注水水質(zhì)對(duì)海上油藏儲(chǔ)層損害影響實(shí)驗(yàn)研究

王宇飛，陳華興，張紹廣，李 想，趙順超

中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452

注水開發(fā)油田是世界上應(yīng)用較為廣泛和行之有效的一種方式，通過注水保持壓力采油是油田開發(fā)的基本措施，也是保持油田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的根本。目前，很多油田將其產(chǎn)出污水作為注水水源回注地層，既有利于保護(hù)環(huán)境，又能取得較好的驅(qū)油效果［1-2］。但由于油田產(chǎn)出污水含有較高比例的懸浮固體、浮化油、細(xì)菌及有害離子等，會(huì)造成注水地面設(shè)施的腐蝕和地層的堵塞損害［3］。其中，注水造成油層堵塞損害的實(shí)質(zhì)是注入流體使油層的滲透性下降，主要表現(xiàn)為幾種方式［4-6］：一是注水造成巖石結(jié)構(gòu)破壞，關(guān)鍵取決于油層的膠結(jié)形式、固結(jié)程度和埋深；二是注水造成巖石的黏土膠結(jié)物或充填物膨脹，從而堵塞孔隙；三是注水與地層所含流體或地層某些組成成分不配伍形成結(jié)垢，或因注入過程中物理化學(xué)條件的變化形成結(jié)垢，造成地層滲透性下降；四是注入速度太大或壓力太高均可造成地層結(jié)構(gòu)損害；五是注水所含機(jī)械雜質(zhì)或污油顆粒造成地層孔隙堵塞、滲透性下降。因此，在影響注水井吸水能力的諸多因素中，注水的水質(zhì)是一個(gè)至關(guān)重要的因素。

本文以渤海B 油田的物性特征為基礎(chǔ)，開展針對(duì)該油田的注水水質(zhì)對(duì)儲(chǔ)層影響的機(jī)制分析，并通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，根據(jù)模擬懸浮物濃度（S）、顆粒粒徑中值（D）以及含油率（O）等指標(biāo)，從單因素到多因素的原則，開展注水水質(zhì)對(duì)儲(chǔ)層傷害的物理模擬實(shí)驗(yàn)，給出適合渤海B 油田安全采油的水質(zhì)指標(biāo)，為海上油田的有效注水開發(fā)提供參考依據(jù)。

1 材料與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

主要實(shí)驗(yàn)儀器：RS600 型流變儀∕磁力攪拌器，上海司樂儀器有限公司；ISCO 高精度驅(qū)替泵，美國(guó)Teledyne公司；中間容器（200 mL）、攪拌中間容器、人造巖心以及多功能非均相驅(qū)替系統(tǒng)，海安石油科研儀器有限公司；TOG∕TPH 紅外分析儀，美國(guó)Wilks公司。

主要實(shí)驗(yàn)材料：渤海B油田地層注水、水源井水、原油以及模擬懸浮物用超細(xì)CaCO3。實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。

圖1 物理模擬實(shí)驗(yàn)流程

1.2 懸浮物模擬方法

懸浮物的模擬主要有兩種方法。其中一種方法是將D分別為3.0、4.0、5.0 μm 的不同粒徑超細(xì)CaCO3作為模擬懸浮物，以精細(xì)過濾后的地層水作為母液（人造巖心可以用無離子水配制），向母液中添加相應(yīng)濃度的懸浮物。懸浮物濃度（S）選擇7、10、15、20 mg∕L 4 個(gè)等級(jí)指標(biāo)。實(shí)驗(yàn)前配制水樣，用高速攪拌機(jī)在5 000 r∕min 轉(zhuǎn)速下攪拌均勻，放置時(shí)間不超過2 h。另一種方法是將礦場(chǎng)不同節(jié)點(diǎn)注水稀釋模擬。首先，取渤中28-2南油田CEP 平臺(tái)和B 平臺(tái)水處理流程不同節(jié)點(diǎn)注水，測(cè)定其S、D、O；其次，將不同S、D、O的注水進(jìn)行高低濃度混合，制備不同水質(zhì)的實(shí)驗(yàn)用水。如果S達(dá)不到要求，可適當(dāng)添加相應(yīng)粒徑的超細(xì)CaCO3。

