海上油田N区块注水井欠注原因分析及增注建议_徐丽媛.pdf

第 52 卷第 2 期 辽 宁 化 工 Vol.52，No.2 2023 年 2 月 Liaoning Chemical Industry February，2023 收稿日期收稿日期：2022-07-06 作者简介作者简介：徐丽媛（1990-），女，山东省滨州市人，中级工程师，硕士研究生，2018 年毕业于西安石油大学油气田开发工程专业，研究方向：海上油田增产增注、储层保护技术研究与应用。海上油田 N 区块注水井 欠注原因分析及增注建议 徐丽媛，奎智斌，王冠华,史景岩,石先亚,黄新杰,袁茹，谭文（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）摘 要：研究区块储层胶结疏松,高孔、高渗，油层非均质性强，注水井近井地带结垢堵塞现象较为严重，导致注水困难。通过对储层敏感性、注入水水质、注水井污染、工艺措施等方面的分析和研究，发现该区块储层具有较强的水敏性和盐敏性伤害，水中聚合物吸附性强，原油黏度高、胶质沥青质含量高等复合伤害造成储层堵塞，导致注水压力逐渐升高。针对注水过程中储层损害及欠注问题，提出了预防措施和建议，以提高注水井吸水能力，保证油田注采平衡。关 键 词：结垢；水敏；盐敏；注水压力；欠注 中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1004-0935（2023）02-0298-05 研究区块主要储层为东营组下段，是受构造、岩性控制的复合油气藏。注水井 11 口，其中，9 口直接投注，2 口转注。通常注入能力因受到储层敏感性、注入水水质、注水井污染、工艺措施及地层压力分布不均等多个因素影响1-4，导致储层吸水能力下降。截止目前，本区块累计欠注 22.4104 m3，欠注率高达 23.4%。因此有必要对区块注水井欠注原因进行分析。为探究本区块注水井欠注的影响因素，本文从储层敏感性、注入水水质、堵塞堵塞等方面进行分析，对注水井解堵工艺技术现状进行了总结并提出了几点建议。1 储层物性特征 研究区块主力开发层系为东营组下段的、油组，储层孔隙度在 28%35%之间，平均值为 31%；渗透率在 10010 000 mD 之间，平均值为 2 000 mD。储层物性差异较大，层间渗透率变异系数在 0.41.7之间，平面渗透率变异系数在 0.51.4 之间，造成小层吸水能力出现差异，吸水剖面不均，影响注水量。砂岩石英平均含量为 50.6%，钾长石平均含量为 19%，斜长石平均含量为 14%，方解石平均含量为 1%。黏土矿物平均含量为 11.2%，主要包括伊蒙混层、高岭石、伊利石等。表 1 为 N1 井不同层深的黏土矿物的类型及含量，其中，伊蒙混层相对含量平均为 52%，高岭石相对含量平均为 33%，绿泥石相对含量平均为 8%，存在潜在的储层敏感性伤害。表 1 N1 井不同层深黏土矿物的类型及含量 层深/m w（黏土矿物）/%蒙皂石 伊利石 高岭石 绿泥石 伊/蒙混层 1 359.75 0 4 5 3 88 1 392.54 0 9 18 7 66 1 506.52 0 5 12 3 80 1 549.19 0 6 40 9 45 1 554.05 0 9 63 14 14 1 558.58 0 9 52 11 28 1 574.74 0 8 54 13 25 1 396.74 0 7 20 6 67 1 401.37 0 7 9 4 80 1 441.58 0 6 30 9 55 1 592.30 0 5 69 11 15 图 1 N1 井不同黏土矿物相对含量 2 注水井欠注影响因素 2.1 储层敏感性分析 2.1.1 速敏性评价 研究区块储层渗透率相对较高，注水过程中储油气田开发 DOI:10.14029/ki.issn1004-0935.2023.02.039第 52 卷第 2 期 徐丽媛，等：海上油田 N 区块注水井欠注原因分析及增注建议 299 层微粒的膨胀、分散和运移严重，非均质性强，在渗透性差的地带易堵塞孔喉，促使流线沿着大孔道高水洗部位运动，影响驱油效率。