注海水开发油田储层损害机理研究

卢轶宽， 柴世超， 邹德昊， 何 滨， 李金泽， 李 想

(中海石油(中国)有限公司天津分公司)

渤海A油田于1990年投产，除投产初期油田产能良好外，此后长期处于低产、低效的运行状态，且常规酸化解堵措施无效[1]。对此，渤海A油田通过开展储层损害机理研究，明确注入海水与地层水不配伍，进而导致的储层结垢现象，是影响油井产能释放，电潜泵故障频发的主要原因。

1 渤海A油田基本概况及存在问题

渤海A油田属复杂断块油藏，主要生产层位为古近系沙河街组储层，油藏埋深3 300～3 500 m，储层平均孔隙度10%～18%，平均渗透率2～106 mD，属中、低孔渗透层。储层流体黏度低(0.35～0.76 mPa·s)，地饱压差大(5～10 MPa)，溶解气油比高(127～152 m3/m3)，探井取样地层水氯离子浓度4 254～5 060 mg/L。

受局部构造控制和断层切割，渤海A油田划分为南、北两个井区。储层平面分布稳定。纵向上呈砂泥岩互层沉积，砂体间的隔夹层较薄，平均油层厚度为32.7 m(图1)。油田采用不规则井网注水开发，平均注采井距600 m，选用过滤海水作为回注介质，氯离子浓度17 875 mg/L。

渤海A油田自1990年投产以来，后于2015年进行局部井网调整，挖潜井间剩余油。不同时期，油井投产产能差异显著且与见水情况密切相关。油田历经多年开发，注入海水驱替前缘已突破至大部分生产井底(2AD和B5井区除外)，油井见注入海水后，产能大幅下降，并且常规酸化解堵措施无效，由于产能无法有效释放，油田陷入低产、低效的运行状态。

2 储层损害机理研究

由于过滤海水与渤海A油田地层水离子浓度差异明显(表1)，因此，根据不相溶原理，两种水样离子平衡状态会发生改变并生成固体沉淀[2- 5]。……