低滲透油藏注入水損害儲層主控因素研究

辛春彥， 李福堂， 黃海龍， 朱明璋

(1. 中國石油冀東油田分公司 勘探開發(fā)研究院,河北 唐山 063000；2. 中石化節(jié)能技術服務有限公司， 北京 100010)

復雜斷塊低滲透油藏儲量是我國主要的探明地質儲量，該類油藏開發(fā)過程中對滲透率損害是制約高效開發(fā)的主要因素[1-2]。在目前及今后相當長的一個時期內，注水開發(fā)仍是該類油田開發(fā)的主要方式[3]。注入水對低滲透儲層的損害是不可逆的，并且具有疊加性，因此開展注入水對低滲透儲層的損害規(guī)律研究十分重要[4-7]。

南堡1-5區(qū)東營組位于南堡105井北斷層上升盤及以南區(qū)域，為斷層復雜化的背斜構造。儲層孔隙度2.8%～21.9% ，平均孔隙度14.0%，滲透率(0.024～31.3) ×10-3μm2，平均滲透率2.45×10-3μm2，屬于低孔低滲儲層，平均孔喉半徑為0.025～1.995 μm。該區(qū)塊投入開發(fā)以來大部分井存在注水壓力不斷上升、吸水指數(shù)降低、產(chǎn)液量逐年下降等開發(fā)問題，急需開展注入水對儲層傷害評價研究，確定主要傷害類型。本文以南堡13-52井天然巖心及現(xiàn)場注入水為研究對象，開展儲層敏感性評價、自身穩(wěn)定性評價及注入水與儲層動態(tài)配伍性實驗研究，定量評價儲層敏感性、注入水結垢及儲層堵塞造成的儲層傷害，確定導致南堡油田注入困難的原因。

1 儲層敏感性損害評價

成巖過程中形成的自生礦物數(shù)量雖少，但易與工作液發(fā)生物理和化學作用，導致油氣層滲透率明顯降低，故這部分礦物多數(shù)為敏感性礦物[8-9]。敏感性礦物在接觸到與其不配伍的外來流體時將發(fā)生儲層敏感性損害。

1.1 儲層敏感性礦物分析

南堡1-5區(qū)Ed3層以巖屑長石砂巖為主，碎屑顆粒呈次棱～次圓狀，膠結類型主要為孔隙膠結，顆粒接觸關系以點-線接觸為主。通過對南堡13-52井開展X-衍射全巖分析，黏土礦物相對質量分數(shù)為20.56%，黏土礦物主要為伊-蒙間層，相對質量分數(shù)為37.59%，其次是伊利石與高嶺石，相對質量分數(shù)分別為23.21%，21.28%，綠泥石相對質量分數(shù)為17.91%。其中伊-蒙間層有較強的水敏性。

1.2 儲層敏感性流動實驗

實驗設備采用CLMG-II儲層敏感性測試儀，按照SY/T 5358—2010標準開展南堡13-52井速敏、水敏及鹽敏分析實驗。實驗所需的一系列流體均按照南堡13-52井Ed3地層水水性分析報告配制，地層水為碳酸氫鈉水型，礦化度7 474 mg/L。

從實驗結果分析，速敏滲透率損害率為15.6%，水敏(圖1)滲透率損害率為54.48%，鹽敏(圖2)滲透率損害率為39.47%。南堡13-52井儲層敏感性表現(xiàn)為弱速敏，中等偏強水敏，鹽敏臨界礦化度1 786 mg/L。現(xiàn)場所采用的注入水礦化度4 838 mg/L，碳酸氫鈉水型，因此本次研究未考慮鹽敏損害。

圖1 南堡13-52井Ed3儲層水敏感性實驗曲線Fig.1 Water sensitivity test curve of Ed3 reservoir in Nanpu 13-52 well

圖2 南堡13-52井Ed3儲層鹽敏感性實驗曲線Fig.2 Salinity sensitivity test curve of Ed3 reservoir in Nanpu 13-52 well

2 注入水結垢損害評價

油氣田進入中后期開發(fā)后，由于壓力、溫度等條件的變化以及水的熱力學不穩(wěn)定性和化學不相容性，往往造成注水地層、油套管、井下、地面設備以及集輸管線出現(xiàn)結垢，造成油氣田注水壓力上升，產(chǎn)液量下降，甚至油氣井停產(chǎn)，結垢給油氣井帶來的危害很大[10-13]。

實驗通過模擬在常溫及地層溫度下注入水離子質量濃度變化，來評價其自身的結垢情況。注入水水型為碳酸氫鈉，礦化度為7 474 mg/L，在18 ℃和80 ℃的溫度下，測定在恒溫箱里分別放置不同時間水中主要成垢離子Ca2+，Mg2+等的質量濃度變化。

