注入水、活性水、CO2與涇河油田致密砂巖油藏儲層配伍性研究

王少朋，張本艷，周立娟

(中國石油華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州450006)

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注入水、活性水、CO2與涇河油田致密砂巖油藏儲層配伍性研究

王少朋，張本艷，周立娟

(中國石油華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州450006)

涇河油田長8致密砂巖油藏儲層物性差，天然能量開發效果不理想,為此開展了注入水、活性水、CO2與涇河油田儲層配伍性研究，為后期補充能量開發注入介質優選提供依據。結果表明：采用洛河組水源水作為注入水時，與地層水產生沉淀，造成儲層滲透率下降；活性水對儲層產生輕微損害，與儲層配伍性較好；CO2與地層水配伍性較好，但與原油配伍性差，CO2的萃取作用造成原油重質組分析出，導致儲層滲透率下降嚴重。根據儲層配伍性結果，補充能量介質優選活性水。

涇河油田；致密砂巖油藏；配伍性；注入水；活性水；CO2

涇河油田位于鄂爾多斯盆地渭北隆起與伊陜斜坡相接帶，含油層系主要以三疊系上統延長組長8儲層為主。延長組長8儲層砂體屬于三角洲前緣水下分流河道沉積，平均有效孔隙度為7.6%，平均有效滲透率0.51×10-3μm2，地層壓力系數0.86，為低壓、特低孔、超低滲的致密砂巖巖性油藏。儲層基質物性差，局部天然裂縫發育，孔喉細小，連通性差。2013年起利用水平井天然能量開發，但油井投產后地層能量快速下降，產量遞減快，單井累產低，采出程度低，無法達到經濟有效開發。為了提高油井采收率，對補充能量開發[1-3]注入介質開展儲層配伍性研究，為后期補充能量方式優選提供依據。

初步針對注入水[4-5]、活性水[6-7]、CO2[8-11]三種常用注入介質開展儲層配伍性[12-15]實驗。

1 注入水與儲層配伍性

1.1 實驗材料

涇河油田注入水源水為洛河組地下水源水。涇河油田地層水與洛河組地下水混合后可能產生沉淀和結垢，以懸浮顆粒的形式存在，在流動中堵塞孔喉通道，損害地層。

水源水取自洛河組水，地層水由油井井口取油水混樣，經過加熱后油水分離和沉降分離得到。兩種水樣均用孔徑小于0.45 μm的過濾膜過濾(方法參照行業標準SY/TT5329-94)。兩種水的組成見表1。

表1 涇河油田水源水和地層水離子組成 mg/L

1.2 實驗方法

實驗采用靜態評價和動態評價兩種方法，分析注入水與儲層配伍性。

1.2.1 靜態配伍性

將注入水與地層水按體積比為1∶5，1∶3，1∶1，3∶1，5∶1的不同比例混合，在地層溫度下放置10天，觀察水樣是否產生結垢情況，并利用離子色譜儀計算結垢離子的損失量，對結垢物進行XRD衍射測試，分析結垢元素組成及含量，確定結垢成分。

實驗結果如圖1所示，注入水與地層水以不同比例混合后均有結垢物生成。通過分析確定，所形成的結垢物主要為CaSO4、SrSO4沉淀，少部分出現CaCO3沉淀。其中注入水與地層水在體積比例為1∶5，1∶3，1∶1時結垢量大，隨著注入水體積比例的不斷增加，結垢量逐漸減少。靜態配伍性實驗表明涇河油田洛河組水源注入水與地層水不配伍。

圖1 洛河組注入水和涇河油田地層水結垢量

1.2.2 動態配伍性

注入水注入地層的過程中，除了與地層水產生不配伍現象之外，還可能由于流體變化引起儲層黏土膨脹、分散、運移，導致巖心滲透率或有效滲透率

下降。測試巖心的動態配伍性可以有效地分析注入水的注入過程中對巖心滲流能力的影響。

動態配伍性實驗的評價標準為損害指數，其計算方法如下：

注入水與地層水配伍性結果見表2，結果顯示損害指數為55.88%～64.81%，其中平均損害指數為59.82%，平均損害強度為中等偏強。

結合靜態配伍性實驗結果，注入水和地層水混合后產生的沉淀在驅替的過程，經過運移對流通孔道產生了堵塞，導致滲透率下降。綜合分析，注入洛河組水會和地層水產生不配伍的情況，采油注水開發需加入阻垢劑減少結垢情況。

