陳超，馮于恬，龔小平

（西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川成都610500）

渤中34-1油田欠注原因分析

陳超，馮于恬，龔小平

（西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川成都610500）

針對目前渤中34-1油田注水開發(fā)過程中出現(xiàn)的欠注明顯和酸化效果差等問題，綜合利用儲層巖礦分析、敏感性實驗評價、清污配伍性實驗評價和水質(zhì)指標(biāo)現(xiàn)場監(jiān)測等分析了渤中34-1油田注水過程中的儲層損害機(jī)理。研究表明：水源水與地層水配伍性較差，產(chǎn)生鈣質(zhì)垢是目前注水困難的關(guān)鍵因素之一?，F(xiàn)場注入速度過大引起速敏性損害，目前的水處理系統(tǒng)懸浮物含量、粒徑中值等超標(biāo)是影響注水效果的重要原因。有針對性地提出了預(yù)防儲層損害的措施和手段，以改善注水效果，提高注水效率。

渤中34-1油田；明化鎮(zhèn)組下段；欠注；水質(zhì)

清水污水混注是海上中高含水油田普遍采用的注水開發(fā)方式[1]。但是回注水因其含有大量的懸浮物、油、無機(jī)鹽以及各種難分解有機(jī)物，使得注水水質(zhì)方面的問題復(fù)雜化，同時注入水與儲層流體發(fā)生不配伍而結(jié)垢會進(jìn)一步影響注水效果，傷害儲層，降低油藏滲透率[2]。

渤中34-1油田主力含油層段為明化鎮(zhèn)組下段，平均滲透率為643×10－3μm2，平均孔隙度為30.3%，屬于中高孔中滲儲層，儲集層的連通性較好。2008年3月開始陸續(xù)投產(chǎn)，同年投注，注水水源包括本平臺的生產(chǎn)污水、產(chǎn)自館陶組的水源井水。截至2012年12月，3個平臺共投產(chǎn)開發(fā)井52口（油井37口，注水井14口，注氣井1口）、水源井1口。該油田為復(fù)雜斷塊油田，地飽壓差小，天然能量不足，且縱向上滲透率極差較大，初期籠統(tǒng)注水時導(dǎo)致層間矛盾加劇。2012年油田全年滾動計劃配注135×104m3，實際注水僅完成配注的88.45%。截止2013年7月，注入狀態(tài)統(tǒng)計結(jié)果顯示超壓注水井和欠注井?dāng)?shù)占到注水井總數(shù)的76.5%，并且多數(shù)井酸化效果差，有效期短。

針對油田目前暴露出的上述問題，分別從水源水與地層水配伍性評價，儲層敏感性評價，回注水水質(zhì)分析三個方面著手對油田注水中儲層損害機(jī)理進(jìn)行探究，以降低注水對地層的傷害，提高油田注水效果。

1 水源水與地層水配伍性評價

水源水與儲層流體、巖石的配伍性情況，直接影響著注水井的吸水能力和注水開發(fā)效果。目前BZ34-1A平臺主要為清污混注，其水源水、地層水組分如表1所示。依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 0600-2009）[3]所示方法，對清水與地層水不同比例的混合水進(jìn)行碳酸鹽結(jié)垢趨勢預(yù)測，預(yù)測結(jié)果顯示二者混合存在一定的結(jié)垢趨勢。

目前，對油田注入水與地層水配伍性研究還沒有統(tǒng)一的評價方法，國內(nèi)主要采用靜態(tài)試驗評價，也有學(xué)者用動態(tài)試驗評價方法[4]。本文從靜態(tài)配伍性實驗出發(fā)，通過定量分析、定性分析及驗證分析考察水源水與地層水配伍性。

1.1 定量分析

選取水源井BZ34-1-A35w井口未加藥水源水與生產(chǎn)井BZ34-1-A24s產(chǎn)出NmⅡ油組地層水做靜態(tài)配伍性實驗。依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 5329-2012）[5]，將水源水與地層水混合產(chǎn)生的沉淀分為懸浮垢和沉降垢兩類，用＜0.45 μm濾膜抽濾出的垢定義為懸浮垢，將錐形瓶內(nèi)壁上的垢定義為沉降垢，沉降垢與懸浮垢之和稱為總垢。表2為水源水與地層水靜態(tài)配伍實驗后垢含量表統(tǒng)計結(jié)果，渤中34-1油田水源水與地層水不同比例混合后，總垢含量相比計算值增加了10.3～97.7 mg/L，高于未混合的單一水源井水、地層水的結(jié)垢量，因此兩種水混合是不配伍的。且總垢含量隨著地層水比例的增加呈先增加后降低的趨勢，混合比例3:1～1:2時，垢量較大，其中混合比例3:1時，較計算值差值達(dá)到最大。沉降垢和懸浮垢量變化趨勢類似。從懸浮垢、沉降垢對總垢含量的變化特征可以判斷，沉降垢是總垢的主要貢獻(xiàn)源?？偟恼f來，水源水與地層水存在一定不配伍性，混合比例3:1時配伍性最差。

