海上低渗油田注水水质对储层影响实验研究

姜维东，徐文江

油气田水处理

海上低渗油田注水水质对储层影响实验研究

姜维东，徐文江

（中国海洋石油有限公司开发生产部，北京100010）

针对海上低渗油田注水水质不达标问题，通过理论分析和室内实验的方法，从储层伤害机理、固相颗粒浓度、粒径中值、含油量和配伍性等方面开展了注水水质对储层影响的实验研究，并依据企业标准对渤中25油田的水质控制指标进行了优化设计。研究结果表明，水质伤害储层的重点在悬浮固体含量、粒径中值和含油量，当二者共存时将加重伤害程度；为最大限度地降低伤害程度，优化设计渤中25油田的有效注水水质控制指标为：悬浮颗粒粒径中值为1～2μm，悬浮颗粒质量浓度为1～3mg/L，含油为5～10mg/L，伤害率控制在20%～40%，实现低渗油田的有效注水开发。

海上油田；低渗储层；水质影响

注水过程中引起的储层损害主要依赖于油层自身条件（岩性、孔隙结构）及所含流体性质与注入水水质两个方面〔1-2〕。注入水中的堵塞物主要来源于注入水中的地层微粒、黏土、油滴、悬浮砂粒、细菌或细菌体、注入水中腐蚀产物、注入的混合流体间化学产物或单一流体的化学分解或降解产物〔3-4〕。通常情况下，油田注入水多来自于地层水和生产污水，注入水与地层水的配伍性相对较好，而注入水储层损害重点在悬浮固体、含油和腐蚀的影响。但随着油田的持续开发，部分油田由于储层条件发生变化使得原本稳定的环境遭到破坏，导致注入水与储层岩石和流体出现不配伍引起储层损害。

因此研究注水水质对储层吸水能力的影响规律尤为重要。笔者以渗流力学为理论基础，结合理论分析和室内物理模拟实验方法，以渤中25油田为例，研究了海上低渗油田注水水质对储层影响机理，给出了海上低渗油田水质指标设计依据和控制要求，为海上低渗油田有效注水开发提供依据。

1　实验材料与方法

1.1岩心

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结岩心（模拟沙河街组层位），柱状岩心外观几何尺寸D 2.5 cm× 10 cm，岩心基质渗透率与渤中25油田储层岩心相似（0.6～563.1mD，1mD=1×10-3μm2，下同）。

1.2实验材料

用水采用地层水和注入水，离子组成如表1所示。

表1　渤中25油田注水离子组成

标准颗粒为高度交联的苯乙烯/二乙烯基苯；用油为油田原油，经过处理后使用；乳化剂为OP-10（无色透明液体）。

1.3实验方法

黏土矿物的类型和含量的检测实验参照《沉积岩中黏土矿物和非黏土矿物X衍射分析方法》（SY/T 5163—2010）；储层敏感性和流动实验参照《储层敏感性流动实验及评价方法》（SY/T 5358—2002）；静态实验参照《油田水分析方法》（SY/T 5523—2006）标准执行。

2　水质影响机理分析

2.1悬浮物颗粒粒径中值

悬浮固体指悬浮在水中的固体物质，包括不溶于水中的无机物、有机物及泥砂、黏土、微生物等。注入水中的固相颗粒对储层损害程度主要是看颗粒大小与储层孔喉大小的匹配程度。当悬浮物颗粒粒径小于1/7孔喉直径可随注入水流动，不致严重堵塞近井地带（半径小于10m）；等于孔径1/7～1/3的固相颗粒可进入近井地带形成内泥饼，严重损害近井地带的渗流通道；大于1/3喉道直径时，固相颗粒多在射孔炮眼渗滤面处堵塞，形成较易处理的外泥饼，随着近井地带压力冲击作用，可解除近井地带堵塞作用，改变注入量。

2.2悬浮固体含量（TSS）

注入水中的悬浮颗粒在多孔介质中滞留过程通常可分成4个阶段，即沉积、架桥、内部堆积和外部滤饼。因此，在低浓度沉积阶段，由于颗粒很少，基本观察不到渗透率会有明显的变化；当浓度增加时，在多颗粒架桥阶段，只有少量颗粒被捕获所以渗透率下降很慢；在内部堆积阶段，大部分流动颗粒被捕获导致渗透率的急剧减小；而当形成外部滤饼时，渗透率的变化则很缓慢。通过控制注入水中固体悬浮颗粒粒径中值和浓度可以最大限度地降低该类损害。

2.3含油影响

油珠根据粒径可分为：（1）浮油：粒径≥100μm，污水中约占25%～50%，易于去除；（2）分散油：粒径为10～100μm，可以去除；（3）乳化油：粒径为1× 10-3μm～10μm，较难去除，需使用絮凝剂；（4）溶解油：粒径≤1×10-3μm，占总含油量的1%以下，不作为污水处理的对象。

油田注水过程中，乳化油滴的来源主要是由于原油自带环烷酸、脂肪酸等天然表面活性剂注入水进入地层后与地层中的残余油接触，在剪切力作用下产生乳化而形成乳化油滴；另外由于注入水中或污水中表面活性剂存在和注水过程中水力搅拌作用，会使注入水中所含的原油发生乳化。

