绥中36-1油田注聚井注入压力高原因分析及增注措施＊

陈华兴 高建崇 唐晓旭 崔 刚 朱 凯

(1.中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司)

聚合物驱油是油田进入中高含水期进一步提高采收率采取的有效方式之一,具有明显的降水增油效果,但随着注聚规模的扩大,聚合物累积注入量逐渐增加,注聚井的注入能力会有所降低,主要表现为注入压力过高、注入量达不到配注要求、酸化解堵措施相对常规注水井较为频繁等,影响到聚驱的整体开发效果[1-3]。渤海绥中36-1油田注聚井堵塞问题日益突出,同样出现了上述问题。2003年9月开始在SZ36-1油田J03井实施聚驱先导性试验效果显著,之后在该油田的A、B、D及F区陆续推广聚合物驱油技术,截至2011年4月,绥中36-1油田共有注聚井17口,平均注入压力为8.7 MPa,其中由于注入压力高而导致欠注的井有6口,占总注聚井的35%。

陆地油田一般采取水力压裂、强氧化复合型化学解堵等增注措施,并取得了一定效果。海上油田注聚井堵塞机理尚处于深化认识中,加之适合海上的压裂设备较少,强氧化型解堵剂操作风险高,不易在海上油田推广。因此海上油田注聚井解堵增注需进行有针对性的研究。本文结合绥中36-1油田地质特征,对导致该油田注聚井压力高的因素进行了分析,并提出相应的治理建议。研究结果可为类似油田注聚井问题诊断与治理提供参考。

1 注聚井注入压力高原因分析

1.1 内因分析

(1)储层未固结或弱固结,填隙物含量较高,微粒易运移 绥中36-1油田储层为疏松砂岩,主要为石英、长石砂岩,且多为粉砂、细砂岩,粒径在0.02～0.50 mm之间。孔隙以原生粒间孔占绝对优势,孔隙发育,连通性好,胶结疏松,孔隙度在29%～35%之间,平均渗透率为3000×10-3μm2,孔喉半径主要分布在5～63μm,最大孔喉半径可达200μm以上。填隙物主要是粘土矿物,其次为碳酸盐矿物和石英,少量黄铁矿。粘土矿物含量为5%～35%,通常大于10%,主要为伊/蒙混层,相对含量为32%～62%,混层中蒙脱石相对含量高达54%～92%;碳酸盐矿物含量0～10%,呈斑状胶结,一个碳酸盐矿物斑晶仅能将3～7个颗粒连接在一起,受含量低的限制,对增加岩石强度的贡献甚微;自生石英含量小于0.5%,呈加大边结构;黄铁矿呈斑状分布,基底式胶结,含量低于1%。聚合物溶液粘度相对水溶液大,松散的填隙物颗粒更容易被捕获并随流体运移,造成储层损害,外在表现为注聚压力随时间推移上升幅度大,注入能力后期受到较大限制。

(2)早期注水造成储层一定程度污染 绥中36-1油田1995年2月至2001年7月期间注海水开发,2001年7月至2004年8月期间注馆陶组地层水开发,2004年8月后实施清(馆陶组地层水)污(生产污水)混注。表1为绥中36-1油田主力油层段地层水及各阶段注入水水分析结果。由表1数据分析可知,馆陶组地层水、生产污水、海水含有较高浓度的钙镁离子,注入地层后,极易与含有较高浓度HC、C离子的地层水发生反应,生成碳酸盐岩垢;长期注海水,近井地带地层水矿化度会逐渐升高,同时也引入了一定浓度的 S离子,转注清水或清污混注后,也有可能生成更顽固的硫酸盐岩垢。

表1 绥中36-1油田主力油层段地层水及各阶段注入水水分析结果

表2示出了绥中36-1油田注入水(海水、生产污水)与主力油层段地层水以不同比例混合后在储层温度下的结垢量[4]。由表2可知,不管是注海水还是注生产污水,都会引起储层不同程度结垢,造成地层渗透率不同程度降低,从而导致注入能耗增加,注入压力增大。

