綏中36-1油田注聚井注入壓力高原因分析及增注措施＊

陳華興 高建崇 唐曉旭 崔 剛 朱 凱

(1.中海油能源發展股份有限公司鉆采工程研究院; 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司)

聚合物驅油是油田進入中高含水期進一步提高采收率采取的有效方式之一,具有明顯的降水增油效果,但隨著注聚規模的擴大,聚合物累積注入量逐漸增加,注聚井的注入能力會有所降低,主要表現為注入壓力過高、注入量達不到配注要求、酸化解堵措施相對常規注水井較為頻繁等,影響到聚驅的整體開發效果[1-3]。渤海綏中36-1油田注聚井堵塞問題日益突出,同樣出現了上述問題。2003年9月開始在SZ36-1油田J03井實施聚驅先導性試驗效果顯著,之后在該油田的A、B、D及F區陸續推廣聚合物驅油技術,截至2011年4月,綏中36-1油田共有注聚井17口,平均注入壓力為8.7 MPa,其中由于注入壓力高而導致欠注的井有6口,占總注聚井的35%。

陸地油田一般采取水力壓裂、強氧化復合型化學解堵等增注措施,并取得了一定效果。海上油田注聚井堵塞機理尚處于深化認識中,加之適合海上的壓裂設備較少,強氧化型解堵劑操作風險高,不易在海上油田推廣。因此海上油田注聚井解堵增注需進行有針對性的研究。本文結合綏中36-1油田地質特征,對導致該油田注聚井壓力高的因素進行了分析,并提出相應的治理建議。研究結果可為類似油田注聚井問題診斷與治理提供參考。

1 注聚井注入壓力高原因分析

1.1 內因分析

(1)儲層未固結或弱固結,填隙物含量較高,微粒易運移 綏中36-1油田儲層為疏松砂巖,主要為石英、長石砂巖,且多為粉砂、細砂巖,粒徑在0.02～0.50 mm之間。孔隙以原生粒間孔占絕對優勢,孔隙發育,連通性好,膠結疏松,孔隙度在29%～35%之間,平均滲透率為3000×10-3μm2,孔喉半徑主要分布在5～63μm,最大孔喉半徑可達200μm以上。填隙物主要是粘土礦物,其次為碳酸鹽礦物和石英,少量黃鐵礦。粘土礦物含量為5%～35%,通常大于10%,主要為伊/蒙混層,相對含量為32%～62%,混層中蒙脫石相對含量高達54%～92%;碳酸鹽礦物含量0～10%,呈斑狀膠結,一個碳酸鹽礦物斑晶僅能將3～7個顆粒連接在一起,受含量低的限制,對增加巖石強度的貢獻甚微;自生石英含量小于0.5%,呈加大邊結構;黃鐵礦呈斑狀分布,基底式膠結,含量低于1%。聚合物溶液粘度相對水溶液大,松散的填隙物顆粒更容易被捕獲并隨流體運移,造成儲層損害,外在表現為注聚壓力隨時間推移上升幅度大,注入能力后期受到較大限制。

(2)早期注水造成儲層一定程度污染 綏中36-1油田1995年2月至2001年7月期間注海水開發,2001年7月至2004年8月期間注館陶組地層水開發,2004年8月后實施清(館陶組地層水)污(生產污水)混注。表1為綏中36-1油田主力油層段地層水及各階段注入水水分析結果。由表1數據分析可知,館陶組地層水、生產污水、海水含有較高濃度的鈣鎂離子,注入地層后,極易與含有較高濃度HC、C離子的地層水發生反應,生成碳酸鹽巖垢;長期注海水,近井地帶地層水礦化度會逐漸升高,同時也引入了一定濃度的 S離子,轉注清水或清污混注后,也有可能生成更頑固的硫酸鹽巖垢。

表1 綏中36-1油田主力油層段地層水及各階段注入水水分析結果

表2示出了綏中36-1油田注入水(海水、生產污水)與主力油層段地層水以不同比例混合后在儲層溫度下的結垢量[4]。由表2可知,不管是注海水還是注生產污水,都會引起儲層不同程度結垢,造成地層滲透率不同程度降低,從而導致注入能耗增加,注入壓力增大。

