瓦窑堡元峁井区高注水压力原因分析

瓦窑堡元峁井区高注水压力原因分析
常涛;陈亚楠;郇宇
【摘要】瓦窑堡油田元峁区块长2油藏在考虑了天然水侵量的情况下,还有近3万m3的亏空,但现场反映注水压力居高不下,无法完成配注要求.本文通过储层敏感性
实验、注入水水质分析、配伍性研究及污水处理剂室内评价等,得出了导致注水井
注水压力居高不下的主要原因是污水处理剂配伍性差和细菌堵塞.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2015(034)001
【总页数】4页(P33-36)
【关键词】配伍性;储层敏感性;水质分析
【作者】常涛;陈亚楠;郇宇
【作者单位】西安石油大学,陕西西安710065;西安石油大学,陕西西安710065;中
国石油长庆油田分公司第八采油厂,陕西西安710021
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.61
元峁井区位于鄂尔多斯盆地北部瓦窑堡油田中山川油区，区域面积3.5 km2，目
前主要开采三叠系延长组长2油藏，于2008年10月底实现全面注水，注水方式以不规则的点状复合注水为主。

基础地质研究表明，该区长2储层含油砂岩成条
带状分布，主要为河道砂坝砂岩，渗透率在0.01×10-3μm2～166.49×10-3μm2，为边底水驱动的封闭弹性驱动类型油藏。

油层平均压力由原始3.96 MPa下降到目
前的2.0 MPa以下，截止2010年的生产数据表明，该区在考虑天然水侵量的情况下，仍有近30 000 m3的亏空量。

但现场技术人员反映，该井区注水压太高，无法达到配注要求。

注水开发油田注水压力高、注不进去水的原因无非是储层伤害、渗透率下降所致［1］，分析低渗透储层伤害的影响因素及影响规律得出，固相颗粒和乳化油对低渗透储层的伤害主要是在井底、射孔孔眼、微裂逢中形成滤饼产生的伤害，但相关实验表明，渗透率越低，滤饼对储层的伤害越小，其不是导致低渗透储层伤害的主要原因。

储层敏感性、注入水配伍性、腐蚀产物沉淀、细菌繁殖及其代谢物才是导致低渗透油藏注水开发过程中储层伤害的主要原因［2］。

为了深入研究元峁井区长2油层注水压力高的原因，作者收集了该井区长2储层的岩心、地层水、注水站各个环节的水样和污水处理剂样品等，开展了储层敏感性研究、水质分析、污水处理剂室内试验评价及配伍性研究。

1.1 岩样准备
实验选用岩心为瓦资12井上三叠系延长组长2储层的岩心，编号分别为1-9/28-1、1-9/28-5、1-18/28-4，实验前岩心气测渗透率为（0.760～4.73）×10-
3μm2，试验前按照储层敏感性实验要求［3］，分别对岩心进行相关处理（见图1）。

1.2 敏感性实验结果
储集层敏感性评价［4］包括速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏。

实验用模拟地层水采用研究区块地层水配制，储层敏感程度评价指标参照石油天然气行业标准（见表1）。

实验结果表明，元峁井区长2储层总体显示弱敏感性，弱速敏、弱碱敏、弱应力敏感、无酸敏，水敏中等偏弱，平均为中等水敏。

可以断定储层敏感性不是导致该井区注水压力高、储层伤害的主要原因。

取元峁井区地层水和注入水，对该井区地层水和注入水进行离子含量测定、结垢预测和配伍性实验［5］。

2.1 离子含量分析
2.2 结垢趋势预测
利用上述离子含量测定结果，对瓦窑堡元峁井区注入水与地层水的结垢趋势进行预测［6］，预测方法分别采用Davis-stiff饱和指数（SI）法和Ryznar稳定指数（SAI）法进行CaCO3结垢趋势预测，用Skillman热力学溶解度（ΔS）法和Oddo-Tomson饱和指数（IS）法进行CaSO4结垢趋势预测，从预测结果来看，该井区CaCO3和CaSO4均无结垢趋势，结垢预测中的两个预测结果（见图2，
图3）。

稳定指数法当SAI＞6无结垢势，SAI＜6有结垢趋势，SAI＜5结垢严重；热力学
稳定指数法当ΔS＞0时无结垢趋势，ΔS＜0时有结垢趋势，且ΔS的值越小，其
结垢趋势越严重。

