M油田注水井堵塞原因分析及解堵增注措施研究

劉建升， 劉江波， 劉秀華， 彭俊發

(1中石油長慶油田分公司第三采油廠2中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 3低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 4中石油長慶油田分公司第三采氣廠)

0 引言

國內外低孔、低滲油藏普遍采用注水方式開發[1- 3]，但受儲層敏感性、水質不配伍等因素影響，儲層容易出現注水井堵塞，導致注水井壓力升高，注水量下降，對應油井產能降低，影響油田的開發水平[4- 6]。

M油田屬于典型的低孔、低滲儲層，投產后一直采用注水開發，初期開發效果較好，但隨著注水時間的延長，部分注水井壓力明顯升高，欠注現象嚴重。前期采用土酸酸化、膠束酸酸化等增注措施，初期注水井注入壓力降低幅度大，但措施1～3月后，注水井的注入壓力又逐漸升高[7- 12]。因此，針對M油田注水井注入壓力升高較快、常規酸化解堵增注措施有效期較短的問題，急需對該油田注水井堵塞原因進行全面分析，并研究更加高效合理的解堵增注措施。

1 M油田注入水和地層水性質分析

為找出M油田注水井堵塞的主要原因，首先需要對該油田注入水和地層水的性質進行一個系統的分析，參照石油天然氣行業標準SY/T5329—2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》，對M油田注入水和地層水的離子組成進行了分析(表1)，并對注入水的固相懸浮物含量、粒徑中值以及含油量進行分析，見表2。

表1 注入水和地層水離子組成檢測結果

由表1結果看出，M油田注入水和地層水的水型均屬于CaCl2型，含有較多的成垢鈣、鎂陽離子和碳酸氫根和硫酸根陰離子，在地層溫度和壓力條件下，兩種水相互混合后容易產生無機垢沉淀，對地層造成堵塞。

表2 注入水水質分析結果

由表2結果可知，M油田注入水中懸浮物含量平均為52.29 mg/L，粒徑中值為3.51 μm，含油量為35.99 mg/L，其中懸浮物含量和含油量均較高，在注水開發過程中，容易對地層造成固相顆粒堵塞和原油乳化堵塞損害。

2 M油田注水井堵塞原因分析

2.1 結垢堵塞

為了評價M油田注入水和地層水混合后結垢對地層造成堵塞損害的程度，室內使用蒸餾水配制的模擬注入水和地層水進行結垢量測定和巖心驅替評價實驗。結垢量測定實驗參照石油天然氣行業標準SY/T 5523—2016《油田水分析方法》，采用EDTA滴定法測定兩種水樣不同比例混合后在不同溫度下的結垢量(碳酸鈣)(表3)。巖心驅替評價實驗使用飽和模擬地層水的M油田儲層段天然巖心進行，在儲層溫度下(70℃)測定注入不同PV注入水時巖心滲透率損害率的變化情況,見圖1。

表3 注入水與地層水混合后結垢量

由表3結果可以看出，隨著溫度的升高，M油田地層水和注入水混合后的結垢量逐漸增大；而隨著混合水樣中注入水比例的增大，結垢量逐漸增大。

由圖1可知，飽和模擬地層水的天然巖心隨著注入水驅替PV數的增大，巖心滲透率損害率逐漸增大，當驅替100 PV時，巖心滲透率損害率可以達到45%以上。這是由于隨著巖心孔隙中注入水的比例逐漸增大，導致結垢量逐漸增大，所以其對儲層天然巖心產生的堵塞損害程度逐漸增大。

圖1 結垢對巖心滲透率損害程度的影響

2.2 固相顆粒堵塞

為模擬固相顆粒對M油田儲層天然巖心的堵塞損害情況，室內分別使用NaCl配制與地層水和注入水礦化度相同的模擬鹽水，然后加入膨潤土模擬固相顆粒，膨潤土加量和粒徑中值與表2結果一致，再使用巖心驅替實驗評價固相顆粒對M油田儲層天然巖心滲透率的損害情況，實驗結果見圖2。

圖2 固相顆粒對巖心滲透率損害程度的影響

由圖2結果可知，隨著驅替PV數的逐漸增大，M油田天然巖心滲透率損害率逐漸增大，當驅替100 PV時，滲透率損害率可以達到35%以上。這是由于固相顆粒隨著驅替過程的進行不斷的進入到天然巖心孔隙中，會對其中的小孔隙產生一定的堵塞，然后隨著注入量的增大，顆粒堵塞現象越來越嚴重。

