巖心，進(jìn)行室內(nèi)巖心注入傷害實(shí)驗(yàn)，判斷注入量對(duì)巖心的傷害規(guī)律（圖2）。

表3 巖心基本參數(shù)

圖2 注水量對(duì)低滲、特低滲透巖心的傷害程度

由圖2可知，低滲、特低滲透巖心滲透率的傷害程度隨著注水量的增加而不斷增大，最后趨于平緩。對(duì)于特低滲透的巖心，注入50倍孔隙體積之前巖心的傷害程度急劇上升，之后傷害程度變化不大，最后傷害程度為90.4%；低滲透巖心傷害程度的增長(zhǎng)趨勢(shì)一直都變化不大，最后的傷害程度為52.4%。造成上述結(jié)果的原因是隨著注水量的不斷增加，進(jìn)入巖心孔喉和端面上的固相顆粒不斷增多，堵塞更多的滲流通道，巖心的滲透率不斷降低，傷害程度不斷增大。由于特低滲巖心的主要滲流通道較低滲透巖心的少，當(dāng)注水量相同的情況下，特低滲透巖心的傷害程度較大[12-14]。

2.3.2 固相顆粒濃度的影響

選取渤海 B油田注水井的注入水平均粒徑2.755 μm，根據(jù)實(shí)驗(yàn)要求將其配置成不同濃度的實(shí)驗(yàn)用注入液（5 mg/L，10 mg/L，25 mg/L），并選取氣測(cè)滲透率為（9.3×10-3μm2，6.2×10-3μm2，4.3×10-3μm2）的低滲透巖心及（1.23×10-3μm2，0.98×10-3μm2，0.83×10-3μm2）的低滲透巖心各 3塊（分別取自渤海B油田），并觀察在注入體積倍數(shù)為200時(shí)巖心的傷害情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4。由圖4可知，巖心滲透率的傷害程度隨著注入水中顆粒濃度的增大而增加；特低滲透巖心的最終傷害率在83.2%～91.6%（圖3a），低滲透巖心的最終傷害率在39.6%～59.6%（圖3b），特低巖心滲透率的傷害程度大于低滲巖心。

圖3 固相濃度對(duì)低滲、特低滲巖心的傷害程度

2.3.3 注入水中固相顆粒平均粒徑的影響

選取3號(hào)注水井的回注水，利用濾膜過(guò)濾的方法將回注水配置成中固相顆粒粒徑中值為（2μm，4μm，6μm，10μm，11μm）的實(shí)驗(yàn)用注入水，低滲和的特低滲透巖心各5塊進(jìn)行粒徑對(duì)巖心滲透率傷害率的實(shí)驗(yàn)。

由圖4可知，當(dāng)注入體積倍數(shù)達(dá)到200倍的情況下，巖心的傷害程度隨著固相顆粒中值粒徑的增大而增加，且特低滲透巖心的傷害程度最大。注入水中的固相顆粒通過(guò)內(nèi)部和外部堵塞來(lái)?yè)p害巖心的滲透率，固相顆粒的中值粒徑較小時(shí)在巖心孔喉架橋形成內(nèi)部堵塞，中值粒徑較大時(shí)主要在巖心端面沉積形成外濾餅（外部堵塞），在固相顆粒粒徑增大的過(guò)程中，巖心的傷害從內(nèi)部到外部過(guò)渡，因此，滲透率隨中值粒徑的增大不斷減小，且特低滲巖心的傷害程度大于低滲巖心。

圖4 固相顆粒粒徑與巖心傷害程度的關(guān)系

3 結(jié)論及建議

（1）現(xiàn)場(chǎng)注入水中含有大量的固相顆粒是造成地層堵塞的主要原因。

（2）地層滲透率下降主要受注入水的注入量及固相顆粒的濃度和中值粒徑的影響。為減少儲(chǔ)層損害，應(yīng)該控制注入水的固相顆粒含量和粒徑，定期對(duì)注水井的井壁進(jìn)行清洗。

（3）隨著注入量的增加，儲(chǔ)層的滲透率不斷減小，傷害程度增大。為減小儲(chǔ)層傷害，應(yīng)該及時(shí)實(shí)施井下維護(hù)工作。

（4）注入水中的固相顆粒對(duì)特低滲儲(chǔ)層巖心的傷害程度大于低滲儲(chǔ)層。