商三区注入水储层伤害判断及解堵实验

曲占庆，何利敏，战永平，黄德胜，王冰，李小龙

（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛266580）

商三区块位于商河油田南部，为商河油田主要生产区块，其中沙二下及沙三上为主要含油层系。储层岩性以粉砂岩、细砂岩为主，黏土杂基以高岭石、水云母为主，其次为蒙脱石和绿泥石伊蒙混层。胶结类型以孔隙式为主。储层平均孔隙度20.4%，平均渗透率32.4×10-3μm2，属常规低渗透油藏。商河油田欠注井主要分布在商三区，占整个区块欠注井总数的37.5%。其注水效果差主要表现在欠注迅速及增注措施有效期短等方面。油藏本身渗透率低、存在水敏矿物是造成地层堵塞的潜在原因，注入水水质及其与地层的配伍性等是造成地层损害的直接因素［1-3］。为此，需对商三区注入水进行水质分析及配伍性研究，针对堵塞情况进行室内调堵试验，为现场注水措施提供依据，改善开发效果。

1 注入水水质分析

注入水水质直接影响到油藏的采收率甚至储层寿命。注入水中乳化原油含量、所含颗粒粒径、矿化度等因素，都可能引发吸附液锁、机械堵塞或结垢及膨胀等现象，造成储层渗透率下降［4］。商三区的注入水采用联合站水和水源井水按一定比例混合注入的方式。现场提供了需进行相关实验分析的联合站水水样、水源井水水样及混合配成的混合注入水，由于已排除了乳化原油、铁离子和细菌方面可能造成的影响，遂遵从现场要求，对3 种水样进行颗粒粒径分析、离子质量浓度分析，预测注水伤害因素，并为后续实验提供依据。

注入水中的机械杂质是造成储层渗透率下降的主要原因之一。颗粒被注入地层后运移沉淀，通过形成桥堵或其他方式造成孔喉内外部滤饼堵塞［5-6］。粒度大于地层孔喉直径的33%的颗粒将形成桥堵和外部滤饼，粒度为地层孔喉直径的14%～33%的颗粒将侵入储层深部，形成内部滤饼，而粒度小于地层孔喉直径的14%的颗粒不会造成堵塞［7-8］。3 种水样均使用G5 型玻璃砂芯漏斗过滤，利用GSL-101BⅡ型激光颗粒分布测量仪对其过滤前后的颗粒粒径进行测量，发现其颗粒粒径均小于15 μm（见表1）。

表1 商三区水样主要颗粒粒径分布

由表1可知，水样中颗粒粒径多集中在4.000～8.000 μm。商三区平均孔喉半径约为0.530～9.400 μm［9］，存在明显的颗粒伤害。使用0.450 μm 的滤膜过滤联合站水并称量，得其固体颗粒质量浓度为410.00 mg/L。

注入水水样按照SY/T 5523—2006《油气田水分析方法》、《水和废水的检测方法》等相关标准进行水质成分分析，用离子滴定法测定各种离子的质量浓度，得到各测试水样的水质分析结果（见表2）。

表2 商三区水样水质分析结果

从表2看出，各水样中含有一定的SO42-，HCO3-，质量浓度较高，易生成碳酸盐垢。混合后的注入水矿化度较高，水型为CaCl2型。CaCO3，CaSO4生成时为吸热沉淀反应,温度升高促使平衡向生成沉淀的方向移动，86℃为CaCO3的结垢点，且地温越高,沉淀反应越易发生［10-11］。商三区沙二下、沙三上层系属常温常压系统，地层温度为90～95 ℃，所以需模拟地层温度进行水源井水与联合站水不同配比下结垢趋势的实验。

根据现场要求，将水源井水和联合站水分别按2∶1，1∶1，3∶4，1∶2，1∶3 配比，在地层平均温度（92 ℃）条件下放置不同时间，测量其Ca2+，Mg2+质量浓度，观察结垢情况（见图1）。