表1 渤中34-1油田水樣離子分析Table 1 Ion analysis of water sample of BZ34-1 oilfield

表2 水源水與地層水靜態(tài)配伍實驗后垢含量統(tǒng)計Table 2 Scaling content of match experiment of source water and formation water

進(jìn)一步測試加熱反應(yīng)前后水中結(jié)垢離子的濃度以此計算結(jié)垢離子的損失量，結(jié)果顯示混合水中鈣離子損失最為明顯。圖1為鈣離子損失量、總垢增加值隨混合水比例的變化趨勢，由圖1可知，鈣離子損失量隨地層水比例的增加呈先增加后減小的趨勢，最大損失量在混合比例3:1時達(dá)到了41.5 mg/L，與總垢增加值變化趨勢一致，由此推出水源水與地層水不配伍主要是由于鈣離子損失產(chǎn)生的鈣質(zhì)垢所致。

1.2 定性分析

圖1 水源水與地層水配伍性實驗后鈣離子損失量變化趨勢Fig.1 Loss trends of calcium ion after compatibility experiment of source water and formation water

由定量分析可知，沉降垢對總垢貢獻(xiàn)率較大，且隨著地層水比例的增加總體上呈增加的趨勢，最大垢量達(dá)118.4 mg/L。對沉降垢進(jìn)行顯微鏡下觀察可以發(fā)現(xiàn)各混合比例的混合水有大量垢出現(xiàn)，呈連體或集合狀產(chǎn)出，隨地層水比例增加垢量也增多，這與配伍實驗后沉降垢量統(tǒng)計結(jié)果一致，證實了水源井水與地層水的不配伍性（圖2）。

對水源水與地層水3:1混合水產(chǎn)出的沉降垢和懸浮垢進(jìn)行顯微鏡下觀察可以發(fā)現(xiàn)二者在含量、晶形、粒徑等方面存在明顯差異。圖2a為沉降垢樣全貌，可見垢量較多，顆粒分布較為密集，局部放大發(fā)現(xiàn)晶體晶型較差，部分孤立狀或集合狀產(chǎn)出，粒徑約5～10 μm。部分晶體呈花簇狀形態(tài)產(chǎn)出，粒徑約10 μm×40 μm（圖2b）。圖2c為濾膜上懸浮垢樣全貌，垢量較多，分布密集，局部放大可見晶體晶型較好，呈聚形生長（圖2d），同時可見方解石式菱面體晶面。結(jié)合能譜分析可知（表3），沉降垢、懸浮垢的C、O、Ca三種元素之和超過95%，因此，進(jìn)一步判定垢型為CaCO3。這些垢顆粒足以堵塞儲層中的有效喉道，導(dǎo)致儲層注水壓力升高。注水堵塞使水井半徑增大，加上鈣質(zhì)垢量大，最終導(dǎo)致油田水井酸化有效期較短。

圖2 沉降垢、懸浮垢掃描電鏡下微觀形貌Fig.2 Microstructure of settle scale and suspended scale under SEM

表3 水源水與NmⅡ油組地層水3∶1混合水產(chǎn)出垢能譜分析結(jié)果Table 3 Energy spectrum analysis results of scale formed from the mixed water of 3 source water and formation water of NmⅡoil group

1.3 驗證分析

1.3.1 X射線衍射分析

對濾膜上懸浮垢進(jìn)行X射線衍射分析（圖3），可以看出，混合比例3:1～1:2時衍射曲線上CaCO3衍射主峰明顯(d=3.03?，θ=29.4°)，綜合看來，隨著地層水比例的增加，鈣質(zhì)垢量先增加后減少。定量分析中測得懸浮垢量呈先增加后減小的趨勢，且混合比例3:1～1:2時垢量較大，但是較總垢值相比，垢量不大，因此，衍射曲線上顯示的主峰強(qiáng)度值并不高。X射線衍射分析與垢含量統(tǒng)計結(jié)果相一致，證實了不配伍性是由鈣質(zhì)垢所致。

