渤海P油田注水井储层伤害因素室内研究

Indoor Research of Injection Well Reservoir Damage Factors in Bohai P Oilfield

摘要: 渤海P油田注水井存在的主要问题是注水压力升高块，注水困难，整体注采比偏低，地层亏空严重，采出程度偏低。针对渤海P油田注水井的主要问题，开展了注水伤害机理研究。首先运用油藏工程的方法定量分析注水对储层的伤害程度，然后利用岩心流动实验分别验证注水水质、注入水结垢、粘土水化膨胀等因素对注水堵塞的影响，最终确定注水伤害的主要因素，为后期开展针对性的降压增注措施提供依据。

Abstract: For the Bohai P oilfield, the existing main problems are high water injection pressure, water injection difficulty, low injection-production ratio, formation depletion and low recovery degree. In view of the main problems, the research of water injection damage mechanism was carried out. First the reservoir engineering method was to analyze the water flooding damage degree. Then the core flow experiment was performed to validate the influence of water quality, water scaling, clay swelling, and the “cold damage” on the water injection block. Eventually the main damage factors were determined. It provides important guidance for the development of targeted pressure reduction injection measures in the later stage.

1. 引言

注水开发的油藏，注入水进入储层后必然与储层岩石和流体接触，发生物理、化学和生物反应，造成地层伤害，降低储层渗流能力下降 [1] 。注水过程中引起的储层损害完全依赖于油层自身条件(岩性、孔隙结构)及所含流体性质与注入水水质两个方面。前者是客观存在的，是引起储层损害的潜在因素；后者是诱发储层损害的外部条件。因此努力改善注入水的水质可以有效地控制储层损害，注入水的水质有时是决定注水成败的关键因素。本文针对渤海P油田注水井的实际问题，开展了注水伤害因素的研究。

2. 油藏概况

渤海P油田位于渤海湾盆地东部，属于断裂背斜构造。平面上被断层分割为北、中、南三块。纵向上分为9个油组，其中L50U、L120油组厚度大，连续性好，为主力油层。L60-L110油组厚度薄，横向变化块，连续性差。储层主要是长石砂岩，粘土矿物以伊蒙混层为主，其次为伊利石。北块粘土矿物含量稍大于南块。馆陶组上部为高孔高渗油组，平均孔隙度26.1%，平均渗透率1200×10⁻³ μm²；馆陶组下部为中孔中渗储层，平均孔隙度23.4%，平均渗透率260×10⁻³ μm²。馆陶组上部油组原油粘度大(318~496 mPa.s)，为非常规稠油，馆陶组下部原油粘度小(30~60 mPa.s)，为常规原油。

渤海P油田共有5口注水井，注水初期吸水能力较强，日注水量高，注水压力低，但很快(一般3~6个月)注水量就大幅度下降，注水压力逐步升高，导致整个油田注采比0.16，注水量不够，地层亏空严重。

3. 注水井储层伤害定量分析

根据平面径向流基本理论，比吸水指数与渗透率成正比例关系，因此可以通过比吸水指数推导出地层渗透率的保留值，从而定量分析注水对储层的污染程度。平面径向流注水量公式、比吸水指数公式和渗透率保留率计算公式分别如下。

$Q=\frac{2\pi kh\left(P_w-P_e\right)}{B\mu \ln \frac{R_e}{R_w}}$ (1)

$J=\frac{Q}{H\Delta P}=\frac{2\pi K}{B\mu \ln \frac{R_e}{R_w}}$ (2)

$\eta =\frac{K_t}{K_0}=\frac{J_t}{J_0}$ (3)

这里，Q为日注水量，cm³/s；k为地层平均渗透率，10~3 μm²；h为储层有效厚度，cm；P_W为井底流压，MPa；P_e为地层静压，MPa； $\Delta P$ 注水压差(井底流压与静压之差)，MPa；B为地层流体体积系数；μ为地层流体粘度，mPa∙s；R_e为供给边界，cm；R_W为井径，cm；J为比吸水指数，m³/(m∙MPa∙d)；η为渗透率保留值；K₀为地层初始渗透率，10~3 μm²；K_t为任一时刻储层平均渗透率，10~3 μm²；J_t为任一时刻地层比吸水指数，m³/(m∙MPa∙d)；J₀为地层初始最大比吸水指数，m³/(m∙MPa∙d)。

以该油田F25井为例，利用上述计算公式，可以计算出不同时刻的比吸水指数和渗透率保留值，绘制曲线如图1和图2。很显然，随着注水进入储层，储层渗透率在前30天内下降很快，后期下降幅度变缓。其中注水30 d时，渗透率保留值48%，渗透率伤害52%。说明注水对储层渗透率伤害是很严重的。

Figure 1. F25 Specific water injectivity index in early injection stage

图1. F25井注水初期比吸水指数变化曲线

Figure 2. F25 Permeability remaining ratio in early injection stage

图2. F25井注水初期渗透率保留值变化曲线

4. 注水井储层伤害因素室内实验

大量研究表明，注水井储层伤害的主要因素有注入水水质造成的伤害，粘土水化膨胀伤害、注入水结垢伤害等 [2] [3] [4] 。本文通过岩心模拟实验来验证每种因素对储层的伤害程度，从而找出渤海P油田注水伤害的主要原因 [5] 。

