海上A油田注水適應(yīng)性評(píng)價(jià)*

尹洪超，張偉森，李 偉，權(quán) 政

（中海油 能源發(fā)展工程技術(shù)分公司 中海油實(shí)驗(yàn)中心，天津 300452）

為保持地層能量、實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，油田常采用注水方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)[1-4]。近年來(lái)，渤海油田穩(wěn)產(chǎn)3000萬(wàn)m3，其中85%的產(chǎn)能與注水密切相關(guān)。但由于注水不配伍性引發(fā)儲(chǔ)層傷害、結(jié)垢、腐蝕造成產(chǎn)能損失問(wèn)題越來(lái)越引起關(guān)注[5-7]。A油田2011年4月投產(chǎn)，經(jīng)過(guò)多年注水開(kāi)發(fā)，壓力不斷增高，采出程度、產(chǎn)液量低于ODP設(shè)計(jì)參數(shù)情況[8-10]。

本文以A油田為研究對(duì)象，以生產(chǎn)污水高效、經(jīng)濟(jì)、持續(xù)回注為目標(biāo)，通過(guò)開(kāi)展儲(chǔ)層敏感性實(shí)驗(yàn)、配伍性及成垢規(guī)律分析，評(píng)價(jià)回注水適應(yīng)性，確定注水壓力高的主要影響因素，為油田實(shí)現(xiàn)注夠水、注好水、精細(xì)注水提供依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用水分為A油田生產(chǎn)污水、水源井水、注入水、東營(yíng)組地層水。其中生產(chǎn)污水、水源井水、東營(yíng)組地層水均取自生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)，注入水為A油田生產(chǎn)污水先經(jīng)水處理系統(tǒng)凈化處理后再與水源井凈化水按比例混合配制而成。

實(shí)驗(yàn)巖心來(lái)自A油田生產(chǎn)主力層取樣，巖心樣品呈現(xiàn)西區(qū)東營(yíng)組物性，氣測(cè)滲透率范圍為1000～1400Dm，孔隙度約為30%。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）為明確儲(chǔ)層巖石礦物特征，依據(jù)SY/T 5368-2016《巖石薄片鑒定》、SY/T 5913-2004《巖心制片方法》評(píng)判巖石類型、填隙物組成及孔隙類型；

（2）為探究目標(biāo)油田注水開(kāi)發(fā)過(guò)程對(duì)儲(chǔ)層狀態(tài)的影響，針對(duì)東營(yíng)組巖心開(kāi)展水敏、鹽敏、速敏等敏感性實(shí)驗(yàn)研究，依據(jù)SY/T 5358-2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》對(duì)分析項(xiàng)進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，明確巖心的敏感程度；

（3）為明確生產(chǎn)污水、水源井水、地層水的離子濃度、水型類別及其配伍性情況，依據(jù)SY/T 5523－2016《油氣田水分析方法》、SY/T 5329－2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》對(duì)不同水質(zhì)進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，并應(yīng)用美國(guó)OLI公司ScaleCHem3.2垢化學(xué)分析軟件，對(duì)不同比例回注水和地層水在不同溫度、壓力條件下的成垢趨勢(shì)進(jìn)行預(yù)測(cè)研究。

2 結(jié)果及討論

2.1 儲(chǔ)層巖石礦物特征分析

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)提供的開(kāi)發(fā)資料可知，目標(biāo)A油田位于渤海東部遼東灣海域，主力開(kāi)發(fā)單元為西區(qū)東營(yíng)組，屬于中高孔、中高滲儲(chǔ)層。為檢測(cè)目標(biāo)儲(chǔ)層巖石的礦物特征，通過(guò)巖石薄片、非粘土礦物X射線衍射定量等分析手段，檢測(cè)得出A油田儲(chǔ)層巖石主要成為分為石英、斜長(zhǎng)石、鉀長(zhǎng)石、方解石，平均含量分別為49.2%、24.1%、17.2%、1.8%。由粘土礦物檢測(cè)分析結(jié)果可知，粘土礦物含量占據(jù)5.0%～11.0%，主要成分為高嶺石和伊/蒙混層，平均含量分別為42.3%、36.2%；伊利石和綠泥石含量較低，含量在10%～13%范圍內(nèi)。

