注入水、活性水、CO2与泾河油田致密砂岩油藏储层配伍性研究

王少朋，张本艳，周立娟

(中国石油华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州450006)



注入水、活性水、CO2与泾河油田致密砂岩油藏储层配伍性研究

王少朋，张本艳，周立娟

(中国石油华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州450006)

泾河油田长8致密砂岩油藏储层物性差，天然能量开发效果不理想,为此开展了注入水、活性水、CO2与泾河油田储层配伍性研究，为后期补充能量开发注入介质优选提供依据。结果表明：采用洛河组水源水作为注入水时，与地层水产生沉淀，造成储层渗透率下降；活性水对储层产生轻微损害，与储层配伍性较好；CO2与地层水配伍性较好，但与原油配伍性差，CO2的萃取作用造成原油重质组分析出，导致储层渗透率下降严重。根据储层配伍性结果，补充能量介质优选活性水。

泾河油田；致密砂岩油藏；配伍性；注入水；活性水；CO2

泾河油田位于鄂尔多斯盆地渭北隆起与伊陕斜坡相接带，含油层系主要以三叠系上统延长组长8储层为主。延长组长8储层砂体属于三角洲前缘水下分流河道沉积，平均有效孔隙度为7.6%，平均有效渗透率0.51×10-3μm2，地层压力系数0.86，为低压、特低孔、超低渗的致密砂岩岩性油藏。储层基质物性差，局部天然裂缝发育，孔喉细小，连通性差。2013年起利用水平井天然能量开发，但油井投产后地层能量快速下降，产量递减快，单井累产低，采出程度低，无法达到经济有效开发。为了提高油井采收率，对补充能量开发[1-3]注入介质开展储层配伍性研究，为后期补充能量方式优选提供依据。

初步针对注入水[4-5]、活性水[6-7]、CO2[8-11]三种常用注入介质开展储层配伍性[12-15]实验。

1 注入水与储层配伍性

1.1 实验材料

泾河油田注入水源水为洛河组地下水源水。泾河油田地层水与洛河组地下水混合后可能产生沉淀和结垢，以悬浮颗粒的形式存在，在流动中堵塞孔喉通道，损害地层。

水源水取自洛河组水，地层水由油井井口取油水混样，经过加热后油水分离和沉降分离得到。两种水样均用孔径小于0.45 μm的过滤膜过滤(方法参照行业标准SY/TT5329-94)。两种水的组成见表1。

表1 泾河油田水源水和地层水离子组成 mg/L

1.2 实验方法

实验采用静态评价和动态评价两种方法，分析注入水与储层配伍性。

1.2.1 静态配伍性

将注入水与地层水按体积比为1∶5，1∶3，1∶1，3∶1，5∶1的不同比例混合，在地层温度下放置10天，观察水样是否产生结垢情况，并利用离子色谱仪计算结垢离子的损失量，对结垢物进行XRD衍射测试，分析结垢元素组成及含量，确定结垢成分。

实验结果如图1所示，注入水与地层水以不同比例混合后均有结垢物生成。通过分析确定，所形成的结垢物主要为CaSO4、SrSO4沉淀，少部分出现CaCO3沉淀。其中注入水与地层水在体积比例为1∶5，1∶3，1∶1时结垢量大，随着注入水体积比例的不断增加，结垢量逐渐减少。静态配伍性实验表明泾河油田洛河组水源注入水与地层水不配伍。

图1 洛河组注入水和泾河油田地层水结垢量

1.2.2 动态配伍性

注入水注入地层的过程中，除了与地层水产生不配伍现象之外，还可能由于流体变化引起储层黏土膨胀、分散、运移，导致岩心渗透率或有效渗透率

下降。测试岩心的动态配伍性可以有效地分析注入水的注入过程中对岩心渗流能力的影响。

动态配伍性实验的评价标准为损害指数，其计算方法如下：

注入水与地层水配伍性结果见表2，结果显示损害指数为55.88%～64.81%，其中平均损害指数为59.82%，平均损害强度为中等偏强。

结合静态配伍性实验结果，注入水和地层水混合后产生的沉淀在驱替的过程，经过运移对流通孔道产生了堵塞，导致渗透率下降。综合分析，注入洛河组水会和地层水产生不配伍的情况，采油注水开发需加入阻垢剂减少结垢情况。