1.3 含油率模擬方法

含油率（O）的模擬方法分為標(biāo)定法定量加原油以及現(xiàn)場(chǎng)流程不同節(jié)點(diǎn)混配模擬2 種［7］。標(biāo)定法定量加原油是向不含油的精細(xì)過濾地層水中加入定量原油，實(shí)驗(yàn)前配制水樣，水浴加熱到60 ℃，再用乳化機(jī)以5 000 r∕min 的轉(zhuǎn)速剪切20 min，形成乳化液用于流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，現(xiàn)配現(xiàn)用。對(duì)乳化后液體，取中間部分使用，同時(shí)標(biāo)定含油率。現(xiàn)場(chǎng)流程不同節(jié)點(diǎn)混配模擬是取現(xiàn)場(chǎng)平臺(tái)水處理流程不同節(jié)點(diǎn)出口的污水，分別標(biāo)定含油率，將含油率高的污水和含油率低的污水按不同比例混合，再測(cè)試含油率，最終選擇10、15、20、25、30、40、50 mg∕L 7個(gè)等級(jí)指標(biāo)。

1.4 懸浮物粒徑中值的確定

懸浮物指懸浮在水中的固體物質(zhì)，包括不溶于水的無機(jī)物、有機(jī)物及泥砂、黏土、微生物等［8］。注水中的懸浮物對(duì)儲(chǔ)層損害程度主要決定于懸浮物顆粒大小與儲(chǔ)層孔喉大小的匹配程度。結(jié)合橋堵、沉積和通過準(zhǔn)則：當(dāng)懸浮物粒徑為孔喉直徑的1∕3～1∕2時(shí)，顆粒會(huì)堵塞孔喉；當(dāng)懸浮物粒徑為孔喉直徑的1∕7 時(shí)，顆粒基本通過巖石基質(zhì)；當(dāng)懸浮物粒徑小于孔喉直徑1∕10 時(shí)，顆粒能順利通過巖石基質(zhì)［9］。考慮到目標(biāo)油田高孔高滲的物性特征，研究將懸浮物粒徑中值（D）初定為4.5 μm 較為合理。

2 結(jié)果與分析

2.1 懸浮物成因及類型

目標(biāo)油田注水由水源井水與生產(chǎn)污水在注水緩沖罐混合，再經(jīng)注水泵注入注水井。將注水緩沖罐出口注水經(jīng)0.45 μm 濾膜過濾后，對(duì)濾膜上截留的懸浮物進(jìn)行X-pert 衍射分析，結(jié)果表明注水緩沖罐出口濾膜上懸浮物無明顯衍射峰出現(xiàn)，說明注水中懸浮物主要為有機(jī)物質(zhì)或隱晶質(zhì)物質(zhì)。圖2 為注水懸浮物掃描電鏡照片，由圖2（a）可以看出，懸浮物呈膜狀、片狀、絮團(tuán)狀堆積于濾膜上。由圖2（b）可以看出，局部放大后，可見由大量細(xì)小片狀物質(zhì)聚集而成的有機(jī)絮團(tuán)，細(xì)小片狀有機(jī)物質(zhì)粒徑在10 μm 以下，但聚集成絮團(tuán)后的粒徑可達(dá)40 μm 以上。由圖2（c）可以看出，繼續(xù)局部放大，還可見塊狀有機(jī)物質(zhì)絮團(tuán)，且粒徑大于15 μm。

圖2 注水懸浮物掃描電鏡（SEM）照片

表1 為目標(biāo)油田平臺(tái)注水緩沖罐中出口注水懸浮物元素的能譜分析結(jié)果。由表1 可知：注水緩沖罐出口濾膜懸浮物元素組成有C、O、Ca，其中C、O 原子百分比達(dá)到96%以上，說明懸浮物中絕大部分為有機(jī)物質(zhì)，Ca為結(jié)垢產(chǎn)物。