1.2.1 整地及土壤處理 苗圃地在育苗前進(jìn)行全面深翻，撿出草根、石塊，然后耙磨平整。在整地前做好防病蟲(chóng)害措施，將殺蟲(chóng)劑結(jié)合深翻翻入土層內(nèi)，且隨施隨翻，防止藥劑揮發(fā)、失效等。育苗前施入充分腐熟的有機(jī)肥。每667m2施5—8m3,另混配磷酸二銨、過(guò)磷酸鈣等作基肥。在苗木生長(zhǎng)速生期追施尿素。一年生苗當(dāng)年6月底追施尿素1次。兩年生苗在4月底5月初結(jié)合松土施磷酸二銨1次，每667m2施25-30kg，5月底、6月底結(jié)合灌溉各追施尿素1次，每667m2施10—15kg。

根據(jù)儲(chǔ)層的巖石礦物特征分析可知，目標(biāo)A油田粘土礦物含量較高，且伊/蒙混層和高嶺石含量占比較大，在注入水注入過(guò)程中，容易致使儲(chǔ)層發(fā)生水敏、速敏等滲透率損傷的現(xiàn)象。

2.2 儲(chǔ)層敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.2.1 水敏性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn) 為檢測(cè)不同礦化度水質(zhì)進(jìn)入儲(chǔ)層后對(duì)目標(biāo)油田儲(chǔ)層巖心礦化度的影響，開(kāi)展水敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)可知，隨著流體礦化度降低，巖心滲透率變化大于20%時(shí)，所對(duì)應(yīng)的前一個(gè)點(diǎn)的礦化度視為臨界礦化度。A油田水敏儲(chǔ)層的損害率見(jiàn)圖1。

圖1 A油田水敏儲(chǔ)層的損害率Fig.1 Damage rate of water-sensitive reservoir in A Oilfield

由圖1可知，當(dāng)流體（即地層水）礦化度由4902.5mg·L-1下降至3676.9mg·L-1（即3/4地層水礦化度）時(shí)，巖心損害率變化值大于20%，因此，判斷4902.5mg·L-1為臨界礦化度。當(dāng)實(shí)驗(yàn)用水采用蒸餾水時(shí)，水敏損害率最高可達(dá)27.5%，根據(jù)水敏損害程度評(píng)價(jià)指標(biāo)可得，目標(biāo)油田水敏損害程度較弱。分析認(rèn)為，目標(biāo)油田水敏損害程度主要取決于儲(chǔ)層粘土礦物的類型和結(jié)構(gòu)，而目標(biāo)油田粘土礦物中含有較高占比的伊/蒙混層和高嶺石，在注入水進(jìn)入儲(chǔ)層后，易引起粘土膨脹、分散、運(yùn)移等現(xiàn)象的發(fā)生，致使儲(chǔ)層巖心滲透率發(fā)生變化。

由水敏性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)可知，目標(biāo)A油田儲(chǔ)層呈現(xiàn)弱水敏特性，建議鉆井液、注水體系應(yīng)保證流體礦化度高于臨界礦化度，以此減免粘土微粒膨脹、分散、運(yùn)移等現(xiàn)象的發(fā)生，保證儲(chǔ)層不受損傷。

2.2.2 流速敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn) 為檢測(cè)流體的流動(dòng)速度對(duì)儲(chǔ)層巖心礦化度的影響，開(kāi)展流速敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)可知，隨著流體流速的增加，巖心滲透率變化大于20%時(shí)，所對(duì)應(yīng)的前一個(gè)點(diǎn)的流速視為臨界流速。A油田巖心速敏損害率見(jiàn)圖2。

圖2 A油田巖心速敏損害率Fig.2 Core velocity sensitivity damage rate of A Oilfield

由圖2可知，當(dāng)流體的驅(qū)替速度由0.6mL·min-1升至1.0mL·min-1時(shí)，巖心滲透率變化高于20%，因此，判斷流動(dòng)速度為0.6mL·min-1時(shí)為臨界流速。當(dāng)流速為1.5mL·min-1時(shí)，巖心損害率為41.9%，損害程度達(dá)到峰值。根據(jù)速敏損害程度評(píng)價(jià)指標(biāo)可得，目標(biāo)油田速敏損害程度呈現(xiàn)中等偏弱態(tài)勢(shì)。分析認(rèn)為，目標(biāo)油田黏土礦物中含有大量的高嶺石，是造成巖心速敏損傷的主要物質(zhì)。隨著流體流速的增大，易發(fā)生微粒運(yùn)移，進(jìn)而引起單個(gè)顆粒在孔喉處形成“卡堵”、多個(gè)顆粒在喉道處形成“橋堵”、細(xì)小微粒在孔喉中沉積或沖出孔喉，造成巖心的滲透率下降。