表2 绥中36-1油田注入水与主力油层段地层水以不同比例混合后在储层温度(60℃)下的结垢量

(3)聚合物吸附滞留造成储层渗透率下降

聚合物注入地层,一部分会吸附在岩石矿物表面,其中粘土矿物对聚合物的吸附起主导作用,吸附量是在岩石骨架上的4～10倍[5]。聚合物在岩石表面的静态吸附一般呈单分子层,但流动时会出现分子链的相互缠绕以及包裹粘土颗粒运移,使渗流孔道变窄,甚至堵塞孔道,降低地层的吸液能力[6],同样会导致注入压力增大。

1.2 外因分析

(1)现阶段井口平台注入水水质不达标 表3示出了不同时间段SZ36-1油田中心处理平台(CEP平台)外输泵出口和井口平台A平台注水泵出口处水质监测结果。从表3可以看出,相比2009年3月的水质监测数据,2011年3月CEP平台外输泵出口水质悬浮物浓度增大了10.5 mg/L、含油增大了26.6 mg/L、细菌增大近20倍,水质明显变差。其原因,一方面是由于油田综合含水率升高,产出液增多,生产污水处理量越来越大,设备处理负荷加重,水处理设备能力降低所致;另一方面,产出液含聚合物后,生产污水性质发生极大改变,油水乳状液更加稳定,破乳难度加大,水处理药剂用量也必然增加,导致污水处理过程中不同程度地产出油泥,使得过滤设备滤料被堵塞固结,也进一步加重了水处理设备的负担。随着注聚时间的延长,产出聚合物的浓度会越来越高,水处理难度也会更大。

同时还可看出,A平台水质相对CEP平台变差更明显,CEP平台外输泵出口悬浮固体含量、污水含油、总铁、SRB细菌监测结果基本符合标准,但经海管运输到A平台时,水质却出现恶化,总铁及悬浮固体含量均超标,细菌个数也急剧上升,说明在海管输送环节水质受到了二次污染;由表3还可以看出,大于5μm粒径的悬浮固体含量增加了10.1mg/L,大颗粒悬浮固体含量的显著增加加剧了井底淤堵或井下配水器芯子堵塞,必然引起注入压力升高。

表3 SZ36-1油田现阶段注入水水质测试结果

(2)高浓度聚合物母液与配注用生产污水不完全配伍 部分平台配聚用水采用馆陶组地层水,然后用被处理后的生产污水将高浓度聚合物母液稀释至注入浓度,但生产污水主要来自东营组,二者不完全配伍。绥中36-1油田F平台注聚系统和注水系统均用馆陶组地层水,2口注聚井压力平均为7.3 M Pa,注入能力良好;而A平台采用的是清污混注系统,7口注聚井压力平均为9.5 M Pa,最高达到10.3 M Pa,欠注井为3口;另外3口欠注井也集中在同是清污混注的J平台和B平台。

表4为绥中36-1油田馆陶组地层水与CEP平台生产污水以不同比例混合后在储层温度(60℃)条件下静置24 h后测定的水质结果:随着混合水中污水比例的增大,混合水的悬浮固体含量增大,实测值高于二者完全配伍时的理论预计值;浊度随污水比例增大的变化趋势与悬浮固体含量的变化近似;当清污比例达到1∶5左右时,水样中悬浮物颗粒直径中值明显增大。以上说明现场清污混注存在一定程度的不配伍。表5为污水含聚合物后,清污不同比例混合后测定的水质结果。对比表4与表5可以看出,对于 AP-P4含量达到50 mg/L的污水而言,其与清水混合后的悬浮固体含量远远高于不含聚清污混合水,说明聚合物会加剧水体的不配伍程度。

