海上油田N區塊注水井欠注原因分析及增注建議

摘" " " 要： 研究區塊儲層膠結疏松， 高孔、高滲，油層非均質性強，注水井近井地帶結垢堵塞現象較為嚴重，導致注水困難。通過對儲層敏感性、注入水水質、注水井污染、工藝措施等方面的分析和研究，發現該區塊儲層具有較強的水敏性和鹽敏性傷害，水中聚合物吸附性強，原油黏度高、膠質瀝青質含量高等復合傷害造成儲層堵塞，導致注水壓力逐漸升高。針對注水過程中儲層損害及欠注問題，提出了預防措施和建議，以提高注水井吸水能力，保證油田注采平衡。

關" 鍵" 詞：結垢；水敏；鹽敏；注水壓力；欠注

中圖分類號：TE357" " "文獻標識碼： A" " "文章編號： 1004-0935（2023）02-0298-05

研究區塊主要儲層為東營組下段，是受構造、巖性控制的復合油氣藏。注水井11口，其中，9口直接投注，2口轉注。通常注入能力因受到儲層敏感性、注入水水質、注水井污染、工藝措施及地層壓力分布不均等多個因素影響[1-4]，導致儲層吸水能力下降。截止目前，本區塊累計欠注22.4×104 m3，欠注率高達23.4%。因此有必要對區塊注水井欠注原因進行分析。為探究本區塊注水井欠注的影響因素，本文從儲層敏感性、注入水水質、堵塞堵塞等方面進行分析，對注水井解堵工藝技術現狀進行了總結并提出了幾點建議。

1" 儲層物性特征

研究區塊主力開發層系為東營組下段的Ⅰ、Ⅱ油組，儲層孔隙度在28%～35%之間，平均值為31%；滲透率在100～10 000 mD之間，平均值為2 000 mD。儲層物性差異較大，層間滲透率變異系數在0.4～1.7之間，平面滲透率變異系數在0.5～1.4之間，造成小層吸水能力出現差異，吸水剖面不均，影響注水量。砂巖石英平均含量為50.6%，鉀長石平均含量為19%，斜長石平均含量為14%，方解石平均含量為1%。黏土礦物平均含量為11.2%，主要包括伊蒙混層、高嶺石、伊利石等。表1為N1井不同層深的黏土礦物的類型及含量，其中，伊蒙混層相對含量平均為52%，高嶺石相對含量平均為33%，綠泥石相對含量平均為8%，存在潛在的儲層敏感性傷害。

2" 注水井欠注影響因素

2.1" 儲層敏感性分析

2.1.1" 速敏性評價

研究區塊儲層滲透率相對較高，注水過程中儲層微粒的膨脹、分散和運移嚴重，非均質性強，在滲透性差的地帶易堵塞孔喉，促使流線沿著大孔道高水洗部位運動，影響驅油效率。選用天然巖心為實驗巖心，進行物理模擬驅替實驗，設定實驗流量依次為0.10、0.25、0.50、0.75、1.0、1.5、2.0、3.0、4.0、5.0、6.0 mL·min-1，使用模擬地層水分別測取對應流速下回歸至流速為0.10 mL·min-1時的滲透率，實驗結果見表2。

實驗結果表明，研究區塊儲層速敏損害率平均為26.9%，臨界流速為3～4 mL·min-1。經考察，研究區塊多口注水井主力吸水層注入強度遠超臨界流速，存在潛在的速敏傷害，注水井隨著注入量快速大幅提高勢必出現欠注。

2.1.2" 水敏性評價

當注入水進入儲層，破壞水質環境，導致原來處于穩定狀態的黏土礦物發生膨脹，使黏土結構松弛失穩，釋放微粒，引起運移、分散，堵塞孔吼。選用天然巖心為實驗巖心，進行物理模擬驅替實驗，實驗結果見表3。

實驗結果進一步表明，研究區塊儲層含有大量的伊/蒙間層，伊蒙混層礦物的膨脹可促發其它與之共存地層微粒從孔壁脫落，導致儲層水敏損害程度為中等偏強，滲透率平均損害程度高達65.4%。

