任大忠，孫 衛(wèi)，魏 虎，黃 海

(1.西北大學 地質學系 大陸動力學國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西 西安 710075;3.西安石油大學石油工程學院，陜西 西安 710065)

探討無機垢對低滲/超低滲透巖性油藏影響
——以華慶油田長81油藏為例

任大忠1，孫 衛(wèi)1，魏 虎2，黃 海3

(1.西北大學 地質學系 大陸動力學國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西 西安 710075;3.西安石油大學石油工程學院，陜西 西安 710065)

依據(jù)注水開發(fā)過程中的矛盾，探討無機垢對低滲/超低滲透巖性油藏影響。在儲層特征與水質實驗分析研究的基礎上，開展真實砂巖微觀模型水驅油對比實驗。華慶油田長81油藏孔喉結構的非均質性強弱是由喉道結構特征決定，地層水為CaCl2型，洛河層注入水為NaHCO3型;注水開發(fā)過程中產生的主要無機垢為CaCO3，少量的MgCO3、CaSO4、BaSO4與SrSO4混合無機垢;無機垢對油藏的傷害是一個動態(tài)變化過程，表現(xiàn)為相對較好的物性和孔隙組合類型驅油效率損失率大于相對較差的物性和孔隙組合類型、驅替壓力與倍數(shù)增大驅油效率損失率增大。注水開發(fā)過程中配伍性差產生的無機垢引起孔隙結構非均質性、賈敏效應與壓敏效應增強，降低驅油效率，影響開發(fā)效果。

儲層特征;無機垢;孔隙組合類型;驅油效率;開發(fā)效果

無機垢是油藏注水開發(fā)過程中，由于注入水與地層水、原油及巖石物理性質的差異，引起物理化學反應形成的微細致密晶體附著于巖石孔隙的表面［1－5］。無機垢對低滲/超低滲透儲層的孔隙結構傷害較大［1－3，5－7］，特別是對喉道，本來細小而類型多樣的喉道在逐漸結垢過程中，破壞孔喉的配置連通性，降低儲層的注水開發(fā)效率(降低整體吸水能力與注水體積的波及體積、引起注采的不平衡性)，結垢嚴重時形成水注不進油采不出及注水壓力上升，最終影響儲層有效連續(xù)的開發(fā)［1－2，6－8］。因此油藏注水開發(fā)過程中無機垢成因及對儲層影響研究是目前提高注水開發(fā)效率的熱點之一。對于華慶油田長81弱親油儲層注水開發(fā)過程中無機垢成因缺乏深入細致的探討與研究，本文在前人相關研究成果基礎上［1－3，5－6，8］，開展華慶油田長 81儲層特征、注入水與地層水性質的翔實研究，通過真實砂巖微觀驅替模型水驅油實驗［9－12］對比分析注水過程中無機垢對儲層開發(fā)效果的影響，為制定有效的處理方案提高注采效率提供一定的理論技術指導。

1 基本地質背景與儲層特征

華慶油田地處甘肅省華池縣—慶陽縣境內，三疊系延長組長81油藏位于鄂爾多斯盆地西傾單斜平緩而近南北展布的陜北斜坡帶上，局部區(qū)域在差異壓實作用下發(fā)育多排近南東向－北西向的小型鼻狀隆起，區(qū)內構造為東高西低、北高南低，構造平緩傾角近0.50左右，平均坡降為5 m/km左右，地層埋深1 840～2 545 m。三疊系延長組長81時期為淺水湖泊三角洲沉積體系［13－16］，屬于湖盆擴張時期，物源方向主要為東北物源和西南物源，水下分流河道為骨架微相，河道擺動遷移頻繁。含油單砂體厚度主要在3～7 m之間，平均孔隙度 10.87% ，平均滲透率 0.98 × 10－3μm2，屬于典型的低孔低滲 /超低滲透巖性油藏［16－17］。

華慶油田長81儲層含油砂巖主要為深灰色、褐色、灰色中細砂巖與細砂巖;砂巖礦物巖石類型以巖屑長石砂巖與長石巖屑砂巖為主，少量長石砂巖與巖屑砂巖;砂巖成分成熟度整體較低;砂巖骨架顆粒磨圓度以次棱角為主，粒徑為0.115～0.5 mm，分選性中—好，壓實程度中等偏強。填隙物主要為少量雜基類和自生礦類膠結物，含量約為11.64%，膠結物以自生粘土礦物(5.71%)、碳酸鹽礦物(2.89%)、硅質類(1.72%)為主，其次為少量長石質(0.22%)和菱鐵礦(0.01%)等。粘土礦物主要為襯墊式的環(huán)邊連晶狀綠泥石、呈絲縷狀與具有絨絮邊緣的卷曲片狀伊利石，其次為書頁狀與少量的蠕蟲狀高嶺石，蜂巢狀伊/蒙混層較少。