表4 不同比例清污混合水样水质分析结果

表5 含聚污水与清水配伍性实验结果

(3)过滤系统精度不够,大颗粒絮团或聚合物鱼眼进入地层造成堵塞 现场仅在柱塞泵前有一个20目的金属过滤滤网,注聚井井口无再次过滤系统,过滤精度有限,聚合物溶液中未溶解好的鱼眼及杂质会随聚合物溶液一起注入井内从而造成近井及炮眼周围油层孔隙堵塞,引起注入困难。对SZ36-1油田注聚井堵塞物成分进行了分析,结果表明,注聚井堵塞物主要是由有机高分子聚合物与无机垢相互缠绕包裹形成的复合垢,其中有机物占 51%～68%,CaCO3占 19.2%～29.4%,(M g0.06Ca0.94)CO3占9.6%～14.7%,硅酸盐类占3.2%～4.9%。这种复合垢具有一定的强度同时又具有一定的变形能力,可充满整个地层孔喉,由于表面包裹的聚合物层对常规酸液产生惰性,常规的酸化方法很难解除注聚井堵塞问题[2-3]。

2 治理建议

(1)严格控制注水水质,从根源上杜绝或减少外来物质堵塞地层。针对绥中36-1油田可通过以下措施来调控注水水质[7]:①加强腐蚀研究工作,降低腐蚀对水质的影响;②对污水处理设备实施水质分级控制,上级污水达标后才允许进入下级流程;③对清水除铁并加强污水杀菌治理,强化清污配伍性研究;④优化加药系统,充分延长药剂作用时间,保证水质稳定;⑤实现产出油泥的“在线处理”,使各处理设备最大能力收油和排污,避免水质被设备二次污染;⑥实现井口平台注水再过滤和杀菌,保证井口水质达标。

(2)确定最佳注入比例或实现清污分注。在无法实现清污分注的前提下,确定最佳的清污混注比例可在一定程度上减缓注聚压力的上升。从清污配伍性可以看出,当清污比例达到1∶7时,悬浮物浓度相对其他比例更低。

(3)注聚系统加多重滤网过滤。一方面,现场配聚系统中熟化罐至柱塞泵之间属于低压系统,滤网可适当采用更细目数,或者多加一个过滤滤网,既能保证未溶解的鱼眼或絮团被过滤掉,也不至于过多地损失聚合物母液的粘度。另一方面,在注入水系统再加一级更高精度的过滤设备,确保注入水中悬浮物浓度达到注入标准。为了了解用达标注入水稀释聚合物母液后的水质情况,用未过滤注入水和加0.45μm滤膜精细过滤后的注入水稀释现场用聚合物母液,表6示出了稀释至不同聚合物浓度后室内测得的悬浮固体含量。由表6可知,用未过滤的注入水稀释聚合物母液,随着含聚浓度的升高,注入水悬浮固体含量迅速增加,远大于原注入水中的悬浮固体含量;而用精细过滤后的注入水稀释聚合物母液,悬浮固体含量的增幅远远小于未过滤的注入水,说明高浓度聚合物母液与注入水混合,极易快速捕集注入水中悬浮物、浮油等杂质,形成粘性絮团,不加过滤直接注入井底会造成严重堵塞,导致压力快速升高。

表6 绥中36-1油田生产污水中聚合物含量对注入水悬浮固体含量的影响

(4)采用复合型化学解堵剂酸化注聚井,并适当加大酸化半径。SZ36-1油田注聚井堵塞主要是聚合物吸附捕集和高阶结垢离子共同作用的结果,建议采用具有多种解堵剂功能的复合型化学解堵剂解堵。复合型化学解堵剂应该由能对聚合物进行降粘的降解剂、能对垢样及粘土矿物溶解的复合酸以及转向剂等多种成分复配组成。

3 结论

(1)造成绥中36-1油田注聚井压力高的内因主要是储层胶结疏松、杂基含量高、微粒易运移,早期注水造成的储层一定程度污染,聚合物的吸附与滞留造成的储层渗透率下降;外因主要是注水水质不达标,清污不完全配伍,过滤系统精度有限导致大颗粒悬浮固体进入井筒或地层。

(2)建议控制注水水质,确定最佳清污注入比例或实现清污分注以及在注聚系统加多重滤网基本能消除注聚井外来物质堵塞。

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[7] 陈华兴,唐洪明,赵峰,等.绥中36-1油田注入水悬浮物特征及控制措施[J].中国海上油气,2010,22(3):179-182.