2.3 原油乳化堵塞

為模擬原油乳化對M油田儲層天然巖心的堵塞損害情況，室內分別使用NaCl配制與地層水和注入水礦化度相同的模擬鹽水，然后加入一定量的乳化劑和儲層原油，高速攪拌后得到模擬原油乳化液，原油加量與表2中含油量一致，再使用巖心驅替實驗評價原油乳化對M油田儲層天然巖心滲透率的損害情況，實驗結果見圖3。

由圖3結果可知，隨著驅替PV數的逐漸增大，天然巖心滲透率損害率逐漸增大，當驅替100 PV時，滲透率損害率可以達到30%以上。這是由于模擬水中的乳化油滴在注入巖心孔隙中時容易吸附在巖石表面，形成油膜，對巖心端面孔隙產生一定的堵塞，使巖心滲透率下降。

圖3 原油乳化對巖心滲透率損害程度的影響

綜合以上針對M油田注水井堵塞原因分析的結果，認為M油田注水井堵塞主要包括注入水和地層水不配伍造成的結垢堵塞、注入水中固相懸浮顆粒堵塞以及原油乳化堵塞，其中結垢堵塞程度最為嚴重，固相懸浮顆粒堵塞程度次之，原油乳化堵塞程度較小。

3 解堵增注措施研究

3.1 解堵增注液研究

M油田注水井存在結無機垢堵塞、固相顆粒堵塞、原油乳化堵塞等現象，因此采用單一的土酸或鹽酸酸化措施無法達到良好的解堵增注效果。所以室內通過大量實驗優選及評價，研究出了一種高效復合解堵增注液體系，其中主要處理劑為新型復合有機酸FQ- 2，能夠對無機垢和地層礦物等固相顆粒產生良好的溶蝕效果；另外，該解堵增注液體系還含有高效滲透劑SQ- 13和互溶劑HQ- 03，能夠對原油乳化產生的有機堵塞產生良好的溶解作用；最后，該解堵增注液體系還包括一定量的緩蝕劑HS- 11、防膨劑FP- 3和鐵離子穩定劑WT- 02，能夠確保M油田注水井解堵增注施工措施的順利進行。高效復合解堵增注液體系的具體配方為：5%FQ- 2+3%SQ- 13+3%HQ- 03+1.5%HS- 11+2.5%FP- 3+1.0%WT- 02。

3.2 綜合解堵增注效果評價

室內對高效復合解堵增注液體系的解堵效果進行了評價，具體實驗步驟為：

(1)將M油田注水井儲層段天然巖心洗油烘干后飽和模擬地層水，并測定氣測滲透率和孔隙度。

(2)使用模擬地層水驅替巖心，觀察驅替壓力變化情況，直至壓力恒定不變，記錄穩定壓力p1。

(3)然后繼續使用M油田現場注入水驅替巖心，記錄驅替壓力變化情況，直至壓力升高至初始壓力p1的兩倍左右為止，記錄壓力值p2。

(4)注入2 PV高效復合解堵增注液體系，關閉進出端閥門，靜置24 h。

(5)繼續使用模擬地層水驅替巖心，直至驅替壓力穩定不變，記錄壓力值p3。巖心驅替實驗均在儲層溫度下(70℃)進行，實驗結果見表4和圖4。

表4 綜合解堵增注效果評價結果

圖4 M- 8#巖心驅替壓力變化情況

圖4結果可以看出，M油田儲層段天然巖心經過現場注入水污染后，驅替壓力明顯升高，而注入高效復合解堵增注液體系后，驅替壓力顯著下降，最終解堵后的驅替壓力值低于初始壓力值，說明高效復合解堵增注液體系不僅能夠解除注入水對天然巖心孔隙產生的堵塞，還能對巖心基質孔隙進行改造，提高天然巖心的滲流能力，降低注入壓力，起到良好的降壓增注作用，能夠滿足M油田注水井解堵增注的需要。

4 結論

(1)M油田注入水和地層水性質分析結果表明，兩種水中均含有較多的成垢離子組分，結垢是造成注水井堵塞的主要原因之一。另外，注入水中懸浮物含量和含油量均較高，容易對注水井造成固相顆粒堵塞和原油乳化堵塞損害。

(2)M油田注入水和地層水不配伍造成的結垢堵塞、注入水中固相懸浮顆粒堵塞以及原油乳化堵塞是目標油田注水井堵塞的主要原因，其中結垢堵塞損害程度最為嚴重。

(3)解堵增注措施研究結果表明，M油田儲層段天然巖心使用現場注入水污染后，注入壓力明顯增大，而注入2 PV高效復合解堵增注液體系后，巖心驅替壓力顯著降低，起到了良好的解堵增注效果。