劉建升， 劉江波， 劉秀華， 彭俊發(fā)

(1中石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠2中石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院 3低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室 4中石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采氣廠)

0 引言

國(guó)內(nèi)外低孔、低滲油藏普遍采用注水方式開發(fā)[1- 3]，但受儲(chǔ)層敏感性、水質(zhì)不配伍等因素影響，儲(chǔ)層容易出現(xiàn)注水井堵塞，導(dǎo)致注水井壓力升高，注水量下降，對(duì)應(yīng)油井產(chǎn)能降低，影響油田的開發(fā)水平[4- 6]。

M油田屬于典型的低孔、低滲儲(chǔ)層，投產(chǎn)后一直采用注水開發(fā)，初期開發(fā)效果較好，但隨著注水時(shí)間的延長(zhǎng)，部分注水井壓力明顯升高，欠注現(xiàn)象嚴(yán)重。前期采用土酸酸化、膠束酸酸化等增注措施，初期注水井注入壓力降低幅度大，但措施1～3月后，注水井的注入壓力又逐漸升高[7- 12]。因此，針對(duì)M油田注水井注入壓力升高較快、常規(guī)酸化解堵增注措施有效期較短的問(wèn)題，急需對(duì)該油田注水井堵塞原因進(jìn)行全面分析，并研究更加高效合理的解堵增注措施。

1 M油田注入水和地層水性質(zhì)分析

為找出M油田注水井堵塞的主要原因，首先需要對(duì)該油田注入水和地層水的性質(zhì)進(jìn)行一個(gè)系統(tǒng)的分析，參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)及分析方法》，對(duì)M油田注入水和地層水的離子組成進(jìn)行了分析(表1)，并對(duì)注入水的固相懸浮物含量、粒徑中值以及含油量進(jìn)行分析，見(jiàn)表2。

表1 注入水和地層水離子組成檢測(cè)結(jié)果

由表1結(jié)果看出，M油田注入水和地層水的水型均屬于CaCl2型，含有較多的成垢鈣、鎂陽(yáng)離子和碳酸氫根和硫酸根陰離子，在地層溫度和壓力條件下，兩種水相互混合后容易產(chǎn)生無(wú)機(jī)垢沉淀，對(duì)地層造成堵塞。

表2 注入水水質(zhì)分析結(jié)果

由表2結(jié)果可知，M油田注入水中懸浮物含量平均為52.29 mg/L，粒徑中值為3.51 μm，含油量為35.99 mg/L，其中懸浮物含量和含油量均較高，在注水開發(fā)過(guò)程中，容易對(duì)地層造成固相顆粒堵塞和原油乳化堵塞損害。

2 M油田注水井堵塞原因分析

2.1 結(jié)垢堵塞

為了評(píng)價(jià)M油田注入水和地層水混合后結(jié)垢對(duì)地層造成堵塞損害的程度，室內(nèi)使用蒸餾水配制的模擬注入水和地層水進(jìn)行結(jié)垢量測(cè)定和巖心驅(qū)替評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。結(jié)垢量測(cè)定實(shí)驗(yàn)參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5523—2016《油田水分析方法》，采用EDTA滴定法測(cè)定兩種水樣不同比例混合后在不同溫度下的結(jié)垢量(碳酸鈣)(表3)。巖心驅(qū)替評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)使用飽和模擬地層水的M油田儲(chǔ)層段天然巖心進(jìn)行，在儲(chǔ)層溫度下(70℃)測(cè)定注入不同PV注入水時(shí)巖心滲透率損害率的變化情況,見(jiàn)圖1。

表3 注入水與地層水混合后結(jié)垢量

由表3結(jié)果可以看出，隨著溫度的升高，M油田地層水和注入水混合后的結(jié)垢量逐漸增大；而隨著混合水樣中注入水比例的增大，結(jié)垢量逐漸增大。

由圖1可知，飽和模擬地層水的天然巖心隨著注入水驅(qū)替PV數(shù)的增大，巖心滲透率損害率逐漸增大，當(dāng)驅(qū)替100 PV時(shí)，巖心滲透率損害率可以達(dá)到45%以上。這是由于隨著巖心孔隙中注入水的比例逐漸增大，導(dǎo)致結(jié)垢量逐漸增大，所以其對(duì)儲(chǔ)層天然巖心產(chǎn)生的堵塞損害程度逐漸增大。

圖1 結(jié)垢對(duì)巖心滲透率損害程度的影響

2.2 固相顆粒堵塞

為模擬固相顆粒對(duì)M油田儲(chǔ)層天然巖心的堵塞損害情況，室內(nèi)分別使用NaCl配制與地層水和注入水礦化度相同的模擬鹽水，然后加入膨潤(rùn)土模擬固相顆粒，膨潤(rùn)土加量和粒徑中值與表2結(jié)果一致，再使用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)固相顆粒對(duì)M油田儲(chǔ)層天然巖心滲透率的損害情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖2 固相顆粒對(duì)巖心滲透率損害程度的影響

由圖2結(jié)果可知，隨著驅(qū)替PV數(shù)的逐漸增大，M油田天然巖心滲透率損害率逐漸增大，當(dāng)驅(qū)替100 PV時(shí)，滲透率損害率可以達(dá)到35%以上。這是由于固相顆粒隨著驅(qū)替過(guò)程的進(jìn)行不斷的進(jìn)入到天然巖心孔隙中，會(huì)對(duì)其中的小孔隙產(chǎn)生一定的堵塞，然后隨著注入量的增大，顆粒堵塞現(xiàn)象越來(lái)越嚴(yán)重。