图1 Ca2+，Mg2+质量浓度随放置时间变化曲线

从图1可以看出，随着时间的推移，不同配比水样中的Ca2+，Mg2+质量浓度均下降，即水源井水与联合站水在地温条件下自身均不稳定，存在结垢现象且垢物主要成分为碳酸盐。

2 注入水与储层配伍性分析

注入水与储层原油的界面张力大小在一定程度上决定了对残余油的驱油效率。原油黏附功公式为

式中：W 为黏附功，J；σ 为油水界面张力，μN/cm2；θ 为油对地层表面的润湿角，（°）。

由黏附功公式可知，油水界面张力越小，黏附功越小，即油越易从储层表面洗下来［12］。

使用旋转滴超低界面张力仪测定注入水和商三区2 种原油的界面张力。低界面张力下，原油油滴在水相中应被拉伸为长椭球形液滴，液滴的长轴短轴比大于4 时，可由公式计算其界面张力。实验中，原油在注水水样中呈圆球状，超出了仪器可测范围，说明其油水界面张力较大。对于这种情况，通常应在注入前加入一定量的表面活性剂，在主要减小其界面张力的同时，通过润湿反转、形成水包油乳状液等提高驱油效率。

注入水与储层岩心的配伍性主要通过测量注入水与岩心长期接触情况下，其相互作用导致岩心渗透率变化的情况。造成储层堵塞的原因包含水质分析中提到的机械杂质及结垢现象。另一方面，该混合注入水矿化度低于地层水，因此不存在高矿化度引起的压缩黏土颗粒、扩散双电层厚度，导致颗粒失稳脱落而堵塞孔隙喉道的问题，但其注入储层后可能造成黏土膨胀、分散运移，从而造成储层渗透能力的下降［13-15］。商三区沙二下、沙三上层系均含有一定量易膨胀的伊蒙混层及离子强度突变后扩散运移的高岭石。

根据SY/T 5358—2002 标准，选取了6 块商三区块标准岩心进行实验。岩心分别为：沙二下储层的1-6，1-8，1-11 号岩心；沙三上储层的2-8，2-10，2-12 号岩心。

研究注入水对地层岩心的渗透率伤害程度，先使用处理机械杂质后的联合站水测试原始渗透率，然后注入联合站水与混合注入水，边注边测。渗透率、岩心压力、损害程度等实验数据见表3。注入混合注入水后，岩心压力升高，渗透率均下降，降幅为40.66%～55.56%不等，由于岩心遇水膨胀或结垢引起损害。

表3 注水与储层配伍性实验数据

为定量测试结垢和水敏造成损害所占的比例，可先使用具有防膨效果的溶液流经岩心，避免水敏造成的伤害，再注入混合注入水测量渗透率变化。此时测出的渗透率降低基本只由结垢造成，对比该层其他岩心之前所做实验中受到2 种伤害时的损害程度，即可计算2 种损害所占比例。由于无机黏土稳定剂中以钾盐防膨效果最好［16-17］，遂选择沙二下标准岩心，使用2%KCl 溶液进行对比分析。前后均注入KCl 溶液测其渗透率，其间注入混合注入水使其与岩心发生反应。前后渗透率分别为0.081×10-3μm2和0.071×10-3μm2，损害程度为12.35%。对比表2中的沙二下岩心数据，可知在注入KCl 防膨剂后，损害程度减小明显，这时的伤害主要来源于结垢。计算得出混合注入水对沙二下储层的结垢伤害与水敏伤害的比例约为0.3∶0.7。

3 储层岩样解堵实验

由以上实验可知，商三区注水开发中存在的堵塞情况主要由注入水所含机械杂质、水质结垢和储层水敏造成。针对造成堵塞的原因，采用酸化解堵实验。根据不同层位选择酸体系，分别进行盐酸、多氢酸、土酸及有机酸对岩屑的溶蚀实验。将所得岩屑使用粉碎机打至粉状后分为4 份，在105 ℃下烘至恒重，经干燥器冷却后称重。各对应1 种酸液反应120 min 后，在80 ℃下烘干至恒重，称量。最终得到4 种酸液溶蚀率分别为：盐酸18.6%，多氢酸10.2%，氢氟酸70.8%，有机酸4.8%。