选用天然岩心为实验岩心，进行物理模拟驱替实验，设定实验流量依次为 0.10、0.25、0.50、0.75、1.0、1.5、2.0、3.0、4.0、5.0、6.0 mLmin-1，使用模拟地层水分别测取对应流速下回归至流速为 0.10 mLmin-1时的渗透率，实验结果见表 2。表 2 速敏评价结果数据表 岩心编号 气测渗透率/10-3m2 孔隙度/%地层水初始 渗透率/10-3m2 临界流速，6 mLmin-1流量 范围内，渗透率最小值/10-3m2 临界流速/（mLmin-1）渗透率 损坏率/%4-008 1 922.3 33.8 22.05 17.64 4.0 20.0 5-018 746.4 38.3 5.70 4.4 3.0 23.0 实验结果表明，研究区块储层速敏损害率平均为 26.9%，临界流速为 34 mLmin-1。经考察，研究区块多口注水井主力吸水层注入强度远超临界流速，存在潜在的速敏伤害，注水井随着注入量快速大幅提高势必出现欠注。2.1.2 水敏性评价 当注入水进入储层，破坏水质环境，导致原来处于稳定状态的黏土矿物发生膨胀，使黏土结构松弛失稳，释放微粒，引起运移、分散，堵塞孔吼。选用天然岩心为实验岩心，进行物理模拟驱替实验，实验结果见表 3。表 3 水敏评价结果数据表 岩心 编号 气测 渗透率/10-3m2 孔隙 度/%地层水 渗透率/10-3m2 去离子水 渗透率/10-3m2 水敏 指数 水敏 强度 3-023A 1 566.2 30.5 31.73 11.54 0.64 中等偏强 1-012A 2 452.5 31.3 40.67 13.42 0.67 中等偏强 实验结果进一步表明，研究区块储层含有大量的伊/蒙间层，伊蒙混层矿物的膨胀可促发其它与之共存地层微粒从孔壁脱落，导致储层水敏损害程度为中等偏强，渗透率平均损害程度高达 65.4%。2.1.3 盐敏性评价分析 研究区块地层水的水型为 NaHCO3型，矿化度在 4 481.4210 906.45 mgL-1之间，平均矿化度为 7 700 mgL-1。选用天然岩心为实验岩心，进行物理模拟驱替实验，设定实验流体矿化度级别为 6 个：9 000 mgL-1、8 000 mgL-1、7 000 mgL-1、6 000 mgL-1、5 000 mgL-1和 4 000 mgL-1。实验结果见表 4。实验结果表明，储层岩心的盐敏伤害程度为79.0 2%，该储层为强盐敏。当矿化度降至 7 000 mgL-1以下时，伤害程度明显加大。2.2 注入水水质影响 2.2.1 注入水及地层水水质分析 该区块注入水为 CaCl2水型，地层水属于NaHCO3水型，两种水混合易产生钙镁离子垢，见表 5。表 4 盐敏评价结果数据表 编号 指标 矿化度/（mgL-1）9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 1-010A 不同矿化度盐 水对应的渗透 率/10-3m2 364 350 354 228 151 77 伤害程度/%0.90 4.63 3.54 37.87 58.86 79.02 表 5 水中离子分析对比表 类 型 w（阳离子）/（mgL-1）w（阴离子）/（mgL-1）矿化 度/（mgL-1）水型 Na+K+Ca2+Mg2+Cl-SO42-HCO3-CO32-水 源 水 2 632 238 569 5 565 76 88 72 9 242 CaCl2 2 620 243 581 5 636 67 155 0 9 304 CaCl2 生 产 污 水 2 330 343 116 4 520 13 445 0 7 770 CaCl2 2 263 157 74 4 400 6 655 0 7 560 CaCl2 地 层 水 2 254 93 29 3 278 0 798 32 6 486 NaHCO3 2 483 119 42 3 782 4 736 41 7 209 NaHCO3 2.2.2 清污混注导致结垢分析 目前，研究区块多数井注入水采用清水与污水混合，清污水以不同混配比例回注到地层，注入水中的乳化油滴与固相颗粒共存时对地层吸水能力的损害极其严重，在注入过程中，地层水与注入水混合不配伍是导致注水井结垢堵塞的主因5-9。