曲占慶，何利敏，戰(zhàn)永平，黃德勝，王冰，李小龍

（中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島266580）

商三區(qū)塊位于商河油田南部，為商河油田主要生產(chǎn)區(qū)塊，其中沙二下及沙三上為主要含油層系。儲(chǔ)層巖性以粉砂巖、細(xì)砂巖為主，黏土雜基以高嶺石、水云母為主，其次為蒙脫石和綠泥石伊蒙混層。膠結(jié)類型以孔隙式為主。儲(chǔ)層平均孔隙度20.4%，平均滲透率32.4×10-3μm2，屬常規(guī)低滲透油藏。商河油田欠注井主要分布在商三區(qū)，占整個(gè)區(qū)塊欠注井總數(shù)的37.5%。其注水效果差主要表現(xiàn)在欠注迅速及增注措施有效期短等方面。油藏本身滲透率低、存在水敏礦物是造成地層堵塞的潛在原因，注入水水質(zhì)及其與地層的配伍性等是造成地層損害的直接因素［1-3］。為此，需對(duì)商三區(qū)注入水進(jìn)行水質(zhì)分析及配伍性研究，針對(duì)堵塞情況進(jìn)行室內(nèi)調(diào)堵試驗(yàn)，為現(xiàn)場(chǎng)注水措施提供依據(jù)，改善開(kāi)發(fā)效果。

1 注入水水質(zhì)分析

注入水水質(zhì)直接影響到油藏的采收率甚至儲(chǔ)層壽命。注入水中乳化原油含量、所含顆粒粒徑、礦化度等因素，都可能引發(fā)吸附液鎖、機(jī)械堵塞或結(jié)垢及膨脹等現(xiàn)象，造成儲(chǔ)層滲透率下降［4］。商三區(qū)的注入水采用聯(lián)合站水和水源井水按一定比例混合注入的方式。現(xiàn)場(chǎng)提供了需進(jìn)行相關(guān)實(shí)驗(yàn)分析的聯(lián)合站水水樣、水源井水水樣及混合配成的混合注入水，由于已排除了乳化原油、鐵離子和細(xì)菌方面可能造成的影響，遂遵從現(xiàn)場(chǎng)要求，對(duì)3 種水樣進(jìn)行顆粒粒徑分析、離子質(zhì)量濃度分析，預(yù)測(cè)注水傷害因素，并為后續(xù)實(shí)驗(yàn)提供依據(jù)。

注入水中的機(jī)械雜質(zhì)是造成儲(chǔ)層滲透率下降的主要原因之一。顆粒被注入地層后運(yùn)移沉淀，通過(guò)形成橋堵或其他方式造成孔喉內(nèi)外部濾餅堵塞［5-6］。粒度大于地層孔喉直徑的33%的顆粒將形成橋堵和外部濾餅，粒度為地層孔喉直徑的14%～33%的顆粒將侵入儲(chǔ)層深部，形成內(nèi)部濾餅，而粒度小于地層孔喉直徑的14%的顆粒不會(huì)造成堵塞［7-8］。3 種水樣均使用G5 型玻璃砂芯漏斗過(guò)濾，利用GSL-101BⅡ型激光顆粒分布測(cè)量?jī)x對(duì)其過(guò)濾前后的顆粒粒徑進(jìn)行測(cè)量，發(fā)現(xiàn)其顆粒粒徑均小于15 μm（見(jiàn)表1）。

表1 商三區(qū)水樣主要顆粒粒徑分布

由表1可知，水樣中顆粒粒徑多集中在4.000～8.000 μm。商三區(qū)平均孔喉半徑約為0.530～9.400 μm［9］，存在明顯的顆粒傷害。使用0.450 μm 的濾膜過(guò)濾聯(lián)合站水并稱量，得其固體顆粒質(zhì)量濃度為410.00 mg/L。

注入水水樣按照SY/T 5523—2006《油氣田水分析方法》、《水和廢水的檢測(cè)方法》等相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行水質(zhì)成分分析，用離子滴定法測(cè)定各種離子的質(zhì)量濃度，得到各測(cè)試水樣的水質(zhì)分析結(jié)果（見(jiàn)表2）。