圖3 水源水與地層水配伍性實驗后濾膜懸浮物衍射曲線Fig.3 Diffraction curves of suspended solids of filter membrane after compatibility experiment of source water and formation water

1.3.2 動態(tài)配伍性評價

渤中34-1油田明化鎮(zhèn)組儲層水源水與地層水混合后有結(jié)垢現(xiàn)象，但結(jié)垢對儲層滲透率造成的傷害程度還必須通過動態(tài)配伍性實驗來進(jìn)一步深入研究。實驗巖心為儲層砂巖心，所選用的巖心滲透率與儲層巖石滲透率相近。方法為體積流量法，為排除黏土膨脹等因素對測定值的影響，用蒸餾水配制與地層水等礦化度的KCl鹽水作為地層水飽和巖心，并用此鹽水測量驅(qū)替水源水前后巖心滲透率的變化，評價結(jié)果見表4，可見巖心滲透率損害率為52.47%～53.43%，損害程度中等偏強(qiáng)。由前述分析可知，結(jié)垢是造成這種較強(qiáng)損害的根本原因。

綜上所述，通過定量、定性、驗證分析評價水源水與地層水的配伍性可知，二者混合后有不配伍性，生成鈣質(zhì)垢，長期注入導(dǎo)致儲層損害，是目前注水困難的關(guān)鍵原因。

2 儲層敏感性評價

注入水對儲層是否造成傷害主要與注入水的水質(zhì)和儲層的敏感性有關(guān)，速敏和水敏等引起的儲層內(nèi)部微粒的運移和黏土礦物的膨脹、分散、運移是注入水對儲層敏感性傷害的主要形式[6]。評價方法參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358-2010[7]。

2.1 儲層黏土礦物組成

黏土礦物是造成儲層敏感性的主要因素[8]，根據(jù)Stokes實驗沉降原理，利用沉降法抽提砂巖中粒徑小于5 μm的黏土礦物，通過X射線衍射分析得知，渤中34-1油田黏土礦物絕對含量約8.9%，其中以蒙脫石為主，相對含量平均44.7%，其次為高嶺石，相對含量平均為30.8%。電鏡下觀察儲層黏土礦物產(chǎn)狀可見蒙脫石主要以薄膜狀產(chǎn)出賦存于粒表（圖4a），高嶺石主要呈書頁狀、蠕蟲狀充填于粒間（圖4b）。蒙脫石含量高，儲層有潛在的水敏性損害。

2.2 水敏性評價

水敏評價結(jié)果顯示，隨著注入水礦化度的降低，巖心液體滲透率也大幅下降，水敏損害率為35.74%～71.90%，平均53.82%，損害程度為中等偏弱—強(qiáng)。一般認(rèn)為地層水敏性損害與膨脹性蒙脫石的水化膨脹有關(guān)[9]。儲層中蒙脫石相對含量達(dá)44.7%，且以薄膜狀產(chǎn)出，當(dāng)注入水礦化度低于臨界礦化度時就會發(fā)生分散，運移，就會破壞黏土礦物的集合狀結(jié)構(gòu)，導(dǎo)致其他顆粒發(fā)生運移，同時黏土薄膜的存在也大大減小孔隙的有效半徑，造成孔喉堵塞，這就決定了儲層存在水敏性損害。目前渤中34-1油田主要為清污混注，且清污混合比約5:4，水源水礦化度為5 749 mg/L，地層水礦化度為5 338 mg/L。而生產(chǎn)污水實為不同油組產(chǎn)出地層水的混合水，因此注入水的礦化度不低于地層水礦化度，儲層目前發(fā)生水敏性損害程度較小。但是油田將來進(jìn)入中后期注水開發(fā)階段，產(chǎn)出水結(jié)垢會導(dǎo)致回注污水礦化度降低，有可能會誘發(fā)水敏性損害。

表4 水源水動態(tài)配伍性實驗評價結(jié)果Table 4 Dynamic compatibility experiment evaluation result of source water

圖4 渤中34-1油田明化鎮(zhèn)組儲層黏土礦物類型和產(chǎn)狀Fig.4 Mineral type and occurrence of clay of Minhua town group reservoir in BZ34-1 oilfield