由流速敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)判斷，在加大生產(chǎn)開(kāi)發(fā)力度的同時(shí)，注采流速應(yīng)該低于0.5mL·min-1，由此降低流體流速對(duì)儲(chǔ)層巖心造成損傷的可能性。

2.3 水質(zhì)分析

為進(jìn)一步檢測(cè)水質(zhì)對(duì)儲(chǔ)層帶來(lái)的影響，開(kāi)展水質(zhì)評(píng)價(jià)分析實(shí)驗(yàn)。根據(jù)油田應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)對(duì)生產(chǎn)污水、水源井水、注入水和東營(yíng)組地層水進(jìn)行水型檢測(cè)，確定出水質(zhì)離子組成、濃度及配伍性現(xiàn)存問(wèn)題。水質(zhì)分析結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 生產(chǎn)污水、水源井水、注入水、地層水水質(zhì)分析結(jié)果Tab.1 Water quality analysis results of production sewage,water source wells water,injected water and formation water

2.4 結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)研究

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)提供的水質(zhì)結(jié)果及工藝參數(shù)，運(yùn)用美國(guó)OLI公司ScaleChem3.2垢化學(xué)分析系統(tǒng)進(jìn)行不同溫度、不同壓力下的結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)，并考察溫度、壓力對(duì)成垢趨勢(shì)的影響。其中注入水與地層水結(jié)垢量隨壓力變化趨勢(shì)見(jiàn)圖3、注入水與地層水結(jié)垢量隨溫度變化趨勢(shì)見(jiàn)圖4。

圖4 注入水與地層水結(jié)垢量隨溫度變化趨勢(shì)Fig.4 Variation trend of scaling amount of injected water and formation water with temperature

為模擬實(shí)際地層回注溫度，軟件設(shè)定環(huán)境溫度為51℃，以此檢測(cè)注入水與地層水結(jié)垢量隨壓力的變化趨勢(shì)。由圖3可知，當(dāng)壓力在0～20MPa范圍內(nèi)時(shí)，有CaCO3、SrCO3生成，但CaCO3和SrCO3的結(jié)垢量隨著壓力的升高呈現(xiàn)微量降低趨勢(shì)。分析認(rèn)為，碳酸垢所受壓力敏感程度較低，當(dāng)壓力升高時(shí)，碳酸垢飽和指數(shù)略有降低，因此，會(huì)出現(xiàn)結(jié)垢量小幅度下降的趨勢(shì)。為檢測(cè)注入水與地層水結(jié)垢量隨溫度的變化趨勢(shì)，軟件設(shè)定壓力為12.94MPa。

由圖4可知，當(dāng)溫度在20～100℃范圍內(nèi)時(shí)，有CaCO3、SrCO3生成，且CaCO3和SrCO3的結(jié)垢量隨著溫度的升高呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。分析認(rèn)為，碳酸垢所受溫度敏感程度較高，當(dāng)溫度升高時(shí)，碳酸垢飽和指數(shù)略有升高，因此，會(huì)出現(xiàn)結(jié)垢量小幅度增加的趨勢(shì)。

2.5 靜態(tài)配伍性研究

2.5.1 生產(chǎn)污水與水源井水靜態(tài)配伍性實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)為進(jìn)一步檢測(cè)生產(chǎn)污水和水源井水的配伍性，按照現(xiàn)場(chǎng)混配標(biāo)準(zhǔn)，開(kāi)展生產(chǎn)污水與水源井水配比分別為1∶0、2∶9、3∶8、4∶7、5∶6、6∶5、7∶4、8∶3、9∶2、9∶1、0∶1共11種配比方式的配伍性實(shí)驗(yàn)研究。生產(chǎn)污水與水源井水配伍結(jié)垢趨勢(shì)圖見(jiàn)圖5。

