冀东油田南堡1-5区注入水相容性研究

冀东油田南堡1-5区注入水相容性研究
贺代兰;赵立强;梁振华;周光林;李年银
【摘要】During water injection process in the oilfield, existed many problems, such as high pressure of water injection wells, low water absorption index, slow injection out-come,insufficient injection rate,
etc,which seriously affect the development of oilfield. By analyzing quality of water, the compatibility of injection water with produced water and for-mation in Nanpu 1-5 area of Jidong oilfield were studied by the scaling prediction and labora-tory simulation methods. When mixing the injection water and produced water in different proportions, there was not scale to form at 20 ℃, whereas calcium carbonate scale deposits occurred at 90℃. Through the microscopic analysis of scale samples on the wellbore, the main composition of the scale was calcium carbonate. This analysis was about the same as the results of scaling prediction and laboratory simulation methods. Through dynamic compatibili-ty experiments, we found that both the incompatible of injection water and plugged of solid particle can lead to the permeability of core reduce in some different degree. Because of the incompatibility of injection water in Nanpu 1-5 area of Jidong oilfield, corresponding im-provement measures were put forward in order to improve the water injection ability and keep the oilfield injection-production balance.%在油田注水开发过程中,随着注水量的不断增加,部分井存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、不能达到配注要求等问题,严重影响油田开发效果.通过对冀东油田南堡1-5区注入水、地层产出水进行水质分
析,并采用室内模拟实验与结垢趋势预测相结合的方式,分析评价注入水与采出水、
储层的相容性.静态相容性实验结果表明,南堡油田1-5区注入水和采出水按任意比例混配后,在20 ℃下不会生成垢,但在90 ℃下均有碳酸钙垢产生.通过动态相容性
实验发现,注入水与储层、采出水不相容,注入水中固相颗粒堵塞,均会导致岩心渗透率不同程度的下降.针对冀东油田南堡1-5区注入水的相容性情况,提出改善措施,以提高注水能力,保持油田注采平衡.
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2016(035)001
【总页数】4页(P35-38)
【关键词】南堡1-5区;相容性;注入水;采出水;结垢;渗透率
【作者】贺代兰;赵立强;梁振华;周光林;李年银
【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室;西南石油大学
油气藏地质及开发工程国家重点实验室;中国石油冀东油田南堡作业区;中国石油冀
东油田南堡作业区;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室
【正文语种】中文
随着油田的不断开发，在依靠天然能量开采后，各大油田广泛采用注水开发方式来补充地层能量，以保持油层压力，注水开发已成为油田稳产和提高采收率的重要措施。

但在注水开发过程中，随着注水量的增加，会面临一系列的问题，如注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、不能达到配注要求等，严重影响油田的开发效果[1]。

导致注水井欠注的主要原因有：注入水自身的不稳定性，容易结垢产生堵塞；注入水与地层水之间不相容，两者混合后结垢产生堵塞；注入水与储层岩石不相容，
对储层产生敏感性伤害；注入水中的悬浮固体颗粒超标，对储层造成堵塞等。

因此，需要综合研究注入水的相容性，分析注水困难的原因，寻找有效的解决办法，为油田降压增注提供依据，确保油田高效开发[2]。

本文对冀东油田南堡1-5区储层注
入水的相容性进行室内实验研究，可为注水开发提供依据，以确保油田注水开发的有效性和持续性。

1.1 实验材料与仪器
冀东油田南堡1-5区注入水与地层产出水。

主要仪器：X-射线衍射仪，荷兰帕纳科公司；Quanta 450环境扫描电子显微镜，美国FEI公司；Mastersizer 2000激光粒度仪，英国马尔文公司；岩心流动仪，
江苏海安县石油机械有限公司；原子吸收分光光度计，北京东西分析仪器有限公司；离子色谱仪，瑞士万通公司。

1.2 实验方法
1.2.1 水样预处理
先将水样进行粗过滤，除去其中的大颗粒杂质；然后用0.45μm纤维滤膜进行抽滤，得到无色透明的液体。

1.2.2 静态相容性实验
将经过预处理的注入水与采出水按一定比例（0∶10、1∶9、3∶7、5∶5、7∶3、9∶1、10∶0）混合，配制两组100 m L的溶液，装入密封瓶中。

