注海水開發油田儲層損害機理研究

盧軼寬， 柴世超， 鄒德昊， 何 濱， 李金澤， 李 想

(中海石油(中國)有限公司天津分公司)

渤海A油田于1990年投產，除投產初期油田產能良好外，此后長期處于低產、低效的運行狀態，且常規酸化解堵措施無效[1]。對此，渤海A油田通過開展儲層損害機理研究，明確注入海水與地層水不配伍，進而導致的儲層結垢現象，是影響油井產能釋放，電潛泵故障頻發的主要原因。

1 渤海A油田基本概況及存在問題

渤海A油田屬復雜斷塊油藏，主要生產層位為古近系沙河街組儲層，油藏埋深3 300～3 500 m，儲層平均孔隙度10%～18%，平均滲透率2～106 mD，屬中、低孔滲透層。儲層流體黏度低(0.35～0.76 mPa·s)，地飽壓差大(5～10 MPa)，溶解氣油比高(127～152 m3/m3)，探井取樣地層水氯離子濃度4 254～5 060 mg/L。

受局部構造控制和斷層切割，渤海A油田劃分為南、北兩個井區。儲層平面分布穩定?？v向上呈砂泥巖互層沉積，砂體間的隔夾層較薄，平均油層厚度為32.7 m(圖1)。油田采用不規則井網注水開發，平均注采井距600 m，選用過濾海水作為回注介質，氯離子濃度17 875 mg/L。

渤海A油田自1990年投產以來，后于2015年進行局部井網調整，挖潛井間剩余油。不同時期，油井投產產能差異顯著且與見水情況密切相關。油田歷經多年開發，注入海水驅替前緣已突破至大部分生產井底(2AD和B5井區除外)，油井見注入海水后，產能大幅下降，并且常規酸化解堵措施無效，由于產能無法有效釋放，油田陷入低產、低效的運行狀態。

2 儲層損害機理研究

由于過濾海水與渤海A油田地層水離子濃度差異明顯(表1)，因此，根據不相溶原理，兩種水樣離子平衡狀態會發生改變并生成固體沉淀[2- 5]。

取上述組分兩種水樣并按不同比例互溶，加熱至130 ℃地層溫度條件下，靜置24 h后，均觀察到固體沉淀析出(表2)。

圖1 渤海A油田綜合調整后注采井網及平面儲層分布

表1 渤海A油田注入水(過濾海水)、地層產水水樣分析結果

表2 同比例互溶水樣固體沉積析出量統計表

由表2結果可知，除1#、9#樣品外，其余混合水樣均出現高度不配伍情況，尤以過濾海水和地層產水比例為1∶2時，固體沉積析出量達到最大值，為1 678.5 mg/L。

經實驗分析，固體沉積物主要成分為鈣、鎂垢，另有少量鋇鍶垢，粒度中值半徑為13.453 μm。

而通過巖心壓汞實驗[6- 7]，渤海A油田產層段的最大孔喉半徑為0.372～71.7 μm，均值24.61 μm；中值半徑為0.035～11.84 μm，均值2.40 μm(表3)。由于沉積垢的垢樣粒徑大于產層段的孔喉半徑，由此極易造成孔喉堵塞現象，進而導致滲透率下降。

表3 渤海A油田不同取心深度壓汞實驗結果

對此，有針對性地選用三種滲透率級別的巖樣(表4)進行注入海水巖心損害實驗[8- 10]，實驗條件及方法描述如下：

實驗設備主要由雙泵系統和巖心夾持器組成。其中，雙泵系統負責模擬地層水和過濾海水的混合，巖心夾持器及附件負責記錄驅替壓力和驅替流量。

表4 巖心損害實驗結果

室溫(22 ℃)條件下，啟動模擬地層水泵，測定實驗巖樣的原始滲透率。

將巖心加熱至130 ℃地層溫度條件，開啟雙泵，控制混合液流速為0.25 mL/min(過濾海水及模擬地層水流速分別為0.125 mL/min)監測不同注入孔隙體積倍數下驅替壓力隨時間變化關系，直至驅替壓力平穩。

將實驗巖樣冷卻至室溫，再次使用模擬地層水驅替巖樣，記錄并對比損害前后滲透率變化情況，見表4。

由表4可知，過濾海水與地層水按1∶1混合對特低滲巖心損害率最高(54.55%)、對中低滲和中滲巖心損害率相近，損害率范圍30.60%～38.89%。

同時，借助掃描電鏡，可明顯觀察到海水驅替前后巖樣的變化情況。未受海水損害的巖樣，其孔隙喉道干凈整潔，而受海水損害后的巖樣，其直徑為1～10 μm的孔隙均能觀察到被垢樣堵塞的情況,如圖2、圖3所示。

圖2 巖樣受海水損害前的孔隙形態

圖3 巖樣受海水損害后的孔隙形態

3 結論

(1)渤海A油田地層水樣與回注海水水樣不配伍，兩者在地層溫度條件下混合后會產生沉積垢，其主要成分為鈣鎂垢，另有少量鋇鍶垢。

(2)沉積垢粒徑大于孔喉直徑是造成儲層損害、油井產液能力下降的直接原因。實驗表明，海水驅替前后，實驗巖心滲透率損害范圍為30.60%～54.55%。