表2 商三區(qū)水樣水質(zhì)分析結(jié)果

從表2看出，各水樣中含有一定的SO42-，HCO3-，質(zhì)量濃度較高，易生成碳酸鹽垢?；旌虾蟮淖⑷胨V化度較高，水型為CaCl2型。CaCO3，CaSO4生成時(shí)為吸熱沉淀反應(yīng),溫度升高促使平衡向生成沉淀的方向移動(dòng)，86℃為CaCO3的結(jié)垢點(diǎn)，且地溫越高,沉淀反應(yīng)越易發(fā)生［10-11］。商三區(qū)沙二下、沙三上層系屬常溫常壓系統(tǒng)，地層溫度為90～95 ℃，所以需模擬地層溫度進(jìn)行水源井水與聯(lián)合站水不同配比下結(jié)垢趨勢(shì)的實(shí)驗(yàn)。

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)要求，將水源井水和聯(lián)合站水分別按2∶1，1∶1，3∶4，1∶2，1∶3 配比，在地層平均溫度（92 ℃）條件下放置不同時(shí)間，測(cè)量其Ca2+，Mg2+質(zhì)量濃度，觀察結(jié)垢情況（見(jiàn)圖1）。

圖1 Ca2+，Mg2+質(zhì)量濃度隨放置時(shí)間變化曲線

從圖1可以看出，隨著時(shí)間的推移，不同配比水樣中的Ca2+，Mg2+質(zhì)量濃度均下降，即水源井水與聯(lián)合站水在地溫條件下自身均不穩(wěn)定，存在結(jié)垢現(xiàn)象且垢物主要成分為碳酸鹽。

2 注入水與儲(chǔ)層配伍性分析

注入水與儲(chǔ)層原油的界面張力大小在一定程度上決定了對(duì)殘余油的驅(qū)油效率。原油黏附功公式為

式中：W 為黏附功，J；σ 為油水界面張力，μN(yùn)/cm2；θ 為油對(duì)地層表面的潤(rùn)濕角，（°）。

由黏附功公式可知，油水界面張力越小，黏附功越小，即油越易從儲(chǔ)層表面洗下來(lái)［12］。

使用旋轉(zhuǎn)滴超低界面張力儀測(cè)定注入水和商三區(qū)2 種原油的界面張力。低界面張力下，原油油滴在水相中應(yīng)被拉伸為長(zhǎng)橢球形液滴，液滴的長(zhǎng)軸短軸比大于4 時(shí)，可由公式計(jì)算其界面張力。實(shí)驗(yàn)中，原油在注水水樣中呈圓球狀，超出了儀器可測(cè)范圍，說(shuō)明其油水界面張力較大。對(duì)于這種情況，通常應(yīng)在注入前加入一定量的表面活性劑，在主要減小其界面張力的同時(shí)，通過(guò)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)、形成水包油乳狀液等提高驅(qū)油效率。

注入水與儲(chǔ)層巖心的配伍性主要通過(guò)測(cè)量注入水與巖心長(zhǎng)期接觸情況下，其相互作用導(dǎo)致巖心滲透率變化的情況。造成儲(chǔ)層堵塞的原因包含水質(zhì)分析中提到的機(jī)械雜質(zhì)及結(jié)垢現(xiàn)象。另一方面，該混合注入水礦化度低于地層水，因此不存在高礦化度引起的壓縮黏土顆粒、擴(kuò)散雙電層厚度，導(dǎo)致顆粒失穩(wěn)脫落而堵塞孔隙喉道的問(wèn)題，但其注入儲(chǔ)層后可能造成黏土膨脹、分散運(yùn)移，從而造成儲(chǔ)層滲透能力的下降［13-15］。商三區(qū)沙二下、沙三上層系均含有一定量易膨脹的伊蒙混層及離子強(qiáng)度突變后擴(kuò)散運(yùn)移的高嶺石。

根據(jù)SY/T 5358—2002 標(biāo)準(zhǔn)，選取了6 塊商三區(qū)塊標(biāo)準(zhǔn)巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。巖心分別為：沙二下儲(chǔ)層的1-6，1-8，1-11 號(hào)巖心；沙三上儲(chǔ)層的2-8，2-10，2-12 號(hào)巖心。