一组置于室温（20℃）下，另一组置于接近地层温度（90℃）的恒温烘箱中。

放置15天后，
观察水样物理形态变化，并对水样中的主要离子浓度进行检测，比较溶液中离子浓度的变化，判断是否结垢。

1.2.3 敏感性实验
参照《储层敏感性流动实验评价方法（SY/T 5358—2010）》进行敏感性实验。

将实验流体注入地层岩心，测定不同注入条件下岩心的渗透率，计算速敏、水敏指
数。

1.2.4 动态相容性实验
依据《油气田水分析方法（SY/T 5523—2006）》进行注入水与地层水、储层岩石动态相容性评价。

采用三种溶液进行岩心流动实验，分析各因素对岩心渗透率的伤害程度，研究注入水的动态相容性。

2.1 储层物性特征
冀东油田南堡1-5区位于南堡1号构造的东南翼，处于水深3～7 m的滩海区。

该区块主力含油层位为东一段，埋深为2 500～3 140 m，温度为91～107℃，压力为25.66～37.34 MPa。

东一段储层平均孔隙度22.4%，平均渗透率73.3×10-3μm2。

储层岩石矿物以石英、长石为主，黏土矿物含量高，平均绝对含量为15.73%，高岭石、伊利石、伊/蒙混层的相对含量分别为86.51%、10.88%和2.61%。

黏土矿物的产状特征决定了各类矿物对储层敏感性影响的差异，高岭石和伊利石容易产生速敏伤害，而伊/蒙混层是储层水敏影响因素之一。

2.2 水样水质分析
2.2.1 水样离子含量分析
对南堡1-5区井口注入水和地层采出水水样进行离子分析，结果见表1。

从表1可以看出，注入水矿化度为3 864.13mg/L，采出水矿化度为5 137.66 mg/L，水型均为NaHCO3型。

注入水与采出水中均含有一定量的Ca2+、和，在地层条件下，随温度和压力的变化，临界Ca2+含量减小，离子在水中的溶解度降低，可能会产生碳酸盐沉淀。

2.2.2 注入水粒度分析
采用激光粒度仪对未经预处理的水样进行分析，以获取水样中悬浮物颗粒的粒度中值、颗粒浓度等参数。

分析结果表明，南堡1-5区东一段属于中孔、中渗砂岩储层，以中细喉道为主，小孔喉所占比例高，储层的孔吼发育情况对注入水水质提出
了更高的要求。

由粒度分析结果可知，注入水中的粒度中值为45.603μm，颗粒浓度为21 mg/L；采出水的粒度中值为36.176μm，颗粒浓度14mg/L。

两种水样
粒度中值均较大，结合储层孔喉半径分布情况可知，由于固相颗粒的存在，在注水过程中会对地层造成严重堵塞，影响油田注水开发效果。

2.3 注入水与采出水相容性
2.3.1 静态相容性
将预处理后的注入水与采出水按不同比例混合，分别在室温（20℃）和地层温度（90℃）下放置15天后，观察溶液的物理形态变化。

通过肉眼观察发现，放置在室温下的混合液比较澄清，静置前后物理形态无明显变化，无明显结垢现象；而在地层温度下放置的溶液变得浑浊，底部有少量的沉淀产生。

为了定量研究混合液结垢情况，对混合液中的Ca2+浓度进行检测，检测结果见图1。

注入水与采出水按不同比例混合，在20℃下放置15天后，混合液中离子浓度变
化不大，说明两种水样在室温下的相容性好，不会产生垢；而放置在90℃下15
天后，Ca2+浓度明显降低，且降低幅度随采出水比例增大而增大，这表明两种水样在地层温度、压力下不相容，有结垢现象。

2.3.2 结垢预测
南堡1-5区注入水、采出水均含有Ca2+、和等离子，有可能生成碳酸钙沉淀。

根据斯蒂夫（Stiff）和戴维斯（Davis）的饱和指数法，对溶液中碳酸钙结垢趋势进
行预测，预测结果见表2。

由表2可知：在室温下，不论注入水与采出水混配比例如何变化，SI值均小于零，混合溶液不会生成碳酸钙垢；在地层温度下，SI值均大于0，会产生碳酸钙垢。

这主要是因为随温度变化，溶液中的临界Ca2+浓度发生变化，溶液温度越高，临界Ca2+浓度值越低，就越容易结垢。

混合液中采出水所占比例越大，计算出的SI值越大，碳酸钙结垢趋势就越明显[3]。

2.3.3 垢样分析
将南堡1-5区油管壁面所取垢样进行X衍射分析，以验证垢样的实际组成与之前
的预测结果是否一致。

根据分析结果可知，垢样中无机物主要为方解石，含量高达95.69%，另含有极少量石英石。

垢样分析结果与静态相容实验、结垢预测结果基
本一致，这表明之前采用的实验方法和预测技术具有一定的实用性，对现场具有指导作用[4]。

2.4 注入水与储层相容性
2.4.1 岩心敏感性分析
采用室内岩心驱替实验，模拟地层条件，研究注入水与地层岩心接触后发生的物理化学作用对岩石性质尤其是对岩心渗透率的影响程度。