4.1. 注入水水质造成的伤害

注入水水质指标是造成注水井储层伤害的主要因素之一。室内参照石油行业标准SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》，对现场所取注入水水样中悬浮物含量、粒径中值、含油量等三个主要指标进行分析，分析结果见表1。由表1分析结果可以看出，现场注入水中悬浮物含量、粒径中值和含油量都已超出行业标准。

Table 1. Local site injection water quality analysis result in Bohai P oilfield

表1. 渤海P油田现场注入水水质分析结果

参照行业标准SY/T5358-2002中单相工作液评价实验方法，选择不同渗透率的人造岩心，考察现场注入水(样品编号为20141202)对岩心的伤害程度。图3的实验结果表明，现场注入水对不同渗透率岩心的堵塞比较严重，驱替40 PV时渗透率损害率为41.2%~90.6%；驱替100 PV时渗透率损害率为69.4%~95.8%。岩心渗透率越小堵塞越严重。岩心的堵塞程度受注入水中悬浮物浓度、颗粒大小、悬浮颗粒注入速度及地层孔喉尺寸分布的影响。经典的理论解释认为。大于33%地层孔喉直径的颗粒将形成桥堵和外部滤饼，14%~33%地层孔喉直径的颗粒将侵入储层深部，形成内部滤饼，而小于14%地层孔喉直径的颗粒将不会造成堵塞。因此从保护储层的观点出发，要求注入水中悬浮固相的浓度越低、悬浮颗粒直径越小越好。

Figure 3. Block rule of injection water to man-made cores

图3. 注入水对人造岩心综合堵塞规律

4.2. 注入水结垢造成的伤害

注入水自身以及与地层水接触后结垢是造成注水井堵塞的因素之一。渤海P油田是由生产水和海水混合后作为注入水，由表2离子组成分析可以看出，现场生产污水属NaHCO₃水型，矿化度在22000 mg/L；含有成垢阳离子Ca²⁺、Mg²⁺和成垢阴离子HCO₃⁻、 ${\text{SO}}_4^{2-}$ ，具备结钙垢的离子条件。而海水是MgCl₂水型，矿化度在30000 mg/L左右，同样含有成垢离子。

参照行业标准SY/T5523-2000中的络合滴定法进行P油田海水与生产污水不同比例混合后的结垢实验评价，见表3。评价结果表明，随着生产污水混合比例的增大，同样条件下结垢量先增大后减小的变化趋势，混合比例为7:3时结垢量最大，为56.70 mg/l。

Table 2. Injection water ion analysis of Bohai P oilfield

表2. 渤海P油田注入水离子组成分析

Table 3. Scaling evaluation of Bohai P oil field

表3. 渤海P油田注入水结垢量评价

室内实验考虑用生产水与海水1:1混合，0.22 μm滤膜过滤水中的固悬物，参照行业标准SY/T5358-2002中单相工作液评价实验方法，选用不同渗透率人造岩心在65℃下进行驱替，考察注入水动态结垢对岩心的堵塞。如图4所示，混合注入水结垢对不同渗透率人造岩心堵塞不明显，驱替100 PV时渗透率损害率小于10%，这与注入水本身结垢量较少和储层物性较好有关。因此在现场添加防垢剂的情况下，可以忽略结垢对注水的影响。

Figure 4. Block rule of injection water scaling to cores

图4. 注入水结垢对岩心的堵塞规律

4.3. 粘土水化膨胀造成的伤害

渤海P油田储层埋藏较浅，从储层粘土矿物分析来看(表4)，粘土矿物含量较高，达到13.6%~55.3%，主要是伊/蒙混层和高岭石，间层比较大，注水过程中存在粘土水化膨胀和微粒运移等潜在损害。

Table 4. Clay analysis of formation cuttings in Bohai P oilfield

表4. 渤海P油田储层岩屑粘土矿物分析

为了验证目前渤海P油田注入水对储层的水化膨胀堵塞，参照行业标准SY/T5358-2002中单相工作液评价实验方法，室内选择天然岩心，先用该油田地层水进行饱和，并将注入水用0.22 μm滤膜过滤，然后在地层温度65℃下进行岩心驱替，流量为0.5 ml/min，测定不同驱替倍数条件下渗透率保留情况。实验表明(如图5和图6)，对于低渗岩心，堵塞后渗透率伤害率在50%左右；对于高渗岩心，粘土水化膨胀伤害相对小一些，堵塞后渗透率伤害率在30%左右。因此，渤海P油田储层存在较为严重的膨胀性伤害，这与P油田储层粘土矿物含量和类型有关，在注水过程中需要采取防膨措施。

Figure 5. Block rule of clay swelling to cores (low permeability)

图5. 粘土水化膨胀对岩心的堵塞规律(低渗)

Figure 6. Block rule of clay swelling to cores (high permeability)

图6. 粘土水化膨胀对岩心的堵塞规律(高渗)

5. 结论

(1) 利用比吸水指数，定量地计算了渤海P油田注水井储层伤害程度，该油田注水井在注水初期30天内，储层渗透率损害都大于50%，说明注水对储层的伤害很大。

(2) 通过室内岩心流动实验，分别验证了注入水水质、注入水结垢、粘土水化膨胀等因素对注水井储层的堵塞程度，结果表明，造成渤海P油田注水井储层伤害的主要因素是注入水水质和注入水造成的储层粘土水化膨胀，注入水结垢对注水井储层的伤害很小。

参考文献