表2 泾河油田注入水与储层动态配伍性结果

2 活性水与储层配伍性

2.1 实验材料

经调研，通过添加表面活性剂配置的活性水可以有效提高驱油效率，从而提高采收率。本实验利用十二烷基苯磺酸钠表活剂和标准地层水配置成质量分数为0.3%的活性水用于储层配伍性研究。

2.2 实验方法与结果

同注入水与储层的动态配伍性实验相似，采用驱替法测试活性水与储层配伍性。

活性水与泾河储层配伍性实验结果列于表3，损害指数为0.97%～29.45%，其中平均损害指数为15.21%，平均损害强度为弱，表明注入活性水和泾河油田储层配伍性较好。

表3 泾河油田活性水与储层配伍性结果

3 CO2与储层配伍性

3.1 实验材料

地层水、原油样品由油井井口取油水混样，经过加热后油水分离和沉降分离得到。实验所用CO2为高纯CO2气体，含量在99.9%以上。

3.2 实验方法

采用驱替法分别开展CO2与饱和地层水的储层、CO2与饱和原油的储层配伍性实验，确定CO2与地层水和原油的配伍性。

实验装置如图2所示，由CO2气瓶、中间容器、压力传感器、驱替泵、低磁场核磁共振岩样分析仪、回压阀、岩心夹持器和手动泵(为岩心提供围压)组成。

图2 CO2配伍性实验装置

实验装置调配完成，将储层岩心饱和地层水或饱和原油，测定岩样初始渗透率。采用10倍左右孔隙体积的CO2流体进行驱替。驱替结束后，用地层水、原油驱替岩心直至进出口流体性质一致，并测试驱替后的岩样渗透率。实验过程中开展岩心核磁测量，分别测定饱和水、饱和原油和CO2驱替后的岩心内流体状况。

实验过程中回压控制器一直维持在10 MPa，保证在岩心内部的流动CO2为液相，注入压力保持在混相压力以上。

3.3 CO2与地层水配伍性

CO2与地层水配伍性实验结果见表4。损害指数在19.86%～43.54%，平均损害指数为28.46%，平均损害强度为弱，说明CO2流体对地层的伤害都比较小，与饱和地层水的储层配伍性较好。

表4 泾河油田CO2与饱和地层水的储层配伍性结果

3.4 CO2与原油配伍性

CO2与原油配伍性实验结果见表5，损害指数为66.45%，属于中等偏强，注CO2后岩心渗透率下降严重，CO2流体与原油配伍性差。

表5 泾河油田CO2与饱和原油的储层配伍性结果

核磁测量结果如图3所示，CO2驱替岩心后，峰略左偏，说明原油轻质组分被CO2萃取后重质组分堵塞在岩心表面导致信号量向左偏移。

图3 CO2驱替前后岩心内流体核磁测量结果

采用CO2混相驱替泾河油田长8油藏时，CO2与地层水作用能溶解地层中部分碳酸盐胶结物，但也产生碳酸钙沉淀堵塞孔道，这两种作用导致储层渗透率轻微下降；但CO2的萃取作用导致泾河油田原油重质组分析出，运移过程中发生沉积堵塞，导致储层渗透率下降严重。

4 结论

(1)采用洛河组水源水作为注入水时，注入水和地层水产生以CaSO4、SrSO4为主的沉淀，造成储层渗透率损害程度中等偏强。洛河组注入水与泾河油田长8储层不配伍，建议注水开发时加入阻垢剂减少结垢情况。

(2)利用十二烷基苯磺酸钠表活剂和标准地层水配置的活性水对储层损害强度为无-弱，表明活性水与储层配伍性较好。

(3)采用CO2混相驱替泾河油田长8油藏时，CO2与饱和地层水的储层配伍性较好，但CO2的萃取作用造成原油重质组分析出，导致储层渗透率下降严重。

(4)根据注入水、活性水、CO2与储层配伍性实验结果，补充能量介质优选活性水。

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编辑：王金旗

1673-8217(2016)06-0107-04

2016-07-27

王少朋,工程师，博士，1986年生，2013年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业，从事油田开发工程研究。

国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地南缘低丰度致密低渗油气藏开发关键技术(2016ZX05048-001)、中国石油化工股份有限公司"致密砂岩油藏渗流机理及开发技术政策研究”(P14089-1)。

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