表1 注入水離子含量測定實驗數(shù)據(jù)表

3 固相顆粒堵塞損害評價

低滲油藏在注水過程中，注入水中的懸浮固相顆粒極易堵塞流體的滲流通道，造成儲層滲透率降低。固相顆粒堵塞損害程度主要受注入水中的固相含量和顆粒粒徑影響[14-16]，因此研究不同固相含量和顆粒粒徑的注入水與損害程度的關系十分重要[17-19]。

3.1 實驗流程

經(jīng)測定南堡1-5區(qū)注入水的礦化度大于臨界礦化度，因此可以忽略鹽敏的影響，驅替實驗在常溫下進行，且實驗在1 d內完成，故排除結垢傷害的影響。因此采用該實驗評價固相顆粒堵塞對低滲油藏的損害。

首先將6塊巖心抽真空飽和地層水，從與地層水相同礦化度的氯化鉀溶液和模擬地層水中選取測定初始滲透率的流體；利用不同孔徑的濾膜(0.22，0.45，0.8，1.5 μm)過濾處理污水，并用顆粒計數(shù)器分析過濾后水中的固相含量和粒徑中值，分析結果見表2，進而研究不同固相含量和粒徑中值的注入水因固相堵塞而造成的儲層傷害程度。

表2 水質分析表

實驗通過測定巖心滲透率的變化來評價不同固相含量及粒徑中值的注入水對儲層的損害程度，以達西定律為理論依據(jù)。實驗用天然巖心選自南堡1-5區(qū)南堡13-52井，具體物性參數(shù)見表3，現(xiàn)場取南堡13-52地層水、注入水，部分參數(shù)來自南堡13-52井分析化驗資料。

表3 巖心物性參數(shù)

3.2 實驗結果及分析

初始測試流體選擇實驗中滲透率隨累計注入倍數(shù)的變化如圖3所示，氯化鉀溶液和模擬地層水對巖心的滲透率傷害率分別為5.58%，9.84%，進而確定氯化鉀溶液為后續(xù)實驗滲透率基準值測試流體。

圖3 滲透率隨累計注入體積變化曲線Fig.3 Relation between permeability and injected water volumes

不同處理程度的注入水驅替實驗滲透率隨累計注入倍數(shù)的變化如圖4所示，4種注入水均對巖心滲透率產(chǎn)生傷害，傷害程度從52.7%降低到22.6%。通過測定不同注入水的固相含量及粒徑中值，獲得懸浮固相含量與滲透率傷害率關系、粒徑中值與滲透率傷害率曲線。大于0.45 μm濾膜處理的污水，固含量與粒徑中值已達不到A1水質標準。

圖4 滲透率隨累計注入體積變化曲線Fig.4 Relation between permeability and injected water volumes

根據(jù)實驗結果分別繪制了固相含量與滲透率損害率的關系如圖5所示，懸浮物粒徑中值與滲透率的關系如圖6所示。滲透率損害率隨著注入水中固相含量和粒徑中值的增加呈線性關系增大，現(xiàn)場所注的處理污水固相質量濃度為6.3 mg/L、粒徑中值為2.312 μm，根據(jù)圖5和圖6中的關系式計算出滲透率損害率分別為64.84%，82.11%。固相顆粒堵塞損害實驗未考慮結垢的影響，現(xiàn)場注入水損害程度可能遠大于該結果。

圖5 注入水固相含量與滲透率損害率關系圖Fig.5 Relationship between solid phase content of injected water and permeability damage rate

圖6 注入水粒徑中值與滲透率損害率關系圖Fig.6 Relationship between median particle size of injected water and permeability damage rate

4 結 論

1)該復雜斷塊低滲透油藏水敏滲透率損害率為54.48%，水敏損害程度中等偏強，速敏損害程度弱，臨界礦化度1 746 mg/L。

2)注入水在地層溫度下產(chǎn)生大量的碳酸鈣結垢，放置時間越長結垢越多。常溫下，注入水離子質量濃度變化不大，地層溫度下結垢量明顯高于常溫條件，且前2 d結垢量最大。

3)固相顆粒堵塞是注入水造成滲透率損害的主要原因之一。滲透率損害率隨著注入水中固相含量和粒徑中值的增加呈線性關系增大，該注入水因固相顆粒堵塞引起的滲透率損害率達到64.84%。

4)南堡油田低滲透儲層注水開發(fā)過程中，應控制注入水礦化度在臨近礦化度以上，且注入水放置時間盡量短，并應加大對注入水的過濾程度，嚴格控制注入水中固相含量。