2.1.3" 鹽敏性評價分析

研究區塊地層水的水型為NaHCO3型，礦化度在4 481.42～10 906.45 mg·L-1之間，平均礦化度為7 700 mg·L-1。選用天然巖心為實驗巖心，進行物理模擬驅替實驗，設定實驗流體礦化度級別為6個：9 000 mg·L-1、8 000 mg·L-1、7 000 mg·L-1、6 000 mg·L-1、5 000 mg·L-1和4 000 mg·L-1。實驗結果見表4。

實驗結果表明，儲層巖心的鹽敏傷害程度為79.02%，該儲層為強鹽敏。當礦化度降至7 000 mg·L-1以下時，傷害程度明顯加大。

2.2" 注入水水質影響

2.2.1" 注入水及地層水水質分析

該區塊注入水為CaCl2水型，地層水屬于NaHCO3水型，兩種水混合易產生鈣鎂離子垢，見表5。

2.2.2" 清污混注導致結垢分析

目前，研究區塊多數井注入水采用清水與污水混合，清污水以不同混配比例回注到地層，注入水中的乳化油滴與固相顆粒共存時對地層吸水能力的損害極其嚴重，在注入過程中，地層水與注入水混合不配伍是導致注水井結垢堵塞的主因[5-9]。通過在注水井井口、注水井井底以及地層中的結垢趨勢預測結果如圖2所示。由于系統中成垢離子有三種（即Ca2+、Sr2+和Mg2+離子），軟件預測發現鎂鹽或其它可能結垢物質（如SrSO4、CaSO4、MgSO4、MgCO3）的結垢指數均遠小于1，認為不結垢，對生產不產生影響，軟件預測Sr2+離子在Ca2+大量存在時不結垢，研究中主要考慮碳酸鈣垢的情況。

由圖2可知，污水回注地層時，污水從井口到井底的過程中就開始結垢，在地層中的結垢量最大，達到170 mg·L-1；清水與污水不同比例的混合水均有較大的結垢量，其中，當V（污水）∶V（清水）=8∶2時，預測結垢量最大，達到200 mg·L-1；而當V（污水）∶V（清水）=2∶8時，預測的最大結垢量小于其他混合比例，為95 mg·L-1。僅注清水時，不論在井口、井底還是地層，結垢量不大，低于50 mg·L-1。

2.3" 聚合物堵塞的影響

根據井史資料顯示，研究區塊注聚逐年呈上升的趨勢，見圖3。

研究區塊所使用的疏水締合聚合物本身的水解斷鏈聚合物具有較好的絮凝吸附作用，主要成分是陰離子型的聚丙烯酰胺，在水溶液中聚丙烯酰胺具有不同的臨界膠束濃度及膠束空間構象，能夠改變碳酸鈣的晶型和形貌[10-17]。在現場流程中加入的清水劑為陽離子型，與水中溶解的陰離子聚合物發生靜電中和，進一步加強了聚合物的絮凝，導致水中溶解狀態的聚合物絮凝成團。該區塊膠質、瀝青質含量高，聚合物油泥體吸附膠質瀝青質，在油水處理流程中進一步形成黏性絮體，是一種具有粘彈性的膠態油泥。

由于部分粒徑較小的懸浮物可進入儲層中深部，并會吸附在巖石表面，造成儲層巖石喉道變窄，同時，鐵離子具有絮凝作用，將粒徑較小懸浮物絮凝變大。兩者共同作用，造成儲層中含聚懸浮物聚集、堵塞。從現場作業跟蹤分析的結論可以得知，水中的聚合物聚集，從水中溶解狀態變成了聚集懸浮物。現場流程中可見大量膠團狀聚合物，粘彈性強，見圖4。

2.4" 有機堵塞污染影響

對于轉注井，在前期油井生產過程中，一方面地層原有壓力、油氣水相平衡被打破，原油重質組分沉淀出來，并附著在地層孔隙壁上；另一方面由于注入水溫度較低，使油藏溫度下降，從而使重質組分析出。因此，隨著開采，會產生大量沉淀堵塞，導致油井轉注后注水困難。轉注前，油井生產過程中在近井地帶會形成有機堵塞；轉注后，儲層環境中的各個因素都發生變化，從而導致地層有機質傷害的加劇、潤濕性的改變、儲層敏感性傷害等。

