特低滲透油田注水井儲層傷害因素分析

楊宏拓 白璞

陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院 陜西 西安 710065

1 研究區概況

M 油田位于鄂爾多斯盆地西南部，面積約4000km2，控制地質儲1.5×106t，含油面4.4×102km2，該區域儲層弱水敏，有利于注水開發，長8儲層含少量伊利石和水敏礦物伊/蒙混層，敏感性分析表現為弱水敏，有利于注水開發。采用注水開發，可大幅度提高采收率，長8儲層無水期驅油效率25.8%左右，最終期驅油效率44.7%，注水開發提高采收率潛力較大。長8油層厚度平均9.5m，前期采用五點井網注水水驅效果差，遞減大[1-2]。

2 注水井儲層的傷害特點

2.1 巖石堵塞

注水井周圍的巖石顆粒、粘土或沉積物等可能進入儲層中，堵塞孔隙或通道，影響水的注入和流動。

2.2 水質變化

注入水的成分和性質可能與儲層內原有水的成分不同，引起化學反應或沉淀，導致儲層孔隙變小或堵塞。

2.3 水力剪切破壞

高壓注入水可能對儲層造成水力剪切破壞，導致儲層孔隙崩潰、裂縫擴展或巖石變形。

3 注入水與儲層巖石的配伍性研究

3.1 注入水水質分析

油田很多注水井經過長期注水作業，近井地帶儲層敏感性礦物（主要為粘土礦物）在長期注水過程中由于沖刷作用或之前的酸化溶蝕作用已經剩余很少，近井地帶流動水也主要是注入水，地層水已經被驅替到深部儲層。因此造成注水井堵塞的主要原因是由于外來注入水所致。對油田注水井水質以及堵塞物樣品進行分析，從而進一步分析儲層傷害，為酸化酸液優選提供依據[3-5]。

3.2 固相堵塞物綜合分析

研究區的回注水型為NaCl型，總礦化度較高，鈣鎂離子占據一定含量，為典型的的高鹽污水，鈣鎂離子與NaHCO3型地層水作用會產生碳酸鹽垢。注入水中的乳化油和游離油進入地層也會產生有機垢形成“死油”造成傷害。油田注水井，注水水質分析表明該油田固相堵塞物主要是混合沉積垢，主要是固體沉積堵塞以及有機油類沉積堵塞。觀察取樣圖片以及實驗現象表明，該油田的沉積垢類型比較復雜，有有機沉積垢、鐵腐蝕垢、固相沉積微粒等。這些都說明油田注水井系統傷害物不是單一類型。油田注水井系統、井下、管柱、配水器、水嘴等各個部位均有結垢現象，某些部位結垢堵塞還非常嚴重，這些結垢不但對儲層造成嚴重堵塞，甚至對地面管線、井下注水管柱、配水器、水嘴等都可造成嚴重堵塞[6-7]。

3.3 游離油和乳化油滴產生的傷害

注入水中由于含有一定量的游離油和乳化油，注入地層后會對滲透率造成比較嚴重的傷害，油量增加則傷害度增加，含油量10×10-6時傷害率5.4%，含油量30×10-6時傷害率能夠增長至16.5%，當游離油和乳化油進入地層時，油珠在巖石的滲濾面形成堵塞，尺寸較小的油珠能夠進入地層的深部，形成聚集在孔壁和孔喉處，賈敏和水鎖效應產生，造成注入水的流動阻力增大，注水效率大大減弱[8-9]。

3.4 細菌堵塞傷害

由于注入水水質不同，容易產生細菌堵塞對地層形成傷害。當注入到地層后，細菌會滋生、繁殖，形成粘液從而進入地層孔喉和附著在巖石表面，由細菌引起的腐蝕產物進入地層也會形成嚴重的傷害。由硫酸根引起的硫酸鹽還原菌、腐蝕產生的腐生菌、由鐵離子形成的鐵細菌為注水系統中容易形成的有害細菌。

4 注水井儲層保護措施

4.1 前期注水井評價

在注水井施工前進行儲層評價，包括儲層性質、孔隙結構、巖石強度等方面的分析，以了解儲層的特點和潛在的傷害風險。合理設計注水井的位置、井筒直徑、封隔和固井等，以最大程度地減少對儲層的損害。通過對研究區注水井與大斜度段滲流區累計注水量的計算，得出研究區長8油藏壓力達到原始地層壓力的115%左右時，超前注水量為2003m3。注入水配伍性分析，M油田長8油藏地層水與洛河組注入水配伍性差，注水開發過程中要做好水質處理與儲層保護。注水參數數值模擬表明，相同累計注入量下，注水強度越大，注入水在近井地帶不能及時向外傳播，壓力剖面越陡峭，有效波及范圍越小。注水強度越小，油水井間壓力剖面分布越均勻，小水量、長周期的注水政策，有利于壓力均勻分布[10-11]，見圖1。