華慶油田長81儲層含油砂巖孔隙類型主要為粒間孔(52.43%)和 長 石 溶 孔 (35.42%)，其 次 是 巖 屑 溶 孔(5.31%)和粒間溶孔(4.17%)，而晶間孔(1.25%)、雜基溶孔(0.73%)和微裂縫(0.63%)較少。其孔隙結構參數(shù)為:平均孔喉比 3.1、均質系數(shù) 0.48、平均孔隙半徑 33.75μm、平均形狀因子 0.42、平均配位數(shù) 1.5、分選系數(shù) 17.2、面孔率4.97%?？紫督Y構特征表現(xiàn)為孔隙半徑整體范圍差別不大，但孔隙半徑的相對區(qū)間頻率差距較為明顯，而喉道半徑細小類型多樣，低滲/超低滲透儲層孔喉結構的非均質性強弱與流體滲流貢獻能力是由喉道結構特征控制。

2 儲層水樣測試及無機垢類型分析

2.1 水樣測試分析

華慶油田長81儲層近年投產開發(fā)以來，選用注入洛河層水維持地層能量進行注水開發(fā)。通過對華慶油田長81儲層地層水與洛河層水分析測試可以看出(表1):華慶油田長81儲層原始地層水礦化度較高(46.45 g/L)，水型以 CaCl2為主，主要含有Ca2+，而Mg2+、Ba2+和Sr2+含量相當且不高;洛河層注入水平均礦化度1.41 g/L，水型以NaHCO3為主，含HCO3－和SO42－等陰離子。

表1 華慶油田長81油藏地層水與注入水水質分析數(shù)據(jù)表

2.2 無機垢類型分析

無機垢是在儲層進行注水開發(fā)過程中產生［1－6］，其成因包括:一是外來流體與地層流體不配伍;二是隨著生產過程中外界條件的變化，地層水中原有的一些化學平衡會遭到破壞，平衡發(fā)生移動而生成無機沉淀。即水質中含有Ca2+、Mg2+、Sr2+、Fe2+、Fe3+、Ba2+、HCO3－、CO32－、SO42－、Cl－等離子達到一定的濃度以及外部條件(包括溫度、pH值、壓力、時間)成熟時，在物化平衡過程中析出垢質晶體附著于基質顆粒表面，破壞孔隙、喉道體積及空間配置關系，降低注水開發(fā)效率，損害儲層。

華慶油田長81油藏地層壓力主要在14～16 Mpa之間，平均pH值約7.31左右，平均地層溫度約65℃，地層原油粘度在1.27 mP·s左右。由表1分析可知水質中Ca2+、Mg2+、Sr2+、Ba2+、HCO3－、SO42－含量相對較高，同時注水過程中CO2的侵入使得CO32－離子增加，由此可以表明華慶油田長81油田無機垢的成因主要是由于外來流體與地層流體不配伍，常 見 的 無 機 垢 沉 淀 有 CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4等［1－3，17－18］，其無機垢產生的物化平衡方程為:

圖1 溫度變化對碳酸鈣、硫酸鈣溶解度的影響

華慶油田長81油藏地層水與洛河層注入水配伍性差在溫度、pH值、壓力、礦化度、時間等物化條件達到相對平衡時，主要產生的無機垢為 CaCO3，同時產生 MgCO3、CaSO4、BaSO4及SrSO4混合無機垢，但 Mg2+與 SO42－生成穩(wěn)定的MgSO4，使 SO42－與 Ca2+、Ba2+、Sr2+反應被束縛或大大削弱，由于地層水中Mg2+、Ba2+、Sr2+含量差別不是太大，因此硫酸鹽類無機垢含量要比CaCO3低的多(見圖2)，與油田目前注水開發(fā)現(xiàn)狀基本吻合。

3 真實砂巖微觀驅替實驗

真實砂巖微觀驅替模型可以直觀反映不同實驗條件下油水驅替的動態(tài)過程、有效的觀察油水驅替狀態(tài)，量化表征油水驅替過程中儲層的非均質性程度、驅油效率、流體滲流特征等，同時也是目前直觀有效模擬油田注水開發(fā)動態(tài)過程的室內試驗之一。本研究采用相同條件下組合模型對比實驗的方法，分析無機垢對樣品滲流特征的影響。