研究區塊膠質瀝青質含量較高，油井轉注后注水困難。對比注水井轉注前生產時間與開始欠注時間，見圖6，結果顯示，轉注前生產時間越長的注入井，轉注后井口注入壓力上升至壓力上限（10 MPa）所用的時間越短，開始欠注的時間越早。

3" 目前注水井解堵工藝技術現狀

3.1" 解堵工藝技術

研究區塊針對不同的堵塞類型，采用了多種改善注入能力的解堵工藝技術[19-21]，取得一定成果。見圖6。

3.2" 解堵措施效果及解堵工藝存在問題

1）解堵措施效果

通過對研究區塊近幾年的解堵效果進行統計歸類，解堵綜合分值顯示，有效率為47%，解堵見效率不高，因此，解堵工藝有待改進，見圖7。

2）研究區塊改善注入能力技術存在問題

①解堵有效期短。

②水井解聚工藝面臨較大的挑戰，由于受注入水中含聚懸浮物影響，注入井長期注入過程中會在近井地帶形成聚合物堵塞，而常規無機酸解堵體系無法解除聚合物堵塞，導致解堵效果不理想。

③微壓裂應用受限

研究區塊2017年微壓裂作業6井次，累增注量101 150.2 m3，仍在持續有效中。但在選井過程中，需要選擇套壓為0 MPa的井，目前部分注水井存在套壓，無法應用該技術。

4" 結論與建議

1）研究區塊儲層速敏損害程度弱至中等偏強，平均損害率為26.9%，臨界流速為3～4 mL·min-1；儲層水敏損害程度為中等偏強，平均損害程度達65.4%；儲層鹽敏損害程度為強鹽敏，傷害程度為79.02%。針對儲層敏感性特點，建議在研究油藏地質資料的基礎上，優化注水參數、加強水質檢測，結合動態分析，采用科學的手段提高水驅油效率。

2）研究區塊儲層中膠質、瀝青質含量高，所應用的疏水締合聚合物具有較好的絮凝吸附作用，在油水處理流程中進一步形成一種具有粘彈性的膠態油泥。注入水中聚合物對巖石孔道表面凝吸影響極大，堵塞地層，導致注水效率嚴重降低。

3）對轉注井采取切實有效的工藝對油層進凈化，清除地層內沉淀的膠質瀝青質，凈化注水目標層的環境，建議投注前采用的水濕性表面活性和滲透劑徹底清洗地層，消除地層孔道中沉積的重垢。

4）研究區塊清污混注結垢量較大，建議注水系統添加優質防垢劑，有效抑制垢物的生成。

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Cause Analysis of Under Injection of Water Injection Wells in Block N

of an Offshore Oil Field and Suggestions for Increasing Injection

XV Li-yuan， KUI Zhi-bin， WANG Guan-hua， SHI Jing-yan，

SHI Xian-ya， HUANG Xin-jie， YUAN Ru， TAN Wen

（China Oilfield Services Limited， Tianjin 300459， China）

Abstract：" The reservoir in the study block has loose cementation， high porosity and permeability， strong reservoir heterogeneity， and serious scaling and plugging in the vicinity of water injection wells， which makes water injection difficult. Through the analysis and research on reservoir sensitivity， injection water quality， water injection well pollution， process measures and other aspects， it was found that the reservoir in this block had strong water sensitivity and salt sensitivity damage， strong polymer adsorption， high crude oil viscosity and high colloidal asphaltene content， resulting in reservoir plugging and gradually increasing water injection pressure. In view of the reservoir damage and under injection during water injection， preventive measures and suggestions were put forward to improve the water absorption capacity of water injection wells and ensure the injection production balance of the oilfield.

Key words： Scaling; Water sensitivity; Salt sensitivity; Water injection pressure; Under-injection