華慶油田注入水對長6儲層傷害機理及對策研究

胡志杰，王小琳，楊 娟，丁雅勤，任志鵬

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家重點工程實驗室，陜西西安 710018）

華慶油田長6油藏是長慶油田開發的主力層系之一，是典型的超低滲透油藏，但是目前華慶油田已投產的各區塊普遍注水井整體壓力呈現緩慢上升趨勢，注水壓力高，部分注水井注不進，降壓增注施工難度大，效果較差酸化增注效果不理想，有的甚至無效，或者注水見效后水淹情況嚴重等問題。

1 注入水對長6儲層傷害機理研究

注入水因其中含有大量離子、懸浮物，溶解氣體、細菌微生物。一方面水中本身鐵離子、懸浮物、細菌造成地層孔隙吼道堵塞，另一方面，水中離子、溶解氣體、細菌又加劇系統腐蝕，致使腐蝕產物進一步堵塞地層；低礦化度注入水注入地層后，改變了儲層礦物周圍的水環境，使其中的巖石礦物發生水化學反應，在注水條件下造成粘土礦物的膨脹、破碎和運移，產生地層的水敏傷害；地層巖石顆粒運移產生速敏傷害；地層水礦化度降低產生鹽敏傷害；注入水和地層水不配伍，可以造成兩種水在地層中混合后結垢，產生碳酸鹽和硫酸鹽等的垢沉淀，可造成注水地層的堵塞傷害[1]，對延長組特低滲透油層傷害更嚴重，從而導致注水效率低、注水系統能耗高甚至注不進水，油層壓力增長或恢復速度慢，油井產能低、產液下降快。

1.1 華慶長6儲層巖石礦物組成特征

華慶地區所處的區域構造單元屬鄂爾多斯沉積盆地陜北斜坡南部，儲層為長6層，主要為粉細～細粒長石砂巖，碎屑成份以長石為主[4]，含量高達50.4%，其次為石英21.1%，巖屑11.5%；填隙物以鐵方解石含量為最高6.13%，其次為綠泥石4.8%。

1.2 華慶長6儲層滲流特征

圖1 華慶油田長6相滲曲線

根據華慶地區長6油層巖芯潤濕性實驗，有2塊表現出中性特征，4塊為弱親油，認為長6層為中性～弱親油。從相對滲透率曲線上看，華慶地區油水兩相滲流帶的范圍較窄。隨著含水飽和度的升高，油相滲透率的下降幅度很快，交叉點后長6水相滲透率的上升速度越來越快，油相滲透率下降的速度減緩（見圖1）。

1.3 儲層敏感性分析

根據粘土礦物X衍射粘土分析可得，華慶地區長6儲層敏感性礦物主要為綠泥石和伊利石，有潛在的水酸、酸敏特征。

1.4 華慶長6儲層配伍性特征

1.4.1 洛河層注入水化學特征 華慶油田地處西北干旱地區，水資源貧乏，注水水源以白堊系洛河層水作為主要注水水源。在該地區由于洛河層埋深不一，地層水礦化度變化較大。華慶油田注入水礦化度較低，但含有較高濃度的成垢陰離子SO42-，水型Na2SO4型，注入水礦化度出現東北低、西南高的分布特點。

表1 敏感性試驗統計表

表2 華慶油田洛河層注入水化學組份數據表

表3 華慶油田長6地層水化學成分分析數據表

1.4.2 油田地層水化學特征 白豹長6地層水為高Ba2+，Ca2+含量的高礦化度的CaCl2型水，礦化度約在達52～138 g/L范圍內，為典型原始地層水。華慶油田地層水礦化度和特征離子濃度具有非均質性特征。見水井分析結果表明該區見注入水油井采出液出現明顯SO42-，Ba2+消失。礦化度大幅下降。水型發生明顯改變。華慶油田地層水礦化度和特征離子濃度具有非均質性特征；見水井存在明顯注入水淹現象。

1.4.3 注入水與地層水配伍性 華慶油田注入水與長6地層水配伍性試驗結果表明：注水地層水BaSO4垢量最高可達700 mg/L以上。隨著注入水比例增大，白豹長6注水地層CaCO3結垢量一直呈現逐漸升高趨勢。從結垢趨勢曲線上看，當地層水與注入水配比為5：5時BaSO4結垢量最大，CaCO3垢隨著注入水比例的增加，結垢量逐漸降低。