圖1 不同注水強度下X方向壓力升高幅度分布曲線

注水強度及超前注水時間應用考慮啟動壓力梯度和變形介質的直井擬穩態流動注水量公式計算合理注水強度，確定M油田長8油藏超前注水期合理注水參數，見圖2。精細分層注水標準，依據M油田長8開發區油層、隔夾層特征和儲層縱向物性的差異，結合分注工藝，制定了長8層分注標準，層間和層內分注相結合（1-2段）。注入水配伍性分析，環西地區水源井目的層為洛河組，礦化度1.6g/L左右，水型為MgCl2；通過簡易沉降處理后，離子含量基本沒有發生變化；環西地區生產井目的層長8，礦化度52.9～84.4g/L，水型為CaCl2，其中部分井還存在Ba2+離子。長8油藏地層水與洛河組注入水配伍性較差，因此注水開發過程中要加強水質處理與儲層保護[12]。

圖2 滲透率與注采井間有效驅替壓差曲線

4.2 注入水水質調整

根據儲層特點和水質要求，對注入水進行預處理或調整，使其與儲層水的化學成分相適應，減少化學反應和沉淀的風險。確保注入水的質量符合儲層要求，包括pH值、含鹽量、懸浮物含量等，避免對儲層產生不良影響。控制注入水的流量、壓力和速度等參數，避免過高的注入壓力和流速對儲層造成損害。根據儲層性質和特點，合理控制注水井的注入壓力，避免過高的壓力導致儲層損傷或產生裂縫。控制注入水的流量，避免過高的注入速度，以減少水力剪切破壞和儲層變形的風險。通過定期監測注水井的產量、壓力、水質等指標，及時發現儲層傷害的跡象，采取相應的修復和調整措施。

4.3 精細分層注水措施

研究區長8油藏油層厚度大，層內非均質性強，滲透率極差大，建議層內分2～3段精細注水，后期根據吸水剖面測試結果適當調整配注。隨著各類油藏進入中高含水開發期及見水井逐漸增多，常規措施治理難度加大，油井措施后普遍呈現增油下降、含水上升現象，措施適應性逐年變差。早期措施以重復壓裂和常規酸化為主，措施后油井含水普遍大幅上升，重復壓裂和常規酸化等常規措施以原縫改造和解堵為主，工作液易沿原縫或高滲帶延伸，容易溝通水驅前緣，措施后油井含水有較大幅度上升，不利于側向剩余油動用。隨著油田開發，各類油藏整體含水逐步上升，常規措施難度逐年加大，投產以來油井綜合含水由14.3%上升到69.7%，以重復壓裂和酸化解堵為主的常規措施效果越來越差。需要不斷轉變措施思路，研究較高含水狀態下控水增油技術。經過持續探索研究，注水井增注技術體系逐步完善，措施針對性不斷提升，形成了五種主體酸化技術體系，同時創新應用低成本解堵、活性水壓裂等技術，增注治理手段不斷豐富[13]。

4.4 增加沉淀物過濾器

在注水井的輸送管道上安裝沉淀物過濾器，以防止巖屑、顆粒物和其他雜質進入儲層，減少堵塞風險。定期清洗注水井和輸送管道，去除沉積物和堵塞物，保持通暢的流動路徑。在注入水中加入適量的防堵劑，以防止顆粒物堆積、沉淀和巖石堵塞，保持儲層的通透性。建立完善的監測系統，定期檢測注水井的產量、壓力、水質等參數，及時發現異常情況并采取相應的措施。

5 結束語

通過儲層巖石學特征分析以探明引起注水井欠注的內因，結果表明該儲層含有綠泥石、伊利石等致敏礦物，對巖心進行儲層敏感性分析發現儲層整體呈弱敏感性，但具有中等稍弱的速敏及堿敏，容易出現黏土顆粒運移或酸化后處理不當引起二次傷害的現象，進而堵塞地層。為得到造成注水井欠注的外因，對區塊注入流體進行水質測定與配伍性分析實驗，結果表明回注水中攜帶較多懸浮固體顆粒，易堆積于孔道外部。回注水中的油污也易粘附于井筒及巖層壁面，進入地層后引起賈敏傷害。此外，清水與地層水不配伍混合后產生大量碳酸鈣堵塞喉道，引起地層傷害。