根据标准SY/T 5358—2002 关于储层敏感性流动实验的评价方法，采用酸液边注边测的实验方法，研究不同酸体系对地层岩心的解堵效果，优选出适合于商三区块储层的酸体系，提高储层的酸洗效果。结合岩屑酸蚀实验结果及现场酸液使用情况，均采用盐酸作为前置酸液。盐酸的质量浓度取决于储层中碳酸盐的质量分数，其作用一是将井筒及近井地带的原生水或储集层流体驱替到后续酸液之前，避免储集层中钾、钠离子与之后氢氟酸等作用而产生沉淀； 二是溶解含钙及铁质胶结物，避免浪费后续酸液；三是清洗地层岩石砂粒上的原油，使黏土与砂粒表面水湿，减少后续酸液乳化的可能。

针对整体渗透率较低的沙二下储层1-6，1-8 号岩心，采用多氢酸+土酸的组合进行驱替，以期达到HF的高强度酸化和多氢酸缓速、深穿透、防止二次沉淀等多重效果。对原始渗透率略高的沙三上储层2-8，2-12号岩心，使用有机酸以达到深层酸化的目的。4 个岩心渗透率变化情况及具体实验数据见图2和表4。

图2 岩心渗透率变化曲线

表4 岩样解堵实验数据

综合图2和表4可以看出：1-6 号岩心在注入12%盐酸时，盐酸与其中的堵塞物及碳酸盐类矿物反应，渗透率慢慢上升并趋于平稳，多氢酸反应段是通过复合磷酸与氟盐缓慢生成氢氟酸，氢氟酸又与石英、长石等反应生成可溶性盐，进一步提高了渗透率，最后注入土酸渗透率基本维持在1.15×10-3μm2左右，与其伤害后的渗透率对比，酸化解堵效果明显；1-8 号岩心与1-6 号岩心情况基本相同，最终渗透率保持在8.50×10-3μm2，酸化效果比1-6 号岩心更佳。对比沙二下1-6，1-8 号岩心的原始渗透率，酸化后渗透率大幅度上升，其中盐酸及多氢酸的酸化效果较好，土酸阶段效果较弱，因此，在实际施工中可考虑直接使用12%盐酸+多氢酸的酸液体系。在对沙三上的2-8，2-12 号岩心使用15%盐酸+有机酸酸化时，均存在渗透率先升高后下降的现象，且渗透率一直低于原始渗透率。对照沙三上储层矿物种类及含量，对比岩心酸化前后溶蚀情况，发现2 块岩心特别是2-8 号岩心实验后溶蚀严重，表面粗糙且有颗粒脱落。所以，沙三上渗透率降低是由于发生了酸敏现象，生成的沉淀颗粒等发生移动，进一步堵塞了孔隙。

4 结论

1）商三区混合注入水中机械杂质对储层伤害较大，在地层温度下存在结垢现象。建议注入之前经过精细过滤并添加阻垢剂，以减轻混合注入水本身对地层造成的伤害。

2）注入水与商三区原油的油水界面张力较大，应在注入过程中添加表面活性剂，在主要减小其界面张力的同时，通过润湿反转、形成水包油乳状液等以达到提高驱油效率的目的。

3） 经注入水注入反应后的沙二下与沙三上岩心，均存在40%～55%不等的水敏及结垢造成的损害，其中，注入水对沙二下储层的结垢伤害与水敏伤害的比例约为0.3∶0.7。防止水敏伤害是降低储层损害的主要措施。

4）12%盐酸+多氢酸+土酸酸液体系对沙二下岩心酸化解堵效果较好，渗透率提高幅度明显。鉴于土酸酸化效果不明显，建议沙二下层系选用12%盐酸+多氢酸进行酸化。沙三上层系岩心用15%盐酸+有机酸酸液体系酸化解堵不成功，是由于存在酸敏，降低了渗透率。

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