2.3 速敏性評價

速敏實驗評價結(jié)果見表5，可見速敏損害率達(dá)69.3%～123.2%，平均96.3%，損害程度中等偏強(qiáng)—強(qiáng)，并且在實驗過程當(dāng)中隨注入速度的增加滲透率也增加。儲層速敏性損害的原因是因為巖石膠結(jié)疏松，孔喉半徑大，允許粒徑較小的顆粒通過并驅(qū)替出巖心端面，導(dǎo)致滲透率增加。這也意味著在實際生產(chǎn)中不可忽視儲層出砂的問題，油井出砂會給油田的正常生產(chǎn)帶來很大的危害，如：油管砂堵，設(shè)備損壞等，必然導(dǎo)致注入壓力升高，影響注水效果。實驗測得臨界流量為0.25～0.75 mL/min，換算為臨界流速為2.34～7.02 m/d，平均4.68 m/d。統(tǒng)計現(xiàn)場注水速度發(fā)現(xiàn)多高于實驗臨界流速，最高達(dá)7.69 m/d，不可避免引起速敏損害，尤其是酸化初期，可移動微粒數(shù)量多、啟動流速低，需有效控制注入強(qiáng)度。

3 回注水水質(zhì)分析

渤中34-1油田A平臺主要采用清污混合回注，注水工藝流程中包括水源水和生產(chǎn)污水處理流程，最終進(jìn)入注水泵供給至A平臺各注水井。對水處理流程中各節(jié)點處進(jìn)行平臺在線水質(zhì)監(jiān)測，其中注水井井口數(shù)據(jù)如表6所示。依據(jù)渤海油田各作業(yè)區(qū)注水水質(zhì)控制指標(biāo)，除水源水井口處水質(zhì)基本達(dá)標(biāo)以外，各節(jié)點處多項指標(biāo)均超標(biāo)。注入水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)引起儲層損害，主要表現(xiàn)在以下幾個方面。

1）注入水中含油率超標(biāo)。水中含油對儲層的傷害主要表現(xiàn)為部分液珠吸附在孔隙的某些部位，直接減小有效孔隙直徑，也可以作為一些固體的良好粘合劑，還能產(chǎn)生“乳塊狀”，增加油層堵塞，降低注水效率[10]。

表5 渤中34-1油田明化鎮(zhèn)組速敏性實驗評價Table 5 Evaluation of velocity sensitivity of Minhua town group in BZ34-1 oilfield

表6 注水井井口水質(zhì)監(jiān)測數(shù)據(jù)Table 6 Water quality monitoring data of wellhead of water injection wells

2）懸浮物含量超標(biāo)時，注入水損害儲層是主要形式。主要表現(xiàn)為：小粒徑懸浮物進(jìn)入巖石孔隙內(nèi)部形成堵塞孔喉造成深部損害，大粒徑的可在巖石表面或淺表部位附著、橋堵，降低巖石表層滲透率[11]。

3）渤中34-1油田主流喉道直徑為18.08～31.18 μm，依據(jù)橋堵、沉積和通過準(zhǔn)則，當(dāng)懸浮物粒徑為孔喉直徑的1/7時，顆?；就ㄟ^巖石基質(zhì)，因此將懸浮物粒徑中值定為＜3 μm較為合理，平臺監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示注入水粒徑中值為5 μm，遠(yuǎn)大于控制標(biāo)準(zhǔn)，易形成堵塞。

4）注入水中硫酸鹽還原菌（SRB）含量超出控制指標(biāo)，大量SRB不僅可以產(chǎn)生H2S，引起H2S腐蝕，也可直接參加腐蝕反應(yīng)，腐蝕產(chǎn)物形成一種極強(qiáng)的堵塞物[12]。因此，細(xì)菌對渤中34-1油田的危害不容忽視。

目前注入水處理系統(tǒng)中暴露出了水源井進(jìn)入斜板管線存在堵塞，斜板頂部生產(chǎn)污水進(jìn)入斜板管線堵塞且罐內(nèi)浮油積累，污染嚴(yán)重等問題，水處理系統(tǒng)運作時效低是水質(zhì)不達(dá)標(biāo)的根本原因，因此，有必要對注水系統(tǒng)進(jìn)行整體優(yōu)化與改造。

