华庆油田注入水对长6储层伤害机理及对策研究

时间：2024-07-28

胡志杰，王小琳，杨娟，丁雅勤，任志鹏

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家重点工程实验室，陕西西安 710018）

华庆油田长6油藏是长庆油田开发的主力层系之一，是典型的超低渗透油藏，但是目前华庆油田已投产的各区块普遍注水井整体压力呈现缓慢上升趋势，注水压力高，部分注水井注不进，降压增注施工难度大，效果较差酸化增注效果不理想，有的甚至无效，或者注水见效后水淹情况严重等问题。

1 注入水对长6储层伤害机理研究

注入水因其中含有大量离子、悬浮物，溶解气体、细菌微生物。一方面水中本身铁离子、悬浮物、细菌造成地层孔隙吼道堵塞，另一方面，水中离子、溶解气体、细菌又加剧系统腐蚀，致使腐蚀产物进一步堵塞地层；低矿化度注入水注入地层后，改变了储层矿物周围的水环境，使其中的岩石矿物发生水化学反应，在注水条件下造成粘土矿物的膨胀、破碎和运移，产生地层的水敏伤害；地层岩石颗粒运移产生速敏伤害；地层水矿化度降低产生盐敏伤害；注入水和地层水不配伍，可以造成两种水在地层中混合后结垢，产生碳酸盐和硫酸盐等的垢沉淀，可造成注水地层的堵塞伤害[1]，对延长组特低渗透油层伤害更严重，从而导致注水效率低、注水系统能耗高甚至注不进水，油层压力增长或恢复速度慢，油井产能低、产液下降快。

1.1 华庆长6储层岩石矿物组成特征

华庆地区所处的区域构造单元属鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡南部，储层为长6层，主要为粉细～细粒长石砂岩，碎屑成份以长石为主[4]，含量高达50.4%，其次为石英21.1%，岩屑11.5%；填隙物以铁方解石含量为最高6.13%，其次为绿泥石4.8%。

1.2 华庆长6储层渗流特征

图1 华庆油田长6相渗曲线

根据华庆地区长6油层岩芯润湿性实验，有2块表现出中性特征，4块为弱亲油，认为长6层为中性～弱亲油。从相对渗透率曲线上看，华庆地区油水两相渗流带的范围较窄。随着含水饱和度的升高，油相渗透率的下降幅度很快，交叉点后长6水相渗透率的上升速度越来越快，油相渗透率下降的速度减缓（见图1）。

1.3 储层敏感性分析

根据粘土矿物X衍射粘土分析可得，华庆地区长6储层敏感性矿物主要为绿泥石和伊利石，有潜在的水酸、酸敏特征。

1.4 华庆长6储层配伍性特征

1.4.1 洛河层注入水化学特征华庆油田地处西北干旱地区，水资源贫乏，注水水源以白垩系洛河层水作为主要注水水源。在该地区由于洛河层埋深不一，地层水矿化度变化较大。华庆油田注入水矿化度较低，但含有较高浓度的成垢阴离子SO42-，水型Na2SO4型，注入水矿化度出现东北低、西南高的分布特点。

表1 敏感性试验统计表

表2 华庆油田洛河层注入水化学组份数据表

表3 华庆油田长6地层水化学成分分析数据表

1.4.2 油田地层水化学特征白豹长6地层水为高Ba2+，Ca2+含量的高矿化度的CaCl2型水，矿化度约在达52～138 g/L范围内，为典型原始地层水。华庆油田地层水矿化度和特征离子浓度具有非均质性特征。见水井分析结果表明该区见注入水油井采出液出现明显SO42-，Ba2+消失。矿化度大幅下降。水型发生明显改变。华庆油田地层水矿化度和特征离子浓度具有非均质性特征；见水井存在明显注入水淹现象。

1.4.3 注入水与地层水配伍性华庆油田注入水与长6地层水配伍性试验结果表明：注水地层水BaSO4垢量最高可达700 mg/L以上。随着注入水比例增大，白豹长6注水地层CaCO3结垢量一直呈现逐渐升高趋势。从结垢趋势曲线上看，当地层水与注入水配比为5：5时BaSO4结垢量最大，CaCO3垢随着注入水比例的增加，结垢量逐渐降低。

图2 华庆油田长6地层水与注入水结垢趋势图

2 储层伤害对策研究

投加防垢剂、杀菌剂可保持系统水质长期稳定。加强精细过滤器管理，保证设备在设定技术参数下运行是保证水质稳定达标的核心手段。

2.1 矿场过滤技术分析

过滤技术可有效降低水中悬浮物总量，但不能控制由于水质不稳定造成的次生悬浮物。过滤效果与原水质和水处理工艺有密切关系。

长庆油田现场注入水过滤效果检测表明（见表4）。采用表面截滤技术的过滤器过滤精度高，过滤器易于清洗和再生。采用微孔PVC烧结管为过滤介质的PE烧结管式过滤器过滤精度高，冲洗再生容易，对水中总铁、机杂有较为理想的滤除作用。采用纤维束、纤维球、或活性炭、核桃壳为滤料的过滤效果差，反冲洗、再生较难，不宜在注水系统选用[3]。另外，加强系统密闭，彻底杜绝空气进入，彻底清洗流程，可有效提高过滤效果。

2.2 杀菌剂效果的评价

现场水质监测表明注水系统存在细菌滋生问题，导致系统腐蚀加剧、机杂升高。注水系统投加SJ66和SJ99杀菌剂后注入水细菌含量仍然较高，说明现场杀菌剂使用效果不佳，不能有效控制水中细菌生长。杀菌剂杀菌效果评价（见表5）结果表明：使用浓度在100 mg/L，油田在用杀菌剂对采出水中SRB菌的杀灭效果较差，TGB杀灭效果稍好。相对而言，AD52-168对水中细菌有较好杀灭效果，使用浓度为150 mg/L时可将水中 SRB 为 1.6×106个/毫升、TGB 为 2 000个/毫升的细菌全部杀灭；AD52-306，AD-107、SJ-99 投加浓度为250 mg/L，可有效杀灭水中细菌。

2.3 防垢剂效果评价

华庆油田配伍性研究表明，开发试验区各区块普遍存在BaSO4和CaCO3混合垢，对储层造成严重伤害。根据现场试验结果得出：对于三叠系注水层结垢体系，其中PBTCA、HPAA、PESA三类防垢剂适应性更强，因此采用华庆长6层地层水与注入水组成的结垢体系进行研究筛选的三类防垢剂和华庆油田三类矿场用防垢剂进行防垢性能评价[5]。由结果可见:其中PBTCA、HPAA、PESA三类药剂的使用浓度在40 mg/L时防垢

率超过90%，ZG108和ZG558防垢效果不理想。TH60使用浓度在40 mg/L时防垢率接近80%，有一定的防垢效果。

表4 过滤器现场使用效果

表5 杀菌剂杀菌效果评价试验[2]

表6 华庆油田筛选防垢剂与常用药剂配伍性评价

图3 华庆油田筛选和现场用防垢剂效果评价

2.3.1 华庆油田防垢剂与常用药剂配伍性分析由表6实验结果可得：防垢剂、杀菌剂和破乳剂互相配伍性很好，BaSO4防垢率平均达到90%以上，可以适当减缓地层伤害。