2.3 原油乳化堵塞

為模擬原油乳化對(duì)M油田儲(chǔ)層天然巖心的堵塞損害情況，室內(nèi)分別使用NaCl配制與地層水和注入水礦化度相同的模擬鹽水，然后加入一定量的乳化劑和儲(chǔ)層原油，高速攪拌后得到模擬原油乳化液，原油加量與表2中含油量一致，再使用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)原油乳化對(duì)M油田儲(chǔ)層天然巖心滲透率的損害情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3。

由圖3結(jié)果可知，隨著驅(qū)替PV數(shù)的逐漸增大，天然巖心滲透率損害率逐漸增大，當(dāng)驅(qū)替100 PV時(shí)，滲透率損害率可以達(dá)到30%以上。這是由于模擬水中的乳化油滴在注入巖心孔隙中時(shí)容易吸附在巖石表面，形成油膜，對(duì)巖心端面孔隙產(chǎn)生一定的堵塞，使巖心滲透率下降。

圖3 原油乳化對(duì)巖心滲透率損害程度的影響

綜合以上針對(duì)M油田注水井堵塞原因分析的結(jié)果，認(rèn)為M油田注水井堵塞主要包括注入水和地層水不配伍造成的結(jié)垢堵塞、注入水中固相懸浮顆粒堵塞以及原油乳化堵塞，其中結(jié)垢堵塞程度最為嚴(yán)重，固相懸浮顆粒堵塞程度次之，原油乳化堵塞程度較小。

3 解堵增注措施研究

3.1 解堵增注液研究

M油田注水井存在結(jié)無(wú)機(jī)垢堵塞、固相顆粒堵塞、原油乳化堵塞等現(xiàn)象，因此采用單一的土酸或鹽酸酸化措施無(wú)法達(dá)到良好的解堵增注效果。所以室內(nèi)通過(guò)大量實(shí)驗(yàn)優(yōu)選及評(píng)價(jià)，研究出了一種高效復(fù)合解堵增注液體系，其中主要處理劑為新型復(fù)合有機(jī)酸FQ- 2，能夠?qū)o(wú)機(jī)垢和地層礦物等固相顆粒產(chǎn)生良好的溶蝕效果；另外，該解堵增注液體系還含有高效滲透劑SQ- 13和互溶劑HQ- 03，能夠?qū)υ腿榛a(chǎn)生的有機(jī)堵塞產(chǎn)生良好的溶解作用；最后，該解堵增注液體系還包括一定量的緩蝕劑HS- 11、防膨劑FP- 3和鐵離子穩(wěn)定劑WT- 02，能夠確保M油田注水井解堵增注施工措施的順利進(jìn)行。高效復(fù)合解堵增注液體系的具體配方為：5%FQ- 2+3%SQ- 13+3%HQ- 03+1.5%HS- 11+2.5%FP- 3+1.0%WT- 02。

3.2 綜合解堵增注效果評(píng)價(jià)

室內(nèi)對(duì)高效復(fù)合解堵增注液體系的解堵效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)，具體實(shí)驗(yàn)步驟為：

(1)將M油田注水井儲(chǔ)層段天然巖心洗油烘干后飽和模擬地層水，并測(cè)定氣測(cè)滲透率和孔隙度。

(2)使用模擬地層水驅(qū)替巖心，觀察驅(qū)替壓力變化情況，直至壓力恒定不變，記錄穩(wěn)定壓力p1。

(3)然后繼續(xù)使用M油田現(xiàn)場(chǎng)注入水驅(qū)替巖心，記錄驅(qū)替壓力變化情況，直至壓力升高至初始?jí)毫1的兩倍左右為止，記錄壓力值p2。

(4)注入2 PV高效復(fù)合解堵增注液體系，關(guān)閉進(jìn)出端閥門，靜置24 h。

(5)繼續(xù)使用模擬地層水驅(qū)替巖心，直至驅(qū)替壓力穩(wěn)定不變，記錄壓力值p3。巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)均在儲(chǔ)層溫度下(70℃)進(jìn)行，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4和圖4。

表4 綜合解堵增注效果評(píng)價(jià)結(jié)果

圖4 M- 8#巖心驅(qū)替壓力變化情況

圖4結(jié)果可以看出，M油田儲(chǔ)層段天然巖心經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)注入水污染后，驅(qū)替壓力明顯升高，而注入高效復(fù)合解堵增注液體系后，驅(qū)替壓力顯著下降，最終解堵后的驅(qū)替壓力值低于初始?jí)毫χ?，說(shuō)明高效復(fù)合解堵增注液體系不僅能夠解除注入水對(duì)天然巖心孔隙產(chǎn)生的堵塞，還能對(duì)巖心基質(zhì)孔隙進(jìn)行改造，提高天然巖心的滲流能力，降低注入壓力，起到良好的降壓增注作用，能夠滿足M油田注水井解堵增注的需要。

4 結(jié)論

(1)M油田注入水和地層水性質(zhì)分析結(jié)果表明，兩種水中均含有較多的成垢離子組分，結(jié)垢是造成注水井堵塞的主要原因之一。另外，注入水中懸浮物含量和含油量均較高，容易對(duì)注水井造成固相顆粒堵塞和原油乳化堵塞損害。

(2)M油田注入水和地層水不配伍造成的結(jié)垢堵塞、注入水中固相懸浮顆粒堵塞以及原油乳化堵塞是目標(biāo)油田注水井堵塞的主要原因，其中結(jié)垢堵塞損害程度最為嚴(yán)重。

(3)解堵增注措施研究結(jié)果表明，M油田儲(chǔ)層段天然巖心使用現(xiàn)場(chǎng)注入水污染后，注入壓力明顯增大，而注入2 PV高效復(fù)合解堵增注液體系后，巖心驅(qū)替壓力顯著降低，起到了良好的解堵增注效果。