4 儲層保護(hù)措施

目前水源水、產(chǎn)出水結(jié)垢能力較強(qiáng)，注水系統(tǒng)應(yīng)實施連續(xù)投加有效阻垢劑，降低回注水的剛性懸浮物對儲層主力喉道的堵塞。儲層中黏土礦物含量高，且微結(jié)構(gòu)疏松，易于發(fā)生微粒運移，且目前水井的注水強(qiáng)度遠(yuǎn)大于儲層的臨界注水強(qiáng)度，可適當(dāng)增加注水井井?dāng)?shù)，降低單井的注水強(qiáng)度和速敏性損害；同時酸化后，可逐漸提高注水強(qiáng)度，避免近井地帶可移動微粒同時發(fā)生運移，堵塞孔喉，導(dǎo)致酸化有效期短。

5 結(jié)論

1）系統(tǒng)分析了渤中34-1油田欠注的主要原因是水源水與產(chǎn)出地層水不配伍、水處理不達(dá)標(biāo)，以及注水強(qiáng)度大于儲層的臨界注水強(qiáng)度。針對這些問題，制定合理的措施是將來油田提高水驅(qū)油效率的關(guān)鍵所在。

2）清污混合水中垢顆粒粒徑大且結(jié)垢能力強(qiáng)，以及酸化后注入強(qiáng)度控制不合理，誘發(fā)速敏損害是酸化有效期短的重要原因。

3）中后期注水開發(fā)，產(chǎn)出水結(jié)垢會導(dǎo)致回注污水礦化度降低，有可能會誘發(fā)水敏性損害發(fā)生。

[1]陳華興，白健華，劉義剛，等.岐口17-2油田清水污水混注配伍性實驗研究[J].石油鉆采工藝，2012，34（S1）：114-116.

[2]賈紅育，曲志浩.注水開發(fā)油田油層結(jié)垢機(jī)理及油層傷害[J].石油學(xué)報，2001，22（1）：58-62.

[3]石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會.中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0600-2009.油田水結(jié)垢趨勢預(yù)[S].北京：石油工業(yè)出版社，2009.

[4]吳新民，付偉，白海濤，等.姬塬油田注入水與地層水配伍性研究[J].油田化學(xué)，2012，29（1）：33-37.

[5]石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會.中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5329-2012.碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)及分析方法[S].北京：石油工業(yè)出版社，2012.

[6]王行信，周書欣.砂巖儲層黏土礦物與油層保護(hù)[M].北京：地質(zhì)出版社，1992：56-60.

[7]石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會.中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5358-2010.儲層敏感性流動實驗評價方法[S].北京：石油工業(yè)出版社，2010.

[8]廖紀(jì)佳，唐洪明，朱筱敏，等.特低滲透砂巖儲層水敏實驗及損害機(jī)理研究[J].石油與天然氣地質(zhì)，2012，33（2）：321-328.

[9]李偉忠，孫偉峰.王莊油田強(qiáng)水敏油藏黏土礦物危害研究[J].西北地質(zhì)，2005，38（4）：86-93.

[10]陳永紅.油田污水水質(zhì)改進(jìn)技術(shù)[M].東營：中國石油大學(xué)出版社，2006：2-3.

[11]陳華興，唐洪明，趙峰，等.綏中36-1油田注入水懸浮物特征及控制措施[J].中國海上油氣，2010，22（3）：179-182.

[12]閆化云，闞振江，張穎，等.BZ25-1油田生產(chǎn)水處理系統(tǒng)SRB控制初探[J].腐蝕與防護(hù)，2009，30（1）：66-69.

（編輯：楊友勝）

Analysis of under-injection of BZ34-1 oilfield

Chen Chao,Feng Yutian and Gong Xiaoping
(School of Geoscience and technology,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China)

∶Aiming at the currently existing problems such as the obvious insufficient injection and poor acidizing effects,the reser?voir damage mechanism during the development process of BZ34-1 oilfield water injection was analyzed by the comprehensively utilizes of the reservoir rock analysis,sensitivity experimental evaluation,remediation compatibility experimental evaluation,onsite water quality indicators monitoring and so on.The study results show that the the calcareous scaling caused by the poor match?es of source water with formation water is one of the key factors of the difficulties of water injection.The velocity sensitivity damage caused by the fast on-site injection rate and the exceeding standard of suspended solids content and median grain diameter in cur?rent water treatment system were the important reasons affecting water injection effect.The measures and methods to prevent reser?voir damage were put forward in order to improve the water injection effect and the efficiency.

∶BZ34-1 oilfield,lower section Minghua town group,insufficient injection,water quality

TE357.6

A

2015-01-06。

陳超（1988—），男，在讀碩士研究生，儲層地質(zhì)、油氣層保護(hù)技術(shù)研究。