研究注入水對(duì)地層巖心的滲透率傷害程度，先使用處理機(jī)械雜質(zhì)后的聯(lián)合站水測(cè)試原始滲透率，然后注入聯(lián)合站水與混合注入水，邊注邊測(cè)。滲透率、巖心壓力、損害程度等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。注入混合注入水后，巖心壓力升高，滲透率均下降，降幅為40.66%～55.56%不等，由于巖心遇水膨脹或結(jié)垢引起損害。

表3 注水與儲(chǔ)層配伍性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

為定量測(cè)試結(jié)垢和水敏造成損害所占的比例，可先使用具有防膨效果的溶液流經(jīng)巖心，避免水敏造成的傷害，再注入混合注入水測(cè)量滲透率變化。此時(shí)測(cè)出的滲透率降低基本只由結(jié)垢造成，對(duì)比該層其他巖心之前所做實(shí)驗(yàn)中受到2 種傷害時(shí)的損害程度，即可計(jì)算2 種損害所占比例。由于無(wú)機(jī)黏土穩(wěn)定劑中以鉀鹽防膨效果最好［16-17］，遂選擇沙二下標(biāo)準(zhǔn)巖心，使用2%KCl 溶液進(jìn)行對(duì)比分析。前后均注入KCl 溶液測(cè)其滲透率，其間注入混合注入水使其與巖心發(fā)生反應(yīng)。前后滲透率分別為0.081×10-3μm2和0.071×10-3μm2，損害程度為12.35%。對(duì)比表2中的沙二下巖心數(shù)據(jù)，可知在注入KCl 防膨劑后，損害程度減小明顯，這時(shí)的傷害主要來(lái)源于結(jié)垢。計(jì)算得出混合注入水對(duì)沙二下儲(chǔ)層的結(jié)垢?jìng)εc水敏傷害的比例約為0.3∶0.7。

3 儲(chǔ)層巖樣解堵實(shí)驗(yàn)

由以上實(shí)驗(yàn)可知，商三區(qū)注水開(kāi)發(fā)中存在的堵塞情況主要由注入水所含機(jī)械雜質(zhì)、水質(zhì)結(jié)垢和儲(chǔ)層水敏造成。針對(duì)造成堵塞的原因，采用酸化解堵實(shí)驗(yàn)。根據(jù)不同層位選擇酸體系，分別進(jìn)行鹽酸、多氫酸、土酸及有機(jī)酸對(duì)巖屑的溶蝕實(shí)驗(yàn)。將所得巖屑使用粉碎機(jī)打至粉狀后分為4 份，在105 ℃下烘至恒重，經(jīng)干燥器冷卻后稱重。各對(duì)應(yīng)1 種酸液反應(yīng)120 min 后，在80 ℃下烘干至恒重，稱量。最終得到4 種酸液溶蝕率分別為：鹽酸18.6%，多氫酸10.2%，氫氟酸70.8%，有機(jī)酸4.8%。

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358—2002 關(guān)于儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)的評(píng)價(jià)方法，采用酸液邊注邊測(cè)的實(shí)驗(yàn)方法，研究不同酸體系對(duì)地層巖心的解堵效果，優(yōu)選出適合于商三區(qū)塊儲(chǔ)層的酸體系，提高儲(chǔ)層的酸洗效果。結(jié)合巖屑酸蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果及現(xiàn)場(chǎng)酸液使用情況，均采用鹽酸作為前置酸液。鹽酸的質(zhì)量濃度取決于儲(chǔ)層中碳酸鹽的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，其作用一是將井筒及近井地帶的原生水或儲(chǔ)集層流體驅(qū)替到后續(xù)酸液之前，避免儲(chǔ)集層中鉀、鈉離子與之后氫氟酸等作用而產(chǎn)生沉淀； 二是溶解含鈣及鐵質(zhì)膠結(jié)物，避免浪費(fèi)后續(xù)酸液；三是清洗地層巖石砂粒上的原油，使黏土與砂粒表面水濕，減少后續(xù)酸液乳化的可能。

