酒東油田注入水對(duì)巖心滲透率的損害率實(shí)驗(yàn)

李洪建 張鵬 常菁鉉 趙利慶 蘭曉龍 王苗苗 馬文娟

1. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院；2. 中國石油天然氣股份有限公司玉門油田公司酒東采油廠；3. 中國石油天然氣股份有限公司華北油田分公司第一采油廠

酒東油田于2010 年正式投入開發(fā)，目前主要開發(fā)有酒泉盆地酒東坳陷營爾凹陷長沙嶺構(gòu)造白堊系下溝組K1g3和K1g1兩套油藏。自2014 年酒東油田聯(lián)合站采出水處理場投運(yùn)后，采用“調(diào)儲(chǔ)沉降+油水分離+氣浮+砂濾+改性纖維球過濾”的處理工藝對(duì)采出水進(jìn)行處理，實(shí)現(xiàn)了采出水全部回注。但仍存在以下主要問題：一是注水過程中易造成近井地帶堵塞、單井吸水能力下降快、注入壓力高、降壓增注措施有效期短，導(dǎo)致處理后采出水無法完全回注；二是自2016 年11 月開始，長2 區(qū)塊K1g1油藏投產(chǎn)進(jìn)入系統(tǒng)后，由于單井含水率較高，兩個(gè)油藏采出水混合后出現(xiàn)井筒內(nèi)結(jié)垢、個(gè)別單井存在明顯結(jié)垢管堵等現(xiàn)象。

在注水開發(fā)作業(yè)過程中，當(dāng)注入水進(jìn)入儲(chǔ)層時(shí)，由于溫度、礦化度等變化，會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層結(jié)垢，注入水中含有的懸浮物如黏土、有機(jī)物、微生物以及化學(xué)沉淀等其他物質(zhì)進(jìn)入產(chǎn)油層都能造成滲流通道的堵塞，降低注水井的吸水能力，注水水質(zhì)的好壞會(huì)引起儲(chǔ)層滲流物性發(fā)生變化［1-2]，影響油田注水開發(fā)效果。

本文通過實(shí)驗(yàn)研究，分析模擬注入水礦化度及懸浮物含量、懸浮物粒徑、含油量對(duì)巖心滲透率的損害率的作用機(jī)理。通過單因素實(shí)驗(yàn)分析的結(jié)果，確定了影響巖心滲透率損害率正交實(shí)驗(yàn)的4 個(gè)重要因素及各因素的水平值，結(jié)合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)利用極差分析法確定了各因素對(duì)巖心滲透率損害率的影響程度，最后得到了巖心滲透率損害率最小的影響因素指標(biāo)組合，從而為酒東油田注入水水質(zhì)控制提供科學(xué)與實(shí)驗(yàn)依據(jù)［3]。

1 注入水主要水質(zhì)指標(biāo)測試分析

1.1 酒東油田注入水中懸浮物含量分析

選取酒東油田長3-4 井井口水樣及凈化水罐處水樣進(jìn)行懸浮物含量分析。實(shí)驗(yàn)前將濾膜放入烘箱中進(jìn)行烘干，并對(duì)其進(jìn)行稱重得到m紙。分別取100 mL試樣并搖勻，將試樣倒入燒杯中，向其中加入0.5 mL的破乳劑，在常溫下攪拌2 h，在2 h 后用洗耳球吸去上層多余的油，然后將吸去油后的試樣倒入放有烘干濾膜的過濾器上進(jìn)行過濾，最后將濾膜放入65 ℃左右的烘箱中烘干10 h 后對(duì)其進(jìn)行稱重得到m懸+紙。反復(fù)進(jìn)行以上實(shí)驗(yàn)3 次，最后取其平均值得到懸浮物的含量。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，長3-4 井注水井井口注入水中懸浮物平均含量為108.7 mg/L，凈化水罐出口注入水中懸浮物平均含量為9.7 mg/L。對(duì)比石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5329—2012)可知，所分析的兩個(gè)注入水水樣中的懸浮物含量嚴(yán)重超標(biāo)。

1.2 注入水中懸浮物粒度分析

用Bettersize2600LD 型激光粒度儀對(duì)長3-4 井井口及凈化水罐處水樣進(jìn)行粒度分析，分析結(jié)果如圖1 和圖2 所示。由分析結(jié)果可知，長3-4 井井口注入水中懸浮物中值粒徑為15.777 μm，凈化水罐處注入水中懸浮物中值粒徑為6.151 μm。對(duì)比石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5329—2012)可知，注入水中的懸浮物粒徑嚴(yán)重超標(biāo)。