2.3 室内配伍性实验
通过注入水与地层水的结垢趋势预测，发现元峁井区的注入水与地层水并没有明显的结垢趋势，甚至不结垢，为了进一步确定元峁井区注入水与地层水的配伍性，将注入水和地层水通过滤纸过滤，取滤后清液进行室内配伍性实验。

实验过程在恒温箱中模拟地层温度为33.88℃（长2油层温度平均为33.88℃），进行不同水质不同比例的配伍性实验（试管中液体总量为20 mL），观测结垢现象，并定量分析垢量。

从实验结果可以看出，将注入水与地层水按不同比例混合均匀后，在恒温箱中烘干，20 mL混合液的试管净重平均增加0.000 9 g，且与注入水和地层水的配比没有明显的关系，考虑称量误差及水中矿物离子含量，可以看出元峁井区注入水和地层水之间的配伍性较好，无结垢现象，与前面的预测结果完全一致。

3.1 水质分析
元峁井区注水站各环节水质分析结果显示，井口悬浮物含量达到标准要求的10倍以上，且注入水含油量较高，井口平均腐蚀速率达到0.174 mm/a。

从各个环节的水质分析发现，该井区注水系统各个环节的细菌含量严重超标（尤其是SRB和TGB），其中的TGB为嗜氧型细菌，菌体大量繁殖产生的粘性物质与其代谢产物
累积沉淀后会堵塞地层，还可以为SRB（厌氧型细菌，以还原硫酸盐为生）细菌
提供一个缺氧环境，加之注入水中SO42-含量较高，协同促进SRB的繁殖和代谢，进一步对地层造成堵塞，而且这样的有机堵塞很难通过酸化解堵。

从水质分析结果发现，沿注水管线到井口的细菌含量有增加趋势，一方面说明该井区注入水中杀菌剂加量不够，另一方面说明该井区注水系统排污不彻底，有积污现象，滤后水的处理效果也有待评价。

3.2 污水处理剂室内评价
元峁井区注水站所用处理剂主要有3种，净水剂、缓蚀阻垢剂和杀菌剂，实验对
这三种处理剂进行单独评价，发现净水剂基本的净化效果可以达到标准要求，缓蚀阻垢剂的阻垢率可以达到60％左右，缓蚀剂的缓蚀率仅达到55％左右，杀菌剂的加量当加到300 mg/L后可以达到标准要求。

3.3 污水处理剂配伍性评价
3.3.1 处理剂与污水配伍性评价实验方法：将瓦窑堡元峁井区污水罐中污水净
化后用0.45 mm滤纸过滤，过滤后污水清亮，分别加入缓蚀阻垢剂1％，杀菌剂1％，摇匀，放置，观察现象。

实验结果显示缓蚀阻垢剂加入后，污水颜色变为乳白色（见图4），有白色的颗粒生成。

杀菌剂加入后，静止不到30 min，污水表面析出一层与杀菌剂相同颜色的不溶物。

说明缓蚀阻垢剂、杀菌剂与污水不配伍。

3.3.2 处理剂之间的配伍性加入到污水中的缓蚀阻垢剂、杀菌剂由于在污水中
要混合，他们之间的配伍性也非常重要，实验将现场缓蚀阻垢剂和杀菌剂分别配制成1％的蒸馏水溶液，将二者混合，混合溶液变白浊，有絮凝体产生，说明现场缓蚀阻垢剂与杀菌剂不配伍（见图5）。

通过对瓦窑堡油田元峁井区长2储层敏感性、注入水配伍性、污水处理剂等的研
究及室内评价，得出以下结论：
（1）发现该井区长2储层总体显示弱敏感性，储层敏感性不是引起该井区注水压力高的原因。

（2）该井区注入水与地层水的配伍性较好，也不是导致该井区长2储层注水压力高的主要原因。

（3）该井区污水处理剂中的缓蚀阻垢剂的缓蚀阻垢效率比较低，杀菌剂加量达到一定程度时可以达到标准要求，但处理剂与地层水、处理剂之间的配伍性差，是引起该井区注水压力高的一个原因。

（4）注入水中SRB和TGB含量严重超标，细菌繁殖和代谢将导致地层堵塞，且
很难通过常规的解堵方式解堵，是导致该井区注水压力高的一个主要原因。

因此，可以得出元峁井区注水压力高、储层伤害主要是由该井区污水处理剂效果差、配伍性差和细菌大量繁殖堵塞地层所致。

【相关文献】
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