低滲透油藏注水井堵塞物的化學成因研究*

張紫航，卓興家，曹廣勝，張 寧，張人昱

（1.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；2.大慶油田有限責任公司 第九采油廠，黑龍江 大慶 163853）

大慶外圍的新站、敖南油田葡萄花層滲透率低、儲層敏感性強[1-3]。經過長期注水，有些注水井近井地帶儲層發生傷害和堵塞，吸水能力下降，部分注水井實施了調剖措施后吸水能力也下降，致使欠注，不能滿足配注量要求，影響了注水開發效果。對于注水井欠注的問題，國內外學者進行了討論，一般認為水驅的欠注原因主要是油層的孔隙度滲透率過低等地質因素[4,5]；其次，外來流體入井后，無論是流體中原有的固相顆粒還是與儲層巖石或流體發生反應產生的顆粒運移，都有可能堵塞孔隙[6,7]，從而導致欠注；注入水中的溶解氣體和微生物等對注水管道產生腐蝕，同時產生的水不溶物會進入地層[8,9]，導致欠注；另外，注入水若含油，即使量少，但日積月累下產生的乳狀液及其捕捉的雜質與懸浮物也會產生嚴重的欠注問題[10,11]。

為研究大慶外圍的新站、敖南油田葡萄花儲層的欠注原因，依據研究區塊的生產實際情況，通過注入水質、堵塞物成分進行取樣化驗，檢測水樣中離子成分、懸浮物含量、細菌含量、礦化度等指標，結合室內巖心模擬實驗和理論分析，得出造成欠注的主要原因。本文對新站、敖南油田解堵增注及水驅開發低滲透率油層具有重要意義。

1 新站、敖南油田概況分析

1.1 新站、敖南油田地質概況分析

新站油田葡萄花儲層以薄層砂為主，單層砂巖、有效厚度小于1.0m 的層數分別占總層數的30%和60%[12]。巖石孔隙度范圍5%～30%，平均有效孔隙度為12.4%；滲透率值主要集中在（0，1]和（1，5]這兩個區間內，其中介于0～1×10-3μm2內占了61.44%，平均滲透率為1.99×10-3μm2。

敖南油田葡萄花油層砂地比在1.1%～64.0%之間，平均砂地比30%[13]。屬于低孔、低滲油田，油層顆粒細，以細－粉砂為主，粒度中值在0.033～0.123mm之間，平均僅0.07mm，泥質含量高，平均值高達21.9%，儲層物性差，空氣滲透率為（0.86～91.03）×10-3μm2，平均為13.9×10-3μm2，有效孔隙度為18.2%～24.3%，平均為19.2%。

可以看出，新站、敖南油田滲透率較低，地層多孔介質內的孔隙吼道較小，當注入水中的固體顆粒含量較高時，則會造成孔隙吼道內的堵塞。另外儲層巖石中黏土礦物含量較高，有可能存在蒙脫石等水敏感性礦物，在水驅過程中，地層內顆粒運移會造成進一步的堵塞。

1.2 注入井堵塞情況分析

統計新站、敖南油田注水井堵塞欠注情況，見表1。

表1 新站、敖南油田注水井欠注情況統計表Tab.1 Statistics of water injection wells in Xinzhan and Aonan Oilfields

2 敖南油田注入水及返排液水質分析

為了分析新站、敖南油田的欠注原因，取兩個區塊內的注入水及返排液進行了水質分析，包括水樣中懸浮物含量及粒度，細菌含量，礦化度，各離子含量及結垢情況[14]。

2.1 懸浮物含量測量

有一些顆粒相對比較大的固體物質，當它們進入到地層中時，會對近井地帶地層造成阻塞，從而引起欠注問題，所以有必要對這類固體物質含量進行測定。

5～100mg 樣品量為最佳區間，這是由于當樣品過多時，懸浮物中的水分會造成過濾難；樣品過少時，將會導致誤差較大，影響準確度。懸浮物含量C（mg·L-1）計算公式：

式中 C：水中懸浮物含量，mg·L-1；A：過濾后濾紙質量，g；B：原濾紙質量，g；V：樣品體積，mL。

圖1 新站、敖南油田注入水懸浮物和含油量變化Fig.1 Variation of suspended solids and oil content of injected water in Xinzhan and Aonan Oilfields