圖 1 長3-4 井井口注入水懸浮物粒度分布曲線Fig. 1 Distribution curve of the particle size of suspended matter in the injected water at the wellhead of Well Chang 3-4

圖 2 凈化水罐出口注入水懸浮物粒度分布曲線Fig. 2 Distribution curve of the particle size of suspended matter in the injected water at the outlet of the purified water tank

1.3 注入水中含油量分析

用IL460 型紅外分光測油儀分別對(duì)聯(lián)合站注入水、長3-4 井井口注入水及凈化水罐出口注入水中含油量進(jìn)行了多樣次測試分析。分析得到，聯(lián)合站注入水、長3-4 井井口注入水、凈化水罐出口注入水中平均含油量分別為7.81、6.96、8.12 mg/L。對(duì)比石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5329—2012)可知，注入水中含油量超標(biāo)，但不嚴(yán)重。

1.4 注入水與地層水離子成分分析

注入水和地層水離子成分見表1。

表 1 注入水和地層水離子成分分析數(shù)據(jù)Table 1 Analysis data of the ionic compositions in the injected water and the formation water

2 注入水對(duì)巖心滲透率的損害率實(shí)驗(yàn)研究

2.1 注入水對(duì)巖心滲透率的損害率實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法

本文參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5329—2012)開展注入水對(duì)巖心滲透率的損害率實(shí)驗(yàn)。該方法實(shí)驗(yàn)周期短，測量的數(shù)據(jù)精確度高，實(shí)驗(yàn)設(shè)備流程如圖3 所示。

圖 3 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程Fig. 3 Flow chart of core displacement test

根據(jù)達(dá)西定律，滲透率的計(jì)算公式為

式中， k 為巖心的滲透率，10-3μm2； Q 為在流壓 p下通過巖心的流量，mL/min； μ為通過巖心的流體黏度，mPa· s ； L 為巖心長度，cm； D 為巖心直徑，cm； p為實(shí)驗(yàn)中測得通過巖心的流壓，MPa。

滲透率損害率的計(jì)算公式為

式中，M 為滲透率損害率； ki為用地層水測試的滲透率，10-3μm2； ko為實(shí)驗(yàn)中不同PV(驅(qū)替孔隙體積倍數(shù))下測試的滲透率，10-3μm2。

2.2 礦化度變化對(duì)巖心滲透率的損害率

本實(shí)驗(yàn)按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5329—2012)，結(jié)合注入水和地層水離子成分分析，選擇長2-2 井地層水分析數(shù)據(jù)為參考值，分別配制該井地層水礦化度的90%、80%、70%的鹽水，選取3 塊天然巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)步驟如下［4]。

(1)將選取的巖心置于電熱鼓風(fēng)干燥箱中，設(shè)定溫度為60 ℃，干燥48 h；

(2)取出烘干后的巖心，抽真空4 h，飽和模擬地層水4 h；

(3)將飽和后的巖心置于巖心加持器中，并在中間容器內(nèi)加入模擬地層水，測試巖心的基礎(chǔ)滲透率；

(4)將中間容器內(nèi)的模擬地層水更換為模擬注入水，測定在不同PV 下巖心滲透率損害率的變化值，分析巖心的損害情況。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4 所示，可以看出，當(dāng)用礦化度為地層水礦化度90%的鹽水驅(qū)替(0～4 PV)，累計(jì)驅(qū)替倍數(shù)為4 時(shí)，3 塊巖心滲透率平均損害率為5.73%；當(dāng)用礦化度為地層水礦化度80%的鹽水驅(qū)替(4～10 PV)，累計(jì)驅(qū)替倍數(shù)為10 時(shí)，3 塊巖心滲透率平均損害率為17.70%；當(dāng)用礦化度為地層水礦化度70%的鹽水驅(qū)替(10～14 PV)，累計(jì)驅(qū)替倍數(shù)為14 時(shí)，3 塊巖心滲透率平均損害率為21.61%。分析認(rèn)為，注入水的礦化度越低，對(duì)巖心孔喉通道堵塞越嚴(yán)重，導(dǎo)致滲透率損害率不斷增大［5-7]。

圖 4 礦化度對(duì)巖心滲透率的損害率實(shí)驗(yàn)曲線Fig. 4 Experimental curve of the core permeability damage rate from the salinity