乳化油对地层损害的主要形式是吸附和贾敏效应，贾敏效应具有加合性，许许多多的液珠向地层流动时会产生更大的堵塞作用。同时乳化油滴与固相微粒共存比单一微粒造成的地层损害更为严重。而如果原油不发生乳化，含油率较高时也会降低水的有效渗透率，从而降低水的流动能力。但由于乳化油滴是可变形粒子，在某一压力下油滴可能无法通过孔隙喉道，但当流动压力增加时，油滴可借助自己良好的变形特点通过喉道，解除近井地带由于压力虚高而出现的堵塞现象，增加注入量。

3　实验结果分析

3.1储层孔隙结构特征

渤中25油田储层孔喉特征实验结果如表2所示。由表2可见，渤中25油田沙河街储层埋藏深，成岩程度高，孔隙度低，渗透能力较差。沙河街组储层的储集空间为原生粒间孔、次生孔为主，ⅡEs为常规低渗，ⅢEs为特低渗。

表2　渤中25油田储层孔喉特征与分类

沙河街储层黏土矿物含量较少，主要为伊利石/伊蒙混层，其中伊利石含量较高，通过渤中25油田岩心的SEM分析如图1所示。

图1　渤中25油田岩心SEM

由图1可见，扫描电镜下伊蒙混层或呈蜂窝状包裹或充填粒间孔隙或呈桥接状充填粒间孔隙，伊利石呈丝缕状，具有强水敏和酸敏特征。

对渤中25油田沙河街储层的综合分析如图2所示。

图2　渤中25油田沙河街储层主流喉道分布

由图2可见，沙河街储层喉道主要类型为低孔-（特）细喉。考虑到油层的非均质性，为了兼顾不同渗透率性能的油区，沙河街S2油层主流喉道半径取4μm、S3主流喉道半径取1.5μm作为设计依据较为合适。

3.2固相颗粒对储层影响

考虑实验影响因素和水平对固相颗粒对储层影响进行了正交设计实验，如表3所示。实验结果如表4所示。

表3　正交实验考虑因素与水平设计

表4　注入水含悬浮颗粒伤害实验结果统计数据

实验结果分析可知，对于不同渗透率的岩心，当悬浮颗粒粒径中值固定时，随着颗粒浓度的增加，其堵塞程度有所增大。悬浮颗粒质量浓度分别为1、3mg/L时，对储层的伤害低于15%；质量浓度为5、7 mg/L的悬浮颗粒溶液产生的伤害程度在15%～20%。对比可知，高浓度的颗粒溶液对储层伤害较快。

3.3含油对储层影响

考虑实验影响因素和水平进行了正交设计实验，如表5所示。由于实验考察的是低渗油田注水水质，所以不考察岩心渗透率＞100mD的情况，实验结果如图3所示。

表5　正交实验考虑因素与水平设计

由图3可见，含油情况对渗透率小于10mD的岩心伤害不大，均小于10%，主要原因是油珠被挡在岩心表面无法进入。对于岩心渗透率为50mD左右的岩心随着乳化液中含油浓度增加，储层伤害程度增大，油珠质量浓度小于10mg/L时，对岩心伤害程度低于20%，油珠质量浓度大于15mg/L时，对岩心伤害程度低于40%，超过20%，与渗透率小于10mD的岩心相比伤害程度明显增加。

3.4注入水与地层水配伍性评价实验

不同类型水源在不同混合比例条件下与地层水的配位性实验结果如表6所示。

图3　不同含油量注入水对岩心的伤害程度

表6　注入水与地层水配位性评价实验结果

由图3分析可知，沙河街混注时，污水、清水体积比≥4∶1时，沉淀较少；结垢量：污水回注＜清污混注＜清水；若要注污水，采用清污交替注入伤害最小，避免直接接触，同时注入水中必须加入适量防垢剂。

4　渤中25油田注入水水质设计

针对注水水质的影响机理和实验分析结果，结合企业标准，对渤中25油田的注入水水质进行了设计，并进行了复合因素评价，最终给出渤中25油田的注入水水质主要控制指标。

4.1控制指标的低限设计

（1）悬浮物粒径。配伍性实验结果表明，对渤中25油田沙河街组储层来说，综合考虑各层组渗透率主要集中在50mD，推荐沙河街储层水处理要求达到悬浮物粒径中值应小于1μm。

（2）悬浮物质量浓度。当颗粒粒径中值在1μm左右，要将储层损害程度控制在20%以内必须使悬浮物质量浓度控制在1mg/L以下。

（3）含油量。控制油珠质量浓度＜5mg/L时，伤害率在20%以内，因此要求含油为5mg/L。

4.2控制指标的高限设计

（1）悬浮物粒径。对于沙河街储层来说喉道在1～4μm对应的低伤害固相颗粒粒径上界在0.06～2.6μm之间（平均1.3μm）。喉道在3.5～4.6μm对应的低伤害固相颗粒粒径上界在2.2～3μm之间（平均2.6μm）。喉道在6.4～12.4μm对应的低伤害固相颗粒粒径上界在4.3～8.3μm之间（平均6.3μm）。沙河街组储层主要集中在50mD左右，结合岩心评价实验结果，推荐整个油田水处理要求达到悬浮物粒径中值上限应小于2μm。