通过在注水井井口、注水井井底以及地层中的结垢趋势预测结果如图 2 所示。由于系统中成垢离子有三种（即Ca2+、Sr2+和 Mg2+离子），软件预测发现镁盐或其它可能结垢物质（如 SrSO4、CaSO4、MgSO4、MgCO3）的结垢指数均远小于 1，认为不结垢，对生产不产生影响，软件预测 Sr2+离子在 Ca2+大量存在时不结垢，研究中主要考虑碳酸钙垢的情况。由图 2 可知，污水回注地层时，污水从井口到井底的过程中就开始结垢，在地层中的结垢量最大，达到 170 mgL-1；清水与污水不同比例的混合水均300 辽 宁 化 工 2023 年2 月 有较大的结垢量，其中，当 V（污水）V（清水）=82 时，预测结垢量最大，达到 200 mgL-1；而当V（污水）V（清水）=28 时，预测的最大结垢量小于其他混合比例，为 95 mgL-1。仅注清水时，不论在井口、井底还是地层，结垢量不大，低于 50 mgL-1。注：井口-8.3 MPa 50，井底-14 MPa 60，地层-21.3 MPa 60 图 2 研究区块清污混注在不同条件下的结垢量 2.3 聚合物堵塞的影响 根据井史资料显示，研究区块注聚逐年呈上升的趋势，见图 3。图 3 研究区块产聚浓度曲线 研究区块所使用的疏水缔合聚合物本身的水解断链聚合物具有较好的絮凝吸附作用，主要成分是阴离子型的聚丙烯酰胺，在水溶液中聚丙烯酰胺具有不同的临界胶束浓度及胶束空间构象，能够改变碳酸钙的晶型和形貌10-17。在现场流程中加入的清水剂为阳离子型，与水中溶解的阴离子聚合物发生静电中和，进一步加强了聚合物的絮凝，导致水中溶解状态的聚合物絮凝成团。该区块胶质、沥青质含量高，聚合物油泥体吸附胶质沥青质，在油水处理流程中进一步形成黏性絮体，是一种具有粘弹性的胶态油泥。由于部分粒径较小的悬浮物可进入储层中深部，并会吸附在岩石表面，造成储层岩石喉道变窄，同时，铁离子具有絮凝作用，将粒径较小悬浮物絮凝变大。两者共同作用，造成储层中含聚悬浮物聚集、堵塞。从现场作业跟踪分析的结论可以得知，水中的聚合物聚集，从水中溶解状态变成了聚集悬浮物。现场流程中可见大量胶团状聚合物，粘弹性强，见图 4。图 4 聚合物胶团 1疏水缔合聚合物结构示意图；2疏水缔合聚合物溶于水溶液的示意图；3方解石晶体构架；4静电作用几何匹配 图 5 聚丙烯酰胺调控 CaCO3结晶示意图18 2.4 有机堵塞污染影响 对于转注井，在前期油井生产过程中，一方面地层原有压力、油气水相平衡被打破，原油重质组分沉淀出来，并附着在地层孔隙壁上；另一方面由于注入水温度较低，使油藏温度下降，从而使重质组分析出。因此，随着开采，会产生大量沉淀堵塞，导致油井转注后注水困难。转注前，油井生产过程中在近井地带会形成有机堵塞；转注后，储层环境中的各个因素都发生变化，从而导致地层有机质伤害的加剧、润湿性的改变、储层敏感性伤害等。研究区块胶质沥青质含量较高，油井转注后注水困难。对比注水井转注前生产时间与开始欠注时间，见图 6，结果显示，转注前生产时间越长的注入井，转注后井口注入压力上升至压力上限（10 MPa）所用的时间越短，开始欠注的时间越早。第 52 卷第 2 期 徐丽媛，等：海上油田 N 区块注水井欠注原因分析及增注建议 301 图 6 注入井欠注距投注时间 3 目前注水井解堵工艺技术现状 3.1 解堵工艺技术 研究区块针对不同的堵塞类型，采用了多种改善注入能力的解堵工艺技术19-21，取得一定成果。见图 6。表 6 研究区块改善注入能力的技术统计表 序号 技术名称 主要成分 用途 1 氟硼酸体系 氟硼酸 解除无机垢、黏土颗粒等 2 缓释酸体系 改性硅酸 解除无机垢、黏土颗粒、二次沉