表1 注水懸浮物能譜組分分析

綜合衍射、電鏡、能譜分析結(jié)果可知：目標(biāo)油田平臺(tái)注水懸浮物中塑性絮團(tuán)和剛性顆粒共存，且絕大部分為有機(jī)物質(zhì)（塑性絮團(tuán)），有機(jī)物質(zhì)多呈聚集體或絮團(tuán)形式，烘干后的絮團(tuán)粒徑粗大且可達(dá)40 μm 以上，有機(jī)物質(zhì)注入地下易造成端面封堵；無機(jī)物質(zhì)（剛性顆粒）占少部分，且主要是結(jié)垢產(chǎn)物。

2.2 綜合水質(zhì)指標(biāo)篩選評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

注水中的懸浮物主要來源于地層微粒、黏土、油滴、懸浮砂粒、細(xì)菌或細(xì)菌體、腐蝕產(chǎn)物、注入的混合流體間化學(xué)產(chǎn)物或單一流體的化學(xué)分解或降解產(chǎn)物［10］，而注水中懸浮物固體含量、粒徑中值和含油率是影響水質(zhì)的關(guān)鍵指標(biāo)。通過測(cè)定不同水質(zhì)指標(biāo)參數(shù)對(duì)儲(chǔ)層巖心的滲透率保留率與損害率來評(píng)價(jià)水質(zhì)指標(biāo)對(duì)儲(chǔ)層的傷害程度，以此來確定水質(zhì)指標(biāo)參數(shù)的上限［11］。

2.2.1 水質(zhì)指標(biāo)對(duì)中滲透率儲(chǔ)層的影響

表2 為注入水中懸浮物濃度、懸浮物粒徑中值以及含油率對(duì)氣測(cè)滲透率為600 mD 左右的中滲透率儲(chǔ)層巖心的傷害程度，即損害率，它由注入40 倍孔隙體積（PV）時(shí)的初始滲透率與滲透率保留值的差值計(jì)算得到。由表2 可以看出：對(duì)于中滲透率儲(chǔ)層，當(dāng)用綜合指標(biāo)S≤7 mg∕L、D≤3 μm、O≤20 mg∕L 的注入水進(jìn)行驅(qū)替，注入體積為40 PV 時(shí)，巖心滲透率損害率小于20%，損害程度弱；當(dāng)增加注入水中的懸浮物濃度、懸浮物粒徑中值以及含油率等值時(shí)，注入水對(duì)儲(chǔ)層巖心的損害率隨之上升，當(dāng)綜合指標(biāo)達(dá)到S≤10 mg∕L、D≤4 μm、O≤20 mg∕L 時(shí)，巖心滲透率損害率超過20%而小于30%，已接近儲(chǔ)層能接受的水質(zhì)指標(biāo)上限。

表2 注水水質(zhì)指標(biāo)對(duì)中滲透率儲(chǔ)層的影響

2.2.2 水質(zhì)指標(biāo)對(duì)中高滲透率儲(chǔ)層的影響

表3 為注入水中懸浮物濃度、懸浮物粒徑中值以及含油率對(duì)氣測(cè)滲透率為1 500 mD 左右的中高滲透率儲(chǔ)層巖心的傷害程度。由表3 可以看出：對(duì)于滲透率為1 500 mD 左右的儲(chǔ)層，當(dāng)用綜合指標(biāo)S≤20 mg∕L、D≤4 μm、O≤35 mg∕L的注入水進(jìn)行驅(qū)替時(shí)，巖心滲透率損害率小于30%，已接近儲(chǔ)層能接受的水質(zhì)指標(biāo)上限。對(duì)比方案4、方案5 可知，在懸浮物粒徑中值及含油率相同的情況下，增加懸浮物濃度，對(duì)儲(chǔ)層的傷害率增加幅度較小。對(duì)比方案4、方案6 可知，在懸浮物濃度和含油率一定的情況下，當(dāng)增加懸浮物粒徑中值時(shí)，儲(chǔ)層巖心的傷害率從28.2%增加到32.8%。對(duì)比方案6、方案7 可知，在懸浮物濃度和懸浮物粒徑中值一定的情況下，當(dāng)增加含油率時(shí)，儲(chǔ)層巖心的傷害率從32.8%增加到39.2%。說明相比懸浮物濃度，懸浮物粒徑中值及含油率對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響更大。因此，對(duì)于滲透率為1 500 mD 左右的儲(chǔ)層，可接受的注水水質(zhì)綜合指標(biāo)為S≤20 mg∕L、D≤4 μm、O≤35 mg∕L。