2.3 注入水中懸浮物含量對(duì)巖心滲透率的損害率

本實(shí)驗(yàn)按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5329—2012)，結(jié)合酒東油田注入水中懸浮物含量分析，選擇凈化水罐出口注入水中懸浮物含量分析數(shù)據(jù)，分別配制懸浮物含量為8、9、10 mg/L，懸浮物粒徑3 μm 的模擬注入水。選取3 塊人造巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)步驟同2.2。由圖5 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可看出，當(dāng)驅(qū)替到14 PV 時(shí)，3 塊巖心滲透率平均損害率為42.08%。分析認(rèn)為，當(dāng)注入水中懸浮物粒徑一定時(shí)，隨著懸浮物含量的增大，巖心滲透率損害率增大。固相懸浮物也即通常所說的機(jī)械雜質(zhì)，注入水中懸浮固相的含量與固相顆粒的大小是造成地層損害的直接因素［8-10]，當(dāng)注入水中的懸浮物進(jìn)入儲(chǔ)層時(shí)，會(huì)造成滲流通道的堵塞，進(jìn)而使巖心的滲透率損害率增大。

2.4 注入水中懸浮物粒徑對(duì)巖心滲透率的損害率

圖 5 懸浮物含量對(duì)巖心滲透率的損害率實(shí)驗(yàn)曲線Fig. 5 Experimental curve of the core permeability damage rate from the content of suspended matter

本實(shí)驗(yàn)按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5329—2012)，結(jié)合酒東油田注入水中懸浮物粒度分析，選擇凈化水罐出口注入水中懸浮物粒徑分析數(shù)據(jù)，分別配制懸浮物粒徑為2、3、5 μm，懸浮物含量9 mg/L 的模擬注入水。選取3 塊人造巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)步驟同2.2。由圖6 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可看出，當(dāng)驅(qū)替到14 PV 時(shí)，巖心滲透率有明顯的損害，3 塊巖心滲透率平均損害率為36.12%。分析認(rèn)為，當(dāng)注入水中懸浮物流經(jīng)多孔地層時(shí)，懸浮顆粒將進(jìn)入地層并在某些孔喉處架橋，隨著顆粒的不斷進(jìn)入在孔喉架橋處形成濾餅，導(dǎo)致滲透率損害率增大［11-14]。滲流通道的堵塞程度和吸水能力的下降速度與懸浮物的粒徑有關(guān)。

圖 6 懸浮物粒徑對(duì)巖心滲透率的損害率實(shí)驗(yàn)曲線Fig. 6 Experimental curve of the core permeability damage rate from the particle size of suspended matter

2.5 注入水中含油量對(duì)巖心滲透率的損害率

本實(shí)驗(yàn)按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5329—2012)，結(jié)合酒東油田注入水中含油量分析，選擇長3-4 井井口注入水中含油量分析數(shù)據(jù)，分別配制含油量為6、7、8 mg/L 的模擬注入水。選取3 塊人造巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)步驟同2.2。由圖7 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以得到，當(dāng)驅(qū)替到14 PV 時(shí)，3 塊巖心滲透率平均損害率為37.61%。分析認(rèn)為，隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加，將有更多的油滴被驅(qū)替到巖心中，進(jìn)而堵塞巖心孔隙或喉道，乳化油滴對(duì)地層損害的主要形式是吸附和液鎖［15-18]，乳化液在多孔介質(zhì)中流動(dòng)時(shí)產(chǎn)生的賈敏效應(yīng)會(huì)堵塞儲(chǔ)層。

圖 7 含油量對(duì)巖心滲透率的損害率實(shí)驗(yàn)曲線Fig. 7 Experimental curve of the core permeability damage rate from the oil content

2.6 多因素交互作用對(duì)巖心滲透率的損害率正交實(shí)驗(yàn)

為了檢驗(yàn)?zāi)壳熬茤|油田注入水水質(zhì)指標(biāo)與注入儲(chǔ)層的適應(yīng)性，開展了注入水中多因素交互作用對(duì)巖心滲透率的損害率正交實(shí)驗(yàn)研究。通過對(duì)正交實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，找出對(duì)巖心損害程度最小的水質(zhì)指標(biāo)組合。在實(shí)驗(yàn)中，影響巖心滲透率損害率的主要因素有4 個(gè)，分別是礦化度百分比(A)、懸浮物含量(B)、懸浮物粒徑(C)、含油量(D)，通過單因素實(shí)驗(yàn)分析，對(duì)每個(gè)因素取3 個(gè)最佳水平值，如表2 所示。