（1）速敏性评价。

对南堡1-5区地层岩心进行速敏实验。

实验结果表明：1#岩心速敏指数为0.26，为弱速敏；2#岩心速敏指数为0.44，为中等偏弱速敏。

南堡1-5区储层速敏伤害类型为中等偏弱速敏，这表明储层岩石颗粒随流体动力条件变化会产生运移，从而对储层渗流能力造成一定的影响。

因此，在现场注水过程中，需要确定临界流速，并确保注入速度小于临界流速，尽可能避免产生速敏伤害。

（2）水敏性评价。

由于储层中存在敏感性黏土矿物，且注入水矿化度低于采出水，在注水过程有可能会产生水敏伤害，南堡1-5区地层岩心水敏实验曲线如图2所示。

岩心水敏指数为0.55，水敏程度属中等偏强，临界矿化度为6 000 mg/L。

由于注入水矿化度为3 864.13 mg/L，低于临界矿化度值，若不加以调整，会对储
层产生水敏伤害。

可通过调整注采水的混配比例改变注入液的矿化度，或在注入水中加入防膨剂，以减小水敏伤害。

2.4.2 动态相容性
实验条件：驱替速度＜临界流速，排除速敏伤害；在注入水中加氯化铵，使其矿化度达到临界矿化度，排除水敏伤害。

采用三种溶液（①预处理注入水；②预处理注
入水∶预处理采出水=1∶1；③未经处理的注入水∶预处理采出水=1∶1）对渗透
率相近的岩心进行岩心流动实验，在驱替条件（驱替压力2 MPa，驱替温度90℃，注液量150 PV）基本一致的前提下，分析注入水的动态相容性，结果如图3所示。

由图3可知，①号水样中的固体颗粒含量小，固相颗粒对渗透率的影响可以忽略
不计。

注液量达到150 PV后，岩心渗透率下降5.2%，主要是注入水与储层岩石
不相容所致。

②号水样在地层温度下会产生碳酸钙垢。

由于注入水与储层不相容，注入水与采出水不相容，在注液量达到150 PV后，岩心渗透率下降了14.75%。

③号水样中的注入水未经过预处理，由粒度分析结果可知，其中含有大量固体颗粒，且颗粒的粒径较大。

由于注入水与储层岩石不相容，注入水与采出水不相容，注入水中固相颗粒堵塞，在这三种因素的共同作用下，对岩心造成了严重伤害，使其渗透率下降了41.08%。

分析三个因素对岩心渗透率的伤害程度，其顺序应为：注入水中固相颗粒堵塞＞注入水与采出水不相容＞注入水与储层岩石不相容。

2.5 提高注水效果措施
（1）采用精细过滤技术。

参照《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法（SY/T 5329—2012）》，注入水水质指标为：悬浮固体含量≤5 mg/L，悬浮物粒径中值≤3μm[5]。

南堡1-5区注入水中悬浮物含量和悬浮物粒径中值均远高于行业标准
控制指标，因此对注入水进行精细过滤，确保注入水水质达标，完成配注要求和注采比，是油田注入开发的重要目标。

（2）加入阻垢剂。

注入水和采出水混合后，在储层条件下会产生垢。

可在注入水中加入阻垢剂，通过阻垢剂的螯合作用、分散作用或晶格畸变作用，破坏晶体的生长，达到阻垢的目的。

（3）采用酸化措施。

南堡1-5区注水开发时期的结垢物质主要是CaCO3，可采
用酸化措施，酸液能迅速与CaCO3反应，提高近井地带的渗透率，达到降压增注的目的；另一方面，酸液与储层中黏土矿物发生反应，降低了注水过程中发生速敏、
水敏的可能性，能减小注水过程中储层的敏感性伤害。

（1）冀东油田南堡1-5区注入水与地层采出水均为NaHCO3型，水样中颗粒粒
度中值较大。

地层水与采出水混合后，在室温下相容性好，不会结垢；在地层温度下，会生成碳酸钙垢。

该区块井筒垢样的主要成分为碳酸钙，检测结果与静态相容性实验和结垢预测结果一致。

（2）在注水过程中，储层易产生速敏、水敏伤害。

针对速敏问题，在注水过程中要确保注入速度小于临界流速，以避免产生速敏伤害；对于水敏问题，可通过调整注采水的混配比例来改变注入液的矿化度，或在注入液中加入防膨剂，减小水敏伤害。

（3）注入水中固相颗粒堵塞，注入水与采出水不相容，注入水与储层岩石不相容，均会导致岩心渗透率不同程度降低，堵塞物在井筒、井底和近井地带聚集，使注水量不能达到配注要求。

（4）冀东油田南堡1-5区注入水与地层采出水、储层相容性差，注水过程中会对储层造成伤害，可以采取控制注入水水质、添加阻垢剂、酸化等措施，减小对储层的伤害，确保油田注水开发的有效性和持续性。

贺代兰：西南石油大学油气田开发专业在读硕士研究生，主要从事油气藏增产改造理论与技术研究，184****2075，*******************，四川省成都市新都区西南石油大学国家重点实验室，610500。

【相关文献】
[1]吴新民，付伟，白海涛，等．姬塬油田注入水与地层水配伍性研究[J]．油田化学，2012，29（1）：33-37.
[2]冯于恬，唐洪明，刘枢，等．渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析[J]．油田化学，2014，31（3）：371-376.
[3]陈峰，赵春辉，陈朝林．油田注水系统结构机理研究[J]．油气田地面工程，2006，25（7）：
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[4]蒋维军．岐口18-2油田井下机组结垢原因[J]．油气田地面工程，2014，33（1）：30-31.
[5]林永红，张继超，张本艳，等．碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法：SY/T 5329—2012[S]．北京：石油工业出版社，2012.。