圖2 華慶油田長81油藏鑄體薄片照片

3.1 樣品制作

實驗樣品:首先通過鑄體薄片、掃描電鏡與物性實驗分析按主要孔隙類型組合選?、裥?溶孔—粒間孔)、Ⅱ型(粒間孔—溶孔)、Ⅲ型(溶孔—微孔—成巖縫)(圖2)，每個類型在同一塊巖心上制作三塊樣品(表2)，實驗所用地層水、開發(fā)注采水與油樣均為油田提供。

3.2 實驗步驟

實驗步驟如圖3:①對樣品抽真空排除樣品中的水氣，在60℃ ～70℃環(huán)境下模擬地層溫度飽和地層水1周，使地層水充分潤濕整個樣品;②分別用蒸餾水(Ⅰ－2、Ⅱ－2、Ⅲ－2)、開發(fā)注采水(Ⅰ －1、Ⅱ －1、Ⅲ －1)與10%HCl溶液(Ⅰ －3、Ⅱ－3、Ⅲ－3)驅替地層水至束縛水狀態(tài)，在60℃ ～70℃環(huán)境下模擬地層溫度飽和2周，使液固界面達到相對的物化平衡;③用油分別驅替蒸餾水、開發(fā)注采水與10%HCl溶液飽和的樣品至束縛水狀態(tài)，統(tǒng)計含油飽和度，在60℃ ～70℃環(huán)境下模擬地層溫度飽和1周，使液固界面達到相對的物化平衡;④對各樣品采用蒸餾水驅油，觀察不同樣品的驅油效率、殘余油分布及流體滲流特征;⑤依據(jù)實驗數(shù)據(jù)與圖象特征對比分析總結無機垢對儲層注水開過程中的影響。

3.3 實驗結果討論

依據(jù)真實砂巖微觀驅替技術的特點，通過模型的驅替壓力和驅替倍數(shù)對比分析開發(fā)注采水、蒸餾水與10%HCl溶液在油藏開發(fā)過程中結垢與解垢對物性和孔隙結構特征的影響，進而探討在同條件下注水開發(fā)與儲層非均質性之間的矛盾及如何提高驅油效率。

從表3和圖4可以看出物性和孔隙組合類型不同是儲層非均質性的主要表現(xiàn)特征，其驅油效率、啟動壓力、驅動壓力、結垢和溶蝕解堵程度、流體波及體積、驅替類型等存在明顯的差異性:

圖3 實驗流程

表2 不同孔隙組合砂巖微觀驅替模型參數(shù)表

表3 真實砂巖微觀模型水驅油實驗結果

在注水開發(fā)過程中洛河水與地層水配伍程度不是很好，在配伍過程中產生的無機垢使油藏的驅油效率下降1.5% ～8.0%，無水期時驅油效率下降5.0% ～7.5%，1PV驅替時驅油效率下降1.5% ～5.0%，2PV驅替時驅油效率下降4.0%～5.5%，3PV驅替時驅油效率下降5.5% ～8.0%;由此說明相同或相近物性和孔隙組合類型、不同物性和孔隙組合類型中形成的無機垢在不同驅替壓力和倍數(shù)下驅油效率的損失率具有明顯差異，即相對較好的物性和孔隙組合類型驅油效率損失率大于相對較差的物性和孔隙組合類型，同時驅替壓力與倍數(shù)增大驅油效率損失率增大。由此說明高的驅替倍數(shù)使無機垢易于沖刷脫落，好的物性和相對較大孔喉組合類型易于無機垢在基質上結晶，且無機垢晶體與基質黏附力小易于堵塞微細喉道降低物性、孔喉體積和孔喉配置關系。