圖2 華慶油田長6地層水與注入水結垢趨勢圖

2 儲層傷害對策研究

投加防垢劑、殺菌劑可保持系統水質長期穩定。加強精細過濾器管理，保證設備在設定技術參數下運行是保證水質穩定達標的核心手段。

2.1 礦場過濾技術分析

過濾技術可有效降低水中懸浮物總量，但不能控制由于水質不穩定造成的次生懸浮物。過濾效果與原水質和水處理工藝有密切關系。

長慶油田現場注入水過濾效果檢測表明（見表4）。采用表面截濾技術的過濾器過濾精度高，過濾器易于清洗和再生。采用微孔PVC燒結管為過濾介質的PE燒結管式過濾器過濾精度高，沖洗再生容易，對水中總鐵、機雜有較為理想的濾除作用。采用纖維束、纖維球、或活性炭、核桃殼為濾料的過濾效果差，反沖洗、再生較難，不宜在注水系統選用[3]。另外，加強系統密閉，徹底杜絕空氣進入，徹底清洗流程，可有效提高過濾效果。

2.2 殺菌劑效果的評價

現場水質監測表明注水系統存在細菌滋生問題，導致系統腐蝕加劇、機雜升高。注水系統投加SJ66和SJ99殺菌劑后注入水細菌含量仍然較高，說明現場殺菌劑使用效果不佳，不能有效控制水中細菌生長。殺菌劑殺菌效果評價（見表5）結果表明：使用濃度在100 mg/L，油田在用殺菌劑對采出水中SRB菌的殺滅效果較差，TGB殺滅效果稍好。相對而言，AD52-168對水中細菌有較好殺滅效果，使用濃度為150 mg/L時可將水中 SRB 為 1.6×106個/毫升、TGB 為 2 000個/毫升的細菌全部殺滅；AD52-306，AD-107、SJ-99 投加濃度為250 mg/L，可有效殺滅水中細菌。

2.3 防垢劑效果評價

華慶油田配伍性研究表明，開發試驗區各區塊普遍存在BaSO4和CaCO3混合垢，對儲層造成嚴重傷害。根據現場試驗結果得出：對于三疊系注水層結垢體系，其中PBTCA、HPAA、PESA三類防垢劑適應性更強，因此采用華慶長6層地層水與注入水組成的結垢體系進行研究篩選的三類防垢劑和華慶油田三類礦場用防垢劑進行防垢性能評價[5]。由結果可見:其中PBTCA、HPAA、PESA三類藥劑的使用濃度在40 mg/L時防垢

率超過90%，ZG108和ZG558防垢效果不理想。TH60使用濃度在40 mg/L時防垢率接近80%，有一定的防垢效果。

表4 過濾器現場使用效果

表5 殺菌劑殺菌效果評價試驗[2]

表6 華慶油田篩選防垢劑與常用藥劑配伍性評價

圖3 華慶油田篩選和現場用防垢劑效果評價

2.3.1 華慶油田防垢劑與常用藥劑配伍性分析 由表6實驗結果可得：防垢劑、殺菌劑和破乳劑互相配伍性很好，BaSO4防垢率平均達到90%以上，可以適當減緩地層傷害。

3 結論及建議

（1）華慶油田為典型特低滲儲層，平均孔隙度11.07%，滲透率 0.241×10-3μm2；具有特征小孔細喉特征，孔喉半徑為0.11 μm。外來流體容易產生堵塞性傷害。

（2）華慶油田長6油藏注入水與地層及地層水配伍性結果表明：注水地層BaSO4結垢和水敏傷害是地層傷害的主要因素。

（3）現場水質調查表明：細菌滋生、機雜含量、鐵離子含量高是影響華慶油田水質穩定的主要因素。加強系統密閉性，作好殺菌、防垢，嚴格過濾器選型和日常運行管理可保持水質長期穩定。

（4）殺菌劑性能評價表明：AD-52、SJ99殺菌劑對華慶地區SRB和TGB有一定的的滅菌效果。

（5）防垢劑性能評價表明：具有膦基、羥基、羧基、環氧羥基、亞甲基等多種官能團的瞵基羧酸類和聚羧酸類防垢劑對該區硫酸鋇有良好的防垢效果且與該油田常用陽離子型殺菌劑及聚醚類破乳劑具有較好配伍性。

[1]李明忠，秦積舜.注水水質造成油層損害的評價技術[J］.石油鉆采工藝，2002，24（3）：41-42.

[2]碎屑巖油藏注入水水質推薦指標及分析方法[S］.SY/T5329-2012.

[3]王小琳，武平倉，向忠遠.長慶低滲透油田注水水質穩定技術[J］.石油勘探與開發，2002，29（5）：77-79.

[4]吳曉明，白詩鈞，等.華慶油田長6油藏儲層特征研究[J］.石油化工應用，2013，32（3）：48-49.

[5]李書恒，趙繼勇，崔攀峰.超低滲透儲層開發技術對策[J］.巖性油氣藏，2008，20（3）：128-130.