針對(duì)整體滲透率較低的沙二下儲(chǔ)層1-6，1-8 號(hào)巖心，采用多氫酸+土酸的組合進(jìn)行驅(qū)替，以期達(dá)到HF的高強(qiáng)度酸化和多氫酸緩速、深穿透、防止二次沉淀等多重效果。對(duì)原始滲透率略高的沙三上儲(chǔ)層2-8，2-12號(hào)巖心，使用有機(jī)酸以達(dá)到深層酸化的目的。4 個(gè)巖心滲透率變化情況及具體實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)圖2和表4。

圖2 巖心滲透率變化曲線

表4 巖樣解堵實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

綜合圖2和表4可以看出：1-6 號(hào)巖心在注入12%鹽酸時(shí)，鹽酸與其中的堵塞物及碳酸鹽類礦物反應(yīng)，滲透率慢慢上升并趨于平穩(wěn)，多氫酸反應(yīng)段是通過(guò)復(fù)合磷酸與氟鹽緩慢生成氫氟酸，氫氟酸又與石英、長(zhǎng)石等反應(yīng)生成可溶性鹽，進(jìn)一步提高了滲透率，最后注入土酸滲透率基本維持在1.15×10-3μm2左右，與其傷害后的滲透率對(duì)比，酸化解堵效果明顯；1-8 號(hào)巖心與1-6 號(hào)巖心情況基本相同，最終滲透率保持在8.50×10-3μm2，酸化效果比1-6 號(hào)巖心更佳。對(duì)比沙二下1-6，1-8 號(hào)巖心的原始滲透率，酸化后滲透率大幅度上升，其中鹽酸及多氫酸的酸化效果較好，土酸階段效果較弱，因此，在實(shí)際施工中可考慮直接使用12%鹽酸+多氫酸的酸液體系。在對(duì)沙三上的2-8，2-12 號(hào)巖心使用15%鹽酸+有機(jī)酸酸化時(shí)，均存在滲透率先升高后下降的現(xiàn)象，且滲透率一直低于原始滲透率。對(duì)照沙三上儲(chǔ)層礦物種類及含量，對(duì)比巖心酸化前后溶蝕情況，發(fā)現(xiàn)2 塊巖心特別是2-8 號(hào)巖心實(shí)驗(yàn)后溶蝕嚴(yán)重，表面粗糙且有顆粒脫落。所以，沙三上滲透率降低是由于發(fā)生了酸敏現(xiàn)象，生成的沉淀顆粒等發(fā)生移動(dòng)，進(jìn)一步堵塞了孔隙。

4 結(jié)論

1）商三區(qū)混合注入水中機(jī)械雜質(zhì)對(duì)儲(chǔ)層傷害較大，在地層溫度下存在結(jié)垢現(xiàn)象。建議注入之前經(jīng)過(guò)精細(xì)過(guò)濾并添加阻垢劑，以減輕混合注入水本身對(duì)地層造成的傷害。

2）注入水與商三區(qū)原油的油水界面張力較大，應(yīng)在注入過(guò)程中添加表面活性劑，在主要減小其界面張力的同時(shí)，通過(guò)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)、形成水包油乳狀液等以達(dá)到提高驅(qū)油效率的目的。

3） 經(jīng)注入水注入反應(yīng)后的沙二下與沙三上巖心，均存在40%～55%不等的水敏及結(jié)垢造成的損害，其中，注入水對(duì)沙二下儲(chǔ)層的結(jié)垢?jìng)εc水敏傷害的比例約為0.3∶0.7。防止水敏傷害是降低儲(chǔ)層損害的主要措施。

4）12%鹽酸+多氫酸+土酸酸液體系對(duì)沙二下巖心酸化解堵效果較好，滲透率提高幅度明顯。鑒于土酸酸化效果不明顯，建議沙二下層系選用12%鹽酸+多氫酸進(jìn)行酸化。沙三上層系巖心用15%鹽酸+有機(jī)酸酸液體系酸化解堵不成功，是由于存在酸敏，降低了滲透率。

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