圖4 結垢與解垢特征關系圖

在10%HCl溶液溶蝕作用下使油藏的驅油效率提高1.5% ～8.0%，物性和孔隙組合類型得到優(yōu)化與提高，無水期時驅油效率提高4.5% ～8.0%，1PV驅替時驅油效率提高4.5% ～6.0%，2PV 驅替時驅油效率提高 2.0% ～5.0%，3PV驅替時驅油效率提高1.5% ～3.0%。由此說明在溶蝕作用下相對較好的物性和孔隙組合類型的驅油效率與解堵效果好于相對較差的物性和孔隙組合類型，但同時存在一些矛盾，即在無水期時物性和孔隙組合類型相對較差、孔喉分選系數(shù)小(Ⅰ型2.7，Ⅱ型2.37，Ⅲ型 1.86)樣品驅油效率提高率呈增大趨勢，由于溶蝕作用增加了孔喉體積和孔喉的配置關系，使無水期的波及體積增大驅油效率提高;低倍驅油效率提高率與解堵效果好于高倍，在滲流過程中流體優(yōu)先沿著相對連通與配置性較好的大孔喉滲流，而原本連通與配置關系差、溶蝕作用弱的微細孔喉其驅替能力變的更差，隨著驅替倍數(shù)的增大和流體動力的增強使溶蝕物質和脫落微粒增多堵塞配置連通性差的微細孔喉，物性和孔隙組合類型越差這種現(xiàn)象就越明顯(圖4，Ⅲ－3型)，即連通與配置關系差的微細孔喉堵塞嚴重，而弱酸性溶液波及體積小、酸化程度差、解堵程度差。說明弱酸對物性和孔隙組合類型差、裂縫型、分選性差、結垢嚴重的油藏解堵效果較差，不宜采用。

注水開發(fā)過程是在一定壓力區(qū)間內注入水優(yōu)先被驅入滲透性好、配置連通性相對較大的孔喉形成滲流通道與波及體積空間，隨著注入壓力與注入水量的逐漸增加，注入水被驅入滲透性與配置連通性相對差的小孔喉形成滲流通道，在此過程中逐漸增大波及體積空間提高驅油效率。當采出端口見水后隨著注水壓力和驅替倍數(shù)的增大驅油效率與波及體積提高率逐漸下降，而含水率快速上升，嚴重時產純水。這種現(xiàn)象是由不同物性、不同孔隙組合類型與不同配伍性流體(蒸餾水、開發(fā)注水、10%HCl溶液)造成油藏的非均質性差異，進而加劇了流體在滲流過程中的賈敏效應與壓敏效應。

同一油藏的Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型樣品存在明顯的啟動壓差、不同驅替類型與不同的均質程度，在注水開發(fā)過程中由于注入水與地層的不配伍性產生無機垢加大了不同物性和孔喉組合體積之間的驅替壓差，進而隨著無機垢的生成油藏的整體采收率逐漸下降，賈敏效應與壓敏效應變得更加嚴重，造成油藏傷害與大量的殘余油存在。由此表明在注水開發(fā)過程中要充分研究儲層特征，根據(jù)其物性、孔隙結構特征及微觀非均質性采取適當?shù)慕夤腹に嚺c分區(qū)間注水調壓調剖，使油藏盡量在相對均質的區(qū)間內達到連續(xù)有效地開發(fā)。

4 結語

(1)研究層位屬于典型的低孔低滲/超低滲透巖性油藏，通過儲層特征的研究分析認為孔隙結構特征是表征微觀非均質性的關鍵因素，而喉道結構特征起決定作用。

(2)本文通過研究分析華慶油田長81油藏的地層壓力、溫度、原油粘度、水質礦化度與pH值，其地層水為CaCl2型、洛河層注入水為NaHCO3型，無機垢類型主要為CaCO3，少量的MgCO3、CaSO4、BaSO4及SrSO4混合無機垢，與油田目前注水開發(fā)現(xiàn)狀基本吻合。

(3)無機垢對油藏的傷害是一動態(tài)變化過程，相對較好的物性和孔隙組合類型的驅油效率損失率大于相對較差的物性和孔隙組合類型，驅替壓力與倍數(shù)增大，驅油效率損失率增大。溶蝕解堵同樣是一動態(tài)過程，弱酸適合具有相對較好的配置連通性、較好的分選性的物性和孔隙組合類型的穩(wěn)定巖性油藏，對于物性和孔隙組合類型差、裂縫型、分選性差、結垢嚴重的油藏解堵效果較差，不宜采用。

(4)為降低注水開發(fā)過程中產生的無機垢對滲流過程中的賈敏效應與壓敏效應影響，提高驅油效率，要充分研究儲層特征與水質變化，根據(jù)其物性、孔隙結構特征及微觀非均質性采取適當?shù)慕夤腹に?、劃分體積區(qū)間注水調壓調剖，使油藏盡量在相對均質的區(qū)間內達到連續(xù)有效地開發(fā)。

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P618.130.2

B

1004－1184(2013)01－0146－04

2012－12－05

1.國家科技重大專項大型油氣田及煤層氣開發(fā)(編號:2011ZX05044);2.陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程(編號:2011KTZB01－04－01)

任大忠(1984－)，男，山東菏澤人，在讀博士研究生，主攻方向:油氣田地質與開發(fā)研究。