圖5 生產(chǎn)污水與水源井水配伍結(jié)垢趨勢(shì)圖Fig.5 Scaling trend chart of production wastewater and source well water

由圖5可知，隨著生產(chǎn)污水配比量的增大，生產(chǎn)污水與水源井水配伍過(guò)程中的結(jié)垢量呈現(xiàn)先增加后減少的趨勢(shì)。當(dāng)生產(chǎn)污水與水源井水的配比為6∶5時(shí)，結(jié)垢量達(dá)到峰值275.0mg·L-1。目前，現(xiàn)場(chǎng)采取生產(chǎn)污水與水源井水的配比為9∶1，結(jié)垢量為105.0mg·L-1，滿足較低的結(jié)垢配伍需求。

2.5.2 注入水與地層水靜態(tài)配伍性實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià) 為進(jìn)一步檢測(cè)注入水和地層水的配伍性，按照現(xiàn)場(chǎng)混配標(biāo)準(zhǔn)，開(kāi)展注入水與地層水配比分別為1∶0、2∶9、3∶8、4∶7、5∶6、6∶5、7∶4、8∶3、9∶2、0∶1共10種配比方式的配伍性實(shí)驗(yàn)研究。其中，注入水與地層水的配伍結(jié)垢趨勢(shì)圖見(jiàn)圖6。

圖6 注入水與地層水配伍結(jié)垢趨勢(shì)圖Fig.6 Scaling trend chart of injection water and formation water

由圖6可知，隨著注入水配比量的增大，注入水與地層水配伍過(guò)程中的結(jié)垢量呈現(xiàn)“M型”變化趨勢(shì)。當(dāng)注入水與地層水的配比為3:8時(shí)，結(jié)垢量達(dá)到峰值30.00mg·L-1。

綜上所述，生產(chǎn)污水與水源井水配伍性較差，容易結(jié)垢，但經(jīng)過(guò)處理后的注入水與地層水各項(xiàng)離子含量相差不大，結(jié)垢量較低，配伍性較好，滿足現(xiàn)場(chǎng)的回注水要求。

2.6 注水適應(yīng)性評(píng)價(jià)

為開(kāi)展注入水對(duì)目標(biāo)油田儲(chǔ)層巖心的適應(yīng)性評(píng)價(jià)，現(xiàn)場(chǎng)取樣3塊生產(chǎn)主力層西區(qū)東營(yíng)組巖心，以此測(cè)試注入水對(duì)儲(chǔ)層巖心的損傷程度。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，3塊巖心滲透率損害程度分別為17.3%、17.8%、20.8%，平均損害率為18.6%，由此表明，注入水對(duì)目標(biāo)油田儲(chǔ)層巖心的損害程度較弱，符合生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)要求。

3 結(jié)論

（1）儲(chǔ)層巖石礦物特征分析結(jié)果為：A油田粘土礦物含量較高，且高嶺土、伊/蒙混層平均含量較高，占比分別為42.3%和36.2%。

（2）A油田儲(chǔ)層呈現(xiàn)弱水敏特性，建議鉆井液、注水體系等流體礦化度低于臨界礦化度；速敏損害程度呈現(xiàn)中等偏弱態(tài)勢(shì)，臨界流速為0.6mL·min-1，建議注采流速應(yīng)低于臨界流速，從而降低流速對(duì)儲(chǔ)層巖心造成的損傷。

（3）生產(chǎn)污水、注入水、東營(yíng)組地層水均屬于NaHCO3水型，水源井水屬于CaCl2型。溫度對(duì)結(jié)垢量影響較大，壓力影響較小，主要垢組成為CaCO3和SrCO3，建議A油田針對(duì)性選取防垢劑。

（4）當(dāng)生產(chǎn)污水與水源井水配比為6∶5時(shí)，靜態(tài)結(jié)垢量最大，目前，現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)污水：水源井水為9∶1，結(jié)垢量為109.50g。注入水與地層水的配比為3∶8時(shí)，結(jié)垢量最大，但整體結(jié)垢量小，配伍性好，建議A油田考慮規(guī)避結(jié)垢最大比例，合理設(shè)計(jì)混注比例。

（5）現(xiàn)場(chǎng)配注比例評(píng)價(jià)儲(chǔ)層巖心傷害率為18.6%，屬于弱傷害，符合生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)要求。