表 2 正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)Table 2 Design of orthogonal experiment

將酒東油田注入水配制成表2 中對(duì)應(yīng)礦化度、懸浮物含量、懸浮物粒徑、含油量的模擬注入水，選取5 塊天然巖心進(jìn)行正交實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)步驟同2.2。

通過SPSS 軟件設(shè)計(jì)4 因素3 水平正交實(shí)驗(yàn)表L(34)，分為17 組實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如表3 所示。

極差分析法是用R 來描述各因素對(duì)評(píng)價(jià)指標(biāo)的影響，R 值大表明此因素對(duì)滲透率損害率的影響大，為重要影響因素；R 值小表明此因素對(duì)滲透率損害率的影響小，為次要因素［19-21]。實(shí)驗(yàn)的最優(yōu)組合由各因素的K1、K2、K3的數(shù)值進(jìn)行表征。將注入水對(duì)巖心滲透率的損害率正交實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了極差分析，結(jié)果如表4 所示。

表 3 正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 3 Orthogonal experimental result

表 4 極差分析Table 4 Range analysis

通過極差分析可以得到，因素A(礦化度百分比)K3最大，為475.78；因素B(懸浮物含量)K2最大，為547.86；因素C(懸浮物粒徑)K2最大，為525.86，因素D(含油量)K1最大，為548.10。可得最優(yōu)組合為：A3B2C2D1，即模擬注入水礦化度百分比為90%、懸浮物含量8 mg/L、懸浮物粒徑2 μm、含油量6 mg/L時(shí)，巖心的滲透率損害率最小。由極差分析數(shù)據(jù)可以看出，在4 個(gè)因素中，對(duì)天然巖心堵塞影響程度的大小排序是B＞C＞A＞D，即懸浮物含量對(duì)巖心滲透率損害率的影響最大，其次是懸浮物粒徑和礦化度百分比，含油量對(duì)巖心滲透率損害率的影響最小。

3 多因素交互作用對(duì)天然巖心堵塞微觀分析

對(duì)多因素交互作用堵塞后的天然巖心長2-18-6 進(jìn)行了掃描電鏡分析，如圖8 所示。

圖 8 巖心長2-18-6 掃描電鏡圖片F(xiàn)ig. 8 SEM pictures of core Chang 2-18-6

由掃描電鏡圖像可知，正交實(shí)驗(yàn)后的巖心中存在粒間填隙物、粒間微粒運(yùn)移、黏土礦物膨脹、污染等現(xiàn)象。以上現(xiàn)象的產(chǎn)生導(dǎo)致巖心孔隙空間的堵塞，進(jìn)而使巖心滲透率損害率增大。

4 結(jié)論

(1)由酒東油田注入水中主要水質(zhì)指標(biāo)測試分析得到，注入水中的懸浮物含量和懸浮物粒徑嚴(yán)重超標(biāo)，注入水中的含油量超標(biāo)，但不嚴(yán)重。

(2)由單因素實(shí)驗(yàn)分析可知：注入水的礦化度百分比越低，對(duì)巖心孔喉通道堵塞越嚴(yán)重，巖心滲透率損害率隨著注入水中懸浮物含量、懸浮物粒徑、含油量的增加而增大。當(dāng)驅(qū)替到14 PV 時(shí)，懸浮物含量對(duì)巖心滲透率的損害率的實(shí)驗(yàn)中，3 塊巖心滲透率平均損害率為42.08%；懸浮物粒徑對(duì)巖心滲透率的損害率的實(shí)驗(yàn)中，3 塊巖心滲透率平均損害率為36.12%；含油量對(duì)巖心滲透率的損害率的實(shí)驗(yàn)中，3 塊巖心滲透率平均損害率為37.61%。

(3)由正交實(shí)驗(yàn)分析可知：懸浮物含量對(duì)巖心滲透率損害率的影響最為顯著，其次是懸浮物粒徑和礦化度百分比，含油量對(duì)巖心滲透率損害率的影響最小，即各因素對(duì)巖心滲透率的損害率的主次順序?yàn)閼腋∥锖浚緫腋∥锪剑镜V化度百分比＞含油量。

(4)分析結(jié)果表明，當(dāng)模擬注入水礦化度百分比為90%、懸浮物含量8 mg/L、懸浮物粒徑2 μm、含油量6 mg/L 時(shí)，巖心的滲透率損害率最小。掃描電鏡分析亦驗(yàn)證了注入水對(duì)巖心損害的情況。