表2 涇河油田注入水與儲層動態配伍性結果

2 活性水與儲層配伍性

2.1 實驗材料

經調研，通過添加表面活性劑配置的活性水可以有效提高驅油效率，從而提高采收率。本實驗利用十二烷基苯磺酸鈉表活劑和標準地層水配置成質量分數為0.3%的活性水用于儲層配伍性研究。

2.2 實驗方法與結果

同注入水與儲層的動態配伍性實驗相似，采用驅替法測試活性水與儲層配伍性。

活性水與涇河儲層配伍性實驗結果列于表3，損害指數為0.97%～29.45%，其中平均損害指數為15.21%，平均損害強度為弱，表明注入活性水和涇河油田儲層配伍性較好。

表3 涇河油田活性水與儲層配伍性結果

3 CO2與儲層配伍性

3.1 實驗材料

地層水、原油樣品由油井井口取油水混樣，經過加熱后油水分離和沉降分離得到。實驗所用CO2為高純CO2氣體，含量在99.9%以上。

3.2 實驗方法

采用驅替法分別開展CO2與飽和地層水的儲層、CO2與飽和原油的儲層配伍性實驗，確定CO2與地層水和原油的配伍性。

實驗裝置如圖2所示，由CO2氣瓶、中間容器、壓力傳感器、驅替泵、低磁場核磁共振巖樣分析儀、回壓閥、巖心夾持器和手動泵(為巖心提供圍壓)組成。

圖2 CO2配伍性實驗裝置

實驗裝置調配完成，將儲層巖心飽和地層水或飽和原油，測定巖樣初始滲透率。采用10倍左右孔隙體積的CO2流體進行驅替。驅替結束后，用地層水、原油驅替巖心直至進出口流體性質一致，并測試驅替后的巖樣滲透率。實驗過程中開展巖心核磁測量，分別測定飽和水、飽和原油和CO2驅替后的巖心內流體狀況。

實驗過程中回壓控制器一直維持在10 MPa，保證在巖心內部的流動CO2為液相，注入壓力保持在混相壓力以上。

3.3 CO2與地層水配伍性

CO2與地層水配伍性實驗結果見表4。損害指數在19.86%～43.54%，平均損害指數為28.46%，平均損害強度為弱，說明CO2流體對地層的傷害都比較小，與飽和地層水的儲層配伍性較好。

表4 涇河油田CO2與飽和地層水的儲層配伍性結果

3.4 CO2與原油配伍性

CO2與原油配伍性實驗結果見表5，損害指數為66.45%，屬于中等偏強，注CO2后巖心滲透率下降嚴重，CO2流體與原油配伍性差。

表5 涇河油田CO2與飽和原油的儲層配伍性結果

核磁測量結果如圖3所示，CO2驅替巖心后，峰略左偏，說明原油輕質組分被CO2萃取后重質組分堵塞在巖心表面導致信號量向左偏移。

圖3 CO2驅替前后巖心內流體核磁測量結果

采用CO2混相驅替涇河油田長8油藏時，CO2與地層水作用能溶解地層中部分碳酸鹽膠結物，但也產生碳酸鈣沉淀堵塞孔道，這兩種作用導致儲層滲透率輕微下降；但CO2的萃取作用導致涇河油田原油重質組分析出，運移過程中發生沉積堵塞，導致儲層滲透率下降嚴重。

4 結論

(1)采用洛河組水源水作為注入水時，注入水和地層水產生以CaSO4、SrSO4為主的沉淀，造成儲層滲透率損害程度中等偏強。洛河組注入水與涇河油田長8儲層不配伍，建議注水開發時加入阻垢劑減少結垢情況。

(2)利用十二烷基苯磺酸鈉表活劑和標準地層水配置的活性水對儲層損害強度為無-弱，表明活性水與儲層配伍性較好。

(3)采用CO2混相驅替涇河油田長8油藏時，CO2與飽和地層水的儲層配伍性較好，但CO2的萃取作用造成原油重質組分析出，導致儲層滲透率下降嚴重。

(4)根據注入水、活性水、CO2與儲層配伍性實驗結果，補充能量介質優選活性水。

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編輯：王金旗

1673-8217(2016)06-0107-04

2016-07-27

王少朋,工程師，博士，1986年生，2013年畢業于中國石油大學(北京)油氣田開發工程專業，從事油田開發工程研究。

國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地南緣低豐度致密低滲油氣藏開發關鍵技術(2016ZX05048-001)、中國石油化工股份有限公司"致密砂巖油藏滲流機理及開發技術政策研究”(P14089-1)。

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