表2 綏中36-1油田注入水與主力油層段地層水以不同比例混合后在儲層溫度(60℃)下的結垢量

(3)聚合物吸附滯留造成儲層滲透率下降

聚合物注入地層,一部分會吸附在巖石礦物表面,其中粘土礦物對聚合物的吸附起主導作用,吸附量是在巖石骨架上的4～10倍[5]。聚合物在巖石表面的靜態吸附一般呈單分子層,但流動時會出現分子鏈的相互纏繞以及包裹粘土顆粒運移,使滲流孔道變窄,甚至堵塞孔道,降低地層的吸液能力[6],同樣會導致注入壓力增大。

1.2 外因分析

(1)現階段井口平臺注入水水質不達標 表3示出了不同時間段SZ36-1油田中心處理平臺(CEP平臺)外輸泵出口和井口平臺A平臺注水泵出口處水質監測結果。從表3可以看出,相比2009年3月的水質監測數據,2011年3月CEP平臺外輸泵出口水質懸浮物濃度增大了10.5 mg/L、含油增大了26.6 mg/L、細菌增大近20倍,水質明顯變差。其原因,一方面是由于油田綜合含水率升高,產出液增多,生產污水處理量越來越大,設備處理負荷加重,水處理設備能力降低所致;另一方面,產出液含聚合物后,生產污水性質發生極大改變,油水乳狀液更加穩定,破乳難度加大,水處理藥劑用量也必然增加,導致污水處理過程中不同程度地產出油泥,使得過濾設備濾料被堵塞固結,也進一步加重了水處理設備的負擔。隨著注聚時間的延長,產出聚合物的濃度會越來越高,水處理難度也會更大。

同時還可看出,A平臺水質相對CEP平臺變差更明顯,CEP平臺外輸泵出口懸浮固體含量、污水含油、總鐵、SRB細菌監測結果基本符合標準,但經海管運輸到A平臺時,水質卻出現惡化,總鐵及懸浮固體含量均超標,細菌個數也急劇上升,說明在海管輸送環節水質受到了二次污染;由表3還可以看出,大于5μm粒徑的懸浮固體含量增加了10.1mg/L,大顆粒懸浮固體含量的顯著增加加劇了井底淤堵或井下配水器芯子堵塞,必然引起注入壓力升高。

表3 SZ36-1油田現階段注入水水質測試結果

(2)高濃度聚合物母液與配注用生產污水不完全配伍 部分平臺配聚用水采用館陶組地層水,然后用被處理后的生產污水將高濃度聚合物母液稀釋至注入濃度,但生產污水主要來自東營組,二者不完全配伍。綏中36-1油田F平臺注聚系統和注水系統均用館陶組地層水,2口注聚井壓力平均為7.3 M Pa,注入能力良好;而A平臺采用的是清污混注系統,7口注聚井壓力平均為9.5 M Pa,最高達到10.3 M Pa,欠注井為3口;另外3口欠注井也集中在同是清污混注的J平臺和B平臺。

表4為綏中36-1油田館陶組地層水與CEP平臺生產污水以不同比例混合后在儲層溫度(60℃)條件下靜置24 h后測定的水質結果:隨著混合水中污水比例的增大,混合水的懸浮固體含量增大,實測值高于二者完全配伍時的理論預計值;濁度隨污水比例增大的變化趨勢與懸浮固體含量的變化近似;當清污比例達到1∶5左右時,水樣中懸浮物顆粒直徑中值明顯增大。以上說明現場清污混注存在一定程度的不配伍。表5為污水含聚合物后,清污不同比例混合后測定的水質結果。對比表4與表5可以看出,對于 AP-P4含量達到50 mg/L的污水而言,其與清水混合后的懸浮固體含量遠遠高于不含聚清污混合水,說明聚合物會加劇水體的不配伍程度。