表3 注水水質(zhì)指標(biāo)對(duì)中高滲透率儲(chǔ)層的影響

2.2.3 水質(zhì)指標(biāo)對(duì)高滲透率儲(chǔ)層的影響

表4 為注水水中懸浮物濃度、懸浮物粒徑中值以及含油率對(duì)氣測(cè)滲透率為2 500 mD 左右的高滲透率儲(chǔ)層巖心的傷害程度。由表4 可以看出：儲(chǔ)層滲透率提高后，注水水質(zhì)指標(biāo)的范圍也隨之?dāng)U大，當(dāng)用綜合指標(biāo)S≤10 mg∕L、D≤4 μm、O≤30 mg∕L的注入水進(jìn)行驅(qū)替，巖心滲透率損害率小于20%，儲(chǔ)層滲透率損害弱。對(duì)于高滲透率巖心，增加懸浮物濃度，儲(chǔ)層損害率隨之上升。當(dāng)注水水 質(zhì) 綜合指標(biāo) 為S≤20 mg∕L、D≤4 μm、O≤40 mg∕L 時(shí)，儲(chǔ)層巖心損害率達(dá)到30.0 %，已到達(dá)可接受的最大值，在懸浮物濃度、含油率不變的情況下，進(jìn)一步提高懸浮物粒徑中值到5 μm 后，儲(chǔ)層巖心損害率已經(jīng)達(dá)到了39.2%，儲(chǔ)層傷害程度較大，說明懸浮物粒徑中值是影響注水水質(zhì)的關(guān)鍵因素，與儲(chǔ)層孔喉尺寸的匹配程度直接決定了其對(duì)儲(chǔ)層的封堵程度。

表4 注水水質(zhì)指標(biāo)對(duì)高滲透率儲(chǔ)層的影響

3 結(jié)論

1）注入水對(duì)油層的損害程度取決于油層本身的結(jié)構(gòu)組成、所含流體的性質(zhì)、注入水的成分特征，而影響水質(zhì)指標(biāo)的關(guān)鍵參數(shù)為懸浮物固體含量、粒徑中值和含油率。

2）渤海B 油田懸浮物元素組成有C、O、Ca，其中C、O 含量達(dá)到96%以上，說明有機(jī)物質(zhì)占懸浮物絕大部分，且有機(jī)物質(zhì)多呈聚集體或絮團(tuán)形式，烘干后的絮團(tuán)粒徑粗大可達(dá)40 μm 以上，注入地下易造成端面封堵；無機(jī)物質(zhì)占少部分，無機(jī)物質(zhì)中主要是結(jié)垢產(chǎn)物，懸浮物中塑性絮團(tuán)和剛性顆粒共存。

3）針對(duì)目標(biāo)油田，為實(shí)現(xiàn)有效的注水開發(fā)，對(duì)于中高滲透率儲(chǔ)層，水質(zhì)指標(biāo)應(yīng)控制在S≤20 mg∕L、D≤4 μm、O≤35 mg∕L 范圍內(nèi)；對(duì)于高滲透率儲(chǔ)層，水質(zhì)指標(biāo)應(yīng)控制在S≤15 mg∕L、D≤5 μm、O≤35 mg∕L 或者S≤20mg∕L、D≤4 μm、O≤40 mg∕L范圍內(nèi)。