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(shù)服務(wù)有限公司， 北京 100010)

復(fù)雜斷塊低滲透油藏儲(chǔ)量是我國主要的探明地質(zhì)儲(chǔ)量，該類油藏開發(fā)過程中對(duì)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(dāng)長的一個(gè)時(shí)期內(nèi)，注水開發(fā)仍是該類油田開發(fā)的主要方式[3]。注入水對(duì)低滲透儲(chǔ)層的損害是不可逆的，并且具有疊加性，因此開展注入水對(duì)低滲透儲(chǔ)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(fù)雜化的背斜構(gòu)造。儲(chǔ)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(chǔ)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(duì)儲(chǔ)層傷害評(píng)價(jià)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(chǎng)注入水為研究對(duì)象，開展儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)、自身穩(wěn)定性評(píng)價(jià)及注入水與儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)配伍性實(shí)驗(yàn)研究，定量評(píng)價(jià)儲(chǔ)層敏感性、注入水結(jié)垢及儲(chǔ)層堵塞造成的儲(chǔ)層傷害，確定導(dǎo)致南堡油田注入困難的原因。

1 儲(chǔ)層敏感性損害評(píng)價(jià)

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(xué)作用，導(dǎo)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(shí)將發(fā)生儲(chǔ)層敏感性損害。

1.1 儲(chǔ)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(jié)類型主要為孔隙膠結(jié)，顆粒接觸關(guān)系以點(diǎn)-線接觸為主。通過對(duì)南堡13-52井開展X-衍射全巖分析，黏土礦物相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20.56%，黏土礦物主要為伊-蒙間層，相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為37.59%，其次是伊利石與高嶺石，相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為23.21%，21.28%，綠泥石相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17.91%。其中伊-蒙間層有較強(qiáng)的水敏性。

1.2 儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)設(shè)備采用CLMG-II儲(chǔ)層敏感性測(cè)試儀，按照SY/T 5358—2010標(biāo)準(zhǔn)開展南堡13-52井速敏、水敏及鹽敏分析實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)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(bào)告配制，地層水為碳酸氫鈉水型，礦化度7 474 mg/L。

從實(shí)驗(yàn)結(jié)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(chǔ)層敏感性表現(xiàn)為弱速敏，中等偏強(qiáng)水敏，鹽敏臨界礦化度1 786 mg/L?，F(xiàn)場(chǎng)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(chǔ)層水敏感性實(shí)驗(yàn)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(chǔ)層鹽敏感性實(shí)驗(yàn)曲線Fig.2 Salinity sensitivity test curve of Ed3 reservoir in Nanpu 13-52 well

2 注入水結(jié)垢損害評(píng)價(jià)

油氣田進(jìn)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(xué)不穩(wěn)定性和化學(xué)不相容性，往往造成注水地層、油套管、井下、地面設(shè)備以及集輸管線出現(xiàn)結(jié)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(jié)垢給油氣井帶來的危害很大[10-13]。

實(shí)驗(yàn)通過模擬在常溫及地層溫度下注入水離子質(zhì)量濃度變化，來評(píng)價(jià)其自身的結(jié)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(cè)定在恒溫箱里分別放置不同時(shí)間水中主要成垢離子Ca2+，Mg2+等的質(zhì)量濃度變化。

表1 注入水離子含量測(cè)定實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

3 固相顆粒堵塞損害評(píng)價(jià)

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(chǔ)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(guān)系十分重要[17-19]。

3.1 實(shí)驗(yàn)流程

經(jīng)測(cè)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(qū)替實(shí)驗(yàn)在常溫下進(jìn)行，且實(shí)驗(yàn)在1 d內(nèi)完成，故排除結(jié)垢?jìng)Φ挠绊憽Ｒ虼瞬捎迷搶?shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)固相顆粒堵塞對(duì)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(cè)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(jì)數(shù)器分析過濾后水中的固相含量和粒徑中值，分析結(jié)果見表2，進(jìn)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(chǔ)層傷害程度。

表2 水質(zhì)分析表

實(shí)驗(yàn)通過測(cè)定巖心滲透率的變化來評(píng)價(jià)不同固相含量及粒徑中值的注入水對(duì)儲(chǔ)層的損害程度，以達(dá)西定律為理論依據(jù)。實(shí)驗(yàn)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(chǎng)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(yàn)資料。

表3 巖心物性參數(shù)

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

初始測(cè)試流體選擇實(shí)驗(yàn)中滲透率隨累計(jì)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(duì)巖心的滲透率傷害率分別為5.58%，9.84%，進(jìn)而確定氯化鉀溶液為后續(xù)實(shí)驗(yàn)滲透率基準(zhǔn)值測(cè)試流體。

圖3 滲透率隨累計(jì)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(qū)替實(shí)驗(yàn)滲透率隨累計(jì)注入倍數(shù)的變化如圖4所示，4種注入水均對(duì)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(cè)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(guān)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(dá)不到A1水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。

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

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果分別繪制了固相含量與滲透率損害率的關(guān)系如圖5所示，懸浮物粒徑中值與滲透率的關(guān)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(guān)系增大，現(xiàn)場(chǎng)所注的處理污水固相質(zhì)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(guān)系式計(jì)算出滲透率損害率分別為64.84%，82.11%。固相顆粒堵塞損害實(shí)驗(yàn)未考慮結(jié)垢的影響，現(xiàn)場(chǎng)注入水損害程度可能遠(yuǎn)大于該結(jié)果。

圖5 注入水固相含量與滲透率損害率關(guān)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(guān)系圖Fig.6 Relationship between median particle size of injected water and permeability damage rate

4 結(jié) 論

1)該復(fù)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(qiáng)，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(jié)垢，放置時(shí)間越長結(jié)垢越多。常溫下，注入水離子質(zhì)量濃度變化不大，地層溫度下結(jié)垢量明顯高于常溫條件，且前2 d結(jié)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(guān)系增大，該注入水因固相顆粒堵塞引起的滲透率損害率達(dá)到64.84%。

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