表4 不同比例清污混合水樣水質分析結果

表5 含聚污水與清水配伍性實驗結果

(3)過濾系統精度不夠,大顆粒絮團或聚合物魚眼進入地層造成堵塞 現場僅在柱塞泵前有一個20目的金屬過濾濾網,注聚井井口無再次過濾系統,過濾精度有限,聚合物溶液中未溶解好的魚眼及雜質會隨聚合物溶液一起注入井內從而造成近井及炮眼周圍油層孔隙堵塞,引起注入困難。對SZ36-1油田注聚井堵塞物成分進行了分析,結果表明,注聚井堵塞物主要是由有機高分子聚合物與無機垢相互纏繞包裹形成的復合垢,其中有機物占 51%～68%,CaCO3占 19.2%～29.4%,(M g0.06Ca0.94)CO3占9.6%～14.7%,硅酸鹽類占3.2%～4.9%。這種復合垢具有一定的強度同時又具有一定的變形能力,可充滿整個地層孔喉,由于表面包裹的聚合物層對常規酸液產生惰性,常規的酸化方法很難解除注聚井堵塞問題[2-3]。

2 治理建議

(1)嚴格控制注水水質,從根源上杜絕或減少外來物質堵塞地層。針對綏中36-1油田可通過以下措施來調控注水水質[7]:①加強腐蝕研究工作,降低腐蝕對水質的影響;②對污水處理設備實施水質分級控制,上級污水達標后才允許進入下級流程;③對清水除鐵并加強污水殺菌治理,強化清污配伍性研究;④優化加藥系統,充分延長藥劑作用時間,保證水質穩定;⑤實現產出油泥的“在線處理”,使各處理設備最大能力收油和排污,避免水質被設備二次污染;⑥實現井口平臺注水再過濾和殺菌,保證井口水質達標。

(2)確定最佳注入比例或實現清污分注。在無法實現清污分注的前提下,確定最佳的清污混注比例可在一定程度上減緩注聚壓力的上升。從清污配伍性可以看出,當清污比例達到1∶7時,懸浮物濃度相對其他比例更低。

(3)注聚系統加多重濾網過濾。一方面,現場配聚系統中熟化罐至柱塞泵之間屬于低壓系統,濾網可適當采用更細目數,或者多加一個過濾濾網,既能保證未溶解的魚眼或絮團被過濾掉,也不至于過多地損失聚合物母液的粘度。另一方面,在注入水系統再加一級更高精度的過濾設備,確保注入水中懸浮物濃度達到注入標準。為了了解用達標注入水稀釋聚合物母液后的水質情況,用未過濾注入水和加0.45μm濾膜精細過濾后的注入水稀釋現場用聚合物母液,表6示出了稀釋至不同聚合物濃度后室內測得的懸浮固體含量。由表6可知,用未過濾的注入水稀釋聚合物母液,隨著含聚濃度的升高,注入水懸浮固體含量迅速增加,遠大于原注入水中的懸浮固體含量;而用精細過濾后的注入水稀釋聚合物母液,懸浮固體含量的增幅遠遠小于未過濾的注入水,說明高濃度聚合物母液與注入水混合,極易快速捕集注入水中懸浮物、浮油等雜質,形成粘性絮團,不加過濾直接注入井底會造成嚴重堵塞,導致壓力快速升高。

表6 綏中36-1油田生產污水中聚合物含量對注入水懸浮固體含量的影響

(4)采用復合型化學解堵劑酸化注聚井,并適當加大酸化半徑。SZ36-1油田注聚井堵塞主要是聚合物吸附捕集和高階結垢離子共同作用的結果,建議采用具有多種解堵劑功能的復合型化學解堵劑解堵。復合型化學解堵劑應該由能對聚合物進行降粘的降解劑、能對垢樣及粘土礦物溶解的復合酸以及轉向劑等多種成分復配組成。

3 結論

(1)造成綏中36-1油田注聚井壓力高的內因主要是儲層膠結疏松、雜基含量高、微粒易運移,早期注水造成的儲層一定程度污染,聚合物的吸附與滯留造成的儲層滲透率下降;外因主要是注水水質不達標,清污不完全配伍,過濾系統精度有限導致大顆粒懸浮固體進入井筒或地層。

(2)建議控制注水水質,確定最佳清污注入比例或實現清污分注以及在注聚系統加多重濾網基本能消除注聚井外來物質堵塞。

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[7] 陳華興,唐洪明,趙峰,等.綏中36-1油田注入水懸浮物特征及控制措施[J].中國海上油氣,2010,22(3):179-182.