（2）悬浮物浓度。根据沙河街组储层岩心悬浮物实验结果，当颗粒粒径中值＜2μm，要将损害程度控制在30%以内必须使颗粒质量浓度控制在3mg/L以下。

（3）含油量。沙河街组储层，油珠质量浓度＜15 mg/L伤害率可控制在30%以内，因此含油量高限设为10mg/L。

4.3水质指标设计结果

综合高低限设计结果，推荐渤中25油田注入水配伍性水质指标如表7所示。

表7　渤中25油田注水水质推荐标准

4.4水质指标的合理性复合检验

为了评价配伍性水质指标的合理性，需要对水质控制指标（即悬浮颗粒和乳化油）进行复合因素评价实验。以检验配伍性水质指标在各主要因素同时存在的情况下，水质对储层的伤害程度有多大，以及时调整这些主要控制指标。

模拟注入水复合体系岩心伤害评价实验之一如图4所示。

根据实验数据结果，且考虑注水井主要渗透率可知：

（1）若含油C0＜5 mg/L，悬浮物质量浓度Cs＜0.5 mg/L，悬浮物颗粒粒径中值ds＜1μm，对岩心损害程度＜20%；（2）若含油C0＜5mg/L，悬浮物质量浓度Cs＜3mg/L，悬浮物颗粒粒径中值ds＜1μm，对岩心损害程度＜20%；（3）若含油C0＜5mg/L，悬浮物质量浓度Cs＜1mg/L，悬浮物颗粒粒径中值ds＜3μm，对岩心损害程度＜20%。

图4　复合体系岩心伤害评价实验之一

根据大量复合因素实验评价数据，优化后的水质控制指标如表8所示。该优化指标低限设计最大伤害程度为20%，属于低伤害程度。高限设计最大伤害程度为30%～40%，属于中等伤害程度。

表8　水质控制指标优化结果

5　结论

（1）海上低渗油田注水过程中引起的储层损害主要依赖于油层自身条件（岩性、孔隙结构）及所含流体性质与注入水水质两个方面，以堵塞和腐蚀伤害为主，其中悬浮固体含量、粒径中值和含油是影响水质的关键指标。（2）海上低渗油田有效注水水质设计应在最大限度降低伤害程度的基础上，综合考虑悬浮物含量、粒径中值、注入水含油量以及配伍性等对储层的影响。（3）以最大限度地降低伤害程度，优化设计渤中25油田的有效注水水质控制指标为：悬浮颗粒粒径中值为1～2μm，悬浮颗粒质量浓度为1～3mg/L，含油为5～10mg/L，伤害率控制在20%～40%，基本可以实现低渗油田的有效注水开发。

［1］丘宗杰，张凤久，俞进，等.海上油田采油工艺新技术与实践［M］.北京：石油工业出版社，2009：5-200.

［2］周守为，张凤久，孙福街，等.中国近海典型油田开发实践［M］.北京：石油工业出版社，2009：9-123.

［3］吴锋，李晓平，廖伍彬，等.注水水质对低渗油藏开发指标的影响研究［J］.特种油气藏，2007，14（4）：68-72.

［4］何国健，杨旭.低渗透油田注水开发注水水质问题研究［J］.能源与环境，2008（2）：40-45.

Experimentalstudy on the influences ofwaterquality of injection water in offshore low-permeability oil fields on reserviors

JiangWeidong，XuWenjiang
（Development&Production Department，CNOOCLtd.，Beijing100010，China）

Aimingatthe problems that thewaterqualityof injectionwater inoffshore low-permeability oil fields could not reach the standard，the experimental research on the influences ofwater quality of injection water on reservoir bedshasbeen implemented，in aspectsofdamagemechanisms，concentration of solid particles，particle sizemedian，oil contentand compatibility，etc.，through theoreticalanalysisand indoor tests.Thewaterquality control indexes of Bozhong25Oilfield areoptimized and designed，according to the enterprise standard.The research resultsshow that the emphasis of the water quality damage reservoir is on the suspended solid content，particle sizemedian and oil content.When two of them coexist，the extentofdamagewillbe aggravated.In order to reduce the extentof damage asmuch aspossible，theeffective control indexesofwaterquality of injection wateroptimized in Bozhong25Oilfield areas follows：suspended particle sizemedian is1-2μm，suspended particlemass concentration 1-3mg/L，oil content5-10mg/L，and controlled damage rate20%-40%.Asa result，theeffective injection ofwater in low-permeability oil fields can be realized.

offshoreoilfield；low-permeability reservoir；waterquality influence

O657.3；TU991.21

A

1005-829X（2016）09-0085-04

姜维东（1980—），博士，高级工程师。E-mail：jiangwd@ cnooc.com.cn。

2016-06-22（修改稿）

中国海洋石油总公司综合科研项目（CNOOC-KT125ZDXM07LTD-05）