從含油量看出，雖然井口來水含油量不高，但井下取樣含油量均較高，說明存在地層油反吐現象。茂15（清水）含油量不高，敖南油田、大415（污水）、新站本部污水均含油，說明除了茂15（清水）區塊不需要考慮有機質污染，其他幾個測試區塊均存在有機質污染。

進一步通過激光粒度儀測量注入水中懸浮物的固體顆粒尺寸變化，見圖2。

圖2 新站、敖南油田注入水中懸浮物尺寸變化Fig.2 Size change of suspended solids in injection water of Xinzhan and Aonan Oilfields

根據1/3 架橋理論，即顆粒粒度大于孔喉直徑的1/3 時，可產生堵塞，計算新站、敖南油田孔喉分別為28、51μm。由圖2 可以看出，新站、敖南油田部分井的底返排液中的懸浮物粒度中值差異較大，其粒度中值（μm）分別為：新站本部污水6.29，新站大415 區塊污水12.26，茂15 區塊所使用清水6，敖南清水的粒度中值較大，為18.96μm，因此，根據1/3架橋理論，新站大415 區塊的注污水井、敖南油田所注清水井均有可能引起地層堵塞。

2.2 水樣中細菌含量測量

注入水中若存在較多的細菌，細菌的代謝產物則會堵塞地層巖石孔隙，因此，我們開展了水樣中細菌含量的測量實驗。利用絕跡稀釋法進行以下實驗，把以上的測試瓶放在35℃恒溫培養箱中。

由圖3 可見，各區域井底返排液中均出現腐生菌和鐵細菌，且細菌個數最高達到10000～100000 個·mL-1，敖南油田無硫酸鹽還原菌，其余區域均含有SRB，且SRB 最高達10000～100000 個·mL-1。長期注水，地層中運移的雜質、油污為細菌提供營養源，加速細菌繁殖，可堵塞地層，這說明細菌問題也是導致欠注的原因。

圖3 不同區塊返排液中細菌的含量Fig.3 Bacterial content in the flowback fluid of different blocks

2.3 無機垢含量測定

通過掛片法來檢測無機垢的結垢量[15]。首先，利用游標卡尺去測量蓋玻片的長與寬，然后計算出該蓋玻片的表面積；將蓋玻片放置浸入在無水乙醇中，清洗并移入干燥皿中干燥30min；確保蓋玻片干燥的情況下，稱量其凈重；分別取5 口井的污水樣品各40mL 于燒杯中；用鑷子將蓋玻片（5 片·杯-1）斜置于呈有污水的燒杯中，保證其表面完全浸于污水中；設置恒溫箱溫度為50、60、70、80、90℃，將浸泡在污水中的蓋玻片放入其中6h；取出蓋玻片洗滌干凈后，放置烘干箱中烘干5h，拿出，觀察蓋玻片上的結垢情況，稱量其質量。

結垢量的計算公式：

式中 M：結垢量，mg·cm-2；A：蓋玻片結垢后質量，g；B：蓋玻片質量，g；S：蓋玻片表面積，cm2。

由圖4 可以看出，除了新站注入水的結垢量與溫度呈正相關，隨著其增加而變大外，其他水樣的結垢量隨溫度變化并沒有明顯的規律，溫度為70℃及更高時，結垢量普遍高于0.3mg·cm-2且不大于0.6mg·cm-2，顯然這會對注水設備和井筒以及儲層造成一定的損害，從而使注水井產生欠注問題。

圖4 結垢量隨溫度變化趨勢圖Fig.4 Variation trend of scaling amount with temperature

3 新站、敖南油田儲層敏感性實驗研究

3.1 地層內黏土礦物分析

新站、敖南油田滲透率較低，孔隙結構較為細小，更容易被固體顆粒堵塞，若地層中存在較多水敏感性礦物，在水驅過程中，水敏感性礦物顆粒則容易從巖石表面脫落，從而導致地層堵塞。利用掃描電鏡得到新站、敖南油田地層黏土礦物特征見圖5。

圖5 新站、敖南油田巖石掃描電鏡觀察結果Fig.5 SEM observation results of reservoir in Xinzhan and Aonan Oilfields

由圖5 可以看出，新站、敖南油田葡萄花油層中存在較多的水敏性礦物，綠泥石和蒙脫石礦物，因此，在注水開發的過程中，地層本身就具有較強的水敏感特征，選用清水驅替原油會造成地層巖石滲透率的降低。

3.2 儲層敏感性實驗研究

測量巖心初始滲透率后，用50%地層水注入，注入速度與初始流速保持一致，注入10～15PV，停止注入，保持圍壓和溫度不變，使50%地層水與巖石礦物反應12h 以上；將泵速調整為初始流速，然后用25%地層水注入，來測定巖心的滲透率；利用同樣的方法進行蒸餾水驅替巖心的實驗，并檢測出在蒸餾水下巖心的滲透率，見圖6。

圖6 新站、敖南油田儲層水敏感性實驗結果Fig.6 Water sensitivity test results of putaohua reservoir in Xinzhan and Aonan Oilfields

由圖6 可知，在注入不同濃度的地層水之后，新站、敖南油田的滲透率都會發生明顯的改變，這說明采用清水等低礦化度的流體注入地層之后，會大幅度的降低儲層的滲透率，所以這也是導致注水井的注入量逐漸降低的主要原因。

4 新站、敖南儲層流動性實驗

由水質化驗結果可見，新站和敖南兩個油田的注入水均存在不同程度的懸浮物和結垢等堵塞地層的物質條件，但對于能否造成堵塞和堵塞的程度，則需要通過巖心模擬注水實驗來進行研究。

測定巖樣的基礎數據，通過利用模擬的地層水來飽和巖心。并用模擬的地層水測量巖心的原始滲透率，記為K1；取1000mL 水樣，選取不同編號巖心，以0.3mL·min-1的注入速度向樣品中注入10PV 注入水，然后進行水測滲透率記為K2；用不同編號的巖樣，過濾后的水樣稱量1000mL，以0.3mL·min-1的注入速度向巖樣中注入10PV 返排液，然后進行水測滲透率記為K3；記錄相應數據。

有機堵塞和無機堵塞的混合堵塞率為P0、無機堵塞率為P1、有機堵塞率為P2，可由公式（3）～（5）計算：

式中 P0、P1、P2：混合堵塞率、無機堵塞率、有機堵塞率，%；K1、K2、K3：由上述步驟中測得不同情況下的巖心滲透率，10-3μm2。

表2 巖心基礎數據Tab.2 Basic core data

選取以上巖心進行注入水堵塞巖心實驗，結果見圖7。

圖7 隨注入體積增加滲透率變化Fig.7 Permeability changes with the increase of injection volume

由圖7 可見，隨著注入體積的增加，無論注入水是否進行過濾，巖心的滲透率都會急劇下降，并且在注入體積為4PV 左右，下降速度開始放緩。經過計算，新站油田的混合堵塞率為79.9%，無機堵塞率為76.4%，有機堵塞率為3.5%，說明對于新站油田堵塞物中無機堵塞占主導，有機物如浮油對地層的傷害很小；敖南油田的混合堵塞率為79.0%，無機堵塞率為70.0%，有機堵塞率為9.0%，敖南油田的混合堵塞率和新站油田相差不大，有機堵塞率是其兩倍以上，雖然有機堵塞率不到10%，但其對油藏的損害仍然需要重視。

5 結論

（1）儲層物性差，滲透率、孔隙度均較小，注入水中懸浮物含量和懸浮物粒徑尺寸均為不符合標準要求，極易造成堵塞，同時注入水中鈣鎂等成垢離子濃度不符合標準要求，進入地層后在巖石孔道中結垢。

（2）注入井回注的水里含有污油，會滯留在井眼附近巖石孔隙中，從而導致堵塞地層；另外，游離油和分散油會對懸浮顆粒造成膠結效果，因此，增加了橋堵的可能。

（3）無機堵塞多數為注入水中離子超標進入儲層結垢導致的，油層中存在較多的水敏性礦物，因此，在注水開發的油藏中，選用清水驅替原油會造成地層巖石滲透率的降低。

（4）新站油田堵塞物中無機堵塞占主導，有機物如浮油對地層的傷害很小；敖南油田的混合堵塞率和新站油田相差不大，有機堵塞率是其兩倍以上，雖然有機堵塞率不到10%，但其對儲層的損害仍然不可忽視。