劉 韜 曾順鵬 陳鵬翔 杜庭俊 黃 琪

(1. 西南油氣田川東北分公司， 成都 610056；2. 重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院， 重慶 401331)

三塘湖油田牛圈湖區(qū)塊，平均孔隙度13.7%，平均滲透率2.8×10-3μm2，為低孔特低滲儲層，油層溫度43.7～51.09 ℃。自2007年實(shí)行注水開發(fā)以來，隨著注水井開井?dāng)?shù)的增加，年注入量卻沒有增加，而呈減少趨勢。油田的許多注水井在注入壓力接近破裂壓力條件下，仍無法完成配注。針對儲層敏感性問題采取了相應(yīng)措施，但仍未解決注入壓力升高、吸水下降等問題。

油田的注水開發(fā)過程中，注入水水質(zhì)差會對儲層造成一定傷害；同時(shí)，長期進(jìn)行注水開發(fā)，注入水會降低儲層溫度，而原油黏度會隨溫度的降低而升高[1]。針對三塘湖油田牛圈湖區(qū)塊注水開發(fā)過程中存在的問題，我們通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研究了注入水水質(zhì)及溫度變化對儲層的傷害情況。

1 注入水懸浮物對儲層的傷害

注入水中的懸浮物過多，將影響儲層滲透率。懸浮物在儲層孔隙內(nèi)聚集，會壓縮儲層流通孔道端面，使得油水在此孔道內(nèi)流動時(shí)的阻力增大。懸浮物在喉道處聚集，會形成“橋堵”，造成高滲透孔道堵塞，迫使注入水沿著低滲透的孔道流動，從而增大油水流動阻力。而與高滲透儲層相比，低滲透油層注水相對更加困難[2-3]。為檢測注入水對儲層滲透率的影響，采用不同水質(zhì)的注入水進(jìn)行了室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

1.1 實(shí)驗(yàn)條件及方法

(1) 巖心。實(shí)驗(yàn)所用巖心，全部取自三塘湖油田牛圈湖區(qū)塊。巖心直徑為25.0～26.0 mm，長度為40.0～50.0 mm，孔隙度為3.0%～5.0%，孔隙體積為0.69～1.2 cm3。

(2) 注入水。將油田回注污水與清水按一定比例，配制成4種實(shí)驗(yàn)用注入水樣。4種混合水樣中回注污水與清水的體積比：a，2 ∶1；b，3 ∶1；c，4 ∶1；d，5 ∶1。其中，清水符合C1級水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)；回注污水是經(jīng)脫油沉淀、水力旋流及過濾處理后的生產(chǎn)污水，含油量僅10～30 mgL。

(3) 實(shí)驗(yàn)方法。實(shí)驗(yàn)?zāi)M注水開采過程中清水與混合水體系對儲層的傷害。主要評價(jià)參數(shù)為注入前后注入壓力的變化值和巖石滲透率的變化值。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)步驟如下：

①對磨平處理后的巖心進(jìn)行烘干稱重；

②抽空飽和(實(shí)際)產(chǎn)出水，測定巖石的孔隙體積和孔隙度；

③用清水(已經(jīng)加了處理劑，防止敏感性發(fā)生)進(jìn)行水驅(qū)，測定水驅(qū)啟動壓力及注入壓力恒定時(shí)的壓力值，繪制注入壓力曲線及注入過程總滲透率變化曲線；

④用混合水進(jìn)行水驅(qū)，測定水驅(qū)啟動壓力及恒定壓力值，繪制注入壓力曲線及滲透率變化曲線。

⑤計(jì)算巖心滲透率在混合水驅(qū)后的下降率，以此評價(jià)注入的混合水對巖心滲透率的傷害程度。

(1)

式中：C—— 混合水驅(qū)后巖心滲透率的下降率，%；

K1—— 清水驅(qū)的巖心滲透率，10-3μm2；

K2—— 混合水驅(qū)的巖心滲透率，10-3μm2。

如果C大于等于30%，則屬于對儲層傷害嚴(yán)重，此時(shí)所用注入水的水質(zhì)是不合格的[4-5]。具體的實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。

1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。與清水驅(qū)替相比，混合水驅(qū)替過程中，驅(qū)替壓力將增加，大幅度提高了啟動壓力；同時(shí)，使得巖心的滲透率明顯降低。4種比例的混合水注入后，巖心滲透率的下降率分別為27.78%、38.63%、46.00%、54.17%。

圖1 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程

巖心編號注入水樣啟動注入壓力∕MPa平衡時(shí)注入壓力∕MPa平衡時(shí)滲透率∕(10-3μm2)滲透率下降率∕%1234清水3.508.080.180混合水a(chǎn)6.6011.420.130清水4.123.630.044混合水b4.446.350.027清水11.7013.300.500混合水c12.9715.500.270清水3.6310.100.120混合水d6.3015.500.05527.7838.6346.0054.17

采用b種混合水(回注污水 ∶清水=3 ∶1)驅(qū)替時(shí)，啟動壓力為4.44 MPa，比清水驅(qū)替時(shí)的啟動壓力(為4.12 MPa)高了7.76%；在注入壓力恒定時(shí)，混合水驅(qū)替的注入壓力(為6.35 MPa)則比清水驅(qū)替時(shí)(為3.63 MPa)高了74.93%(見圖2)。從圖3可以看出，隨著注入量的增加，清水驅(qū)替時(shí)巖心的滲透率變化不大，而用混合水驅(qū)替時(shí)巖心的滲透率變化較大；達(dá)到穩(wěn)定后，清水驅(qū)替時(shí)巖心的滲透率明顯比混合水驅(qū)替時(shí)要大?；旌纤械膽腋∥镞^多，懸浮物在儲層孔隙內(nèi)聚集而堵塞孔喉，使得油水的流動阻力增大，降低了儲層滲透率。

圖2 b種混合水和清水驅(qū)替的注入壓力變化

圖3 b種混合水和清水驅(qū)替時(shí)的滲透率變化

采用d種混合水(回注污水∶清水=5∶1)驅(qū)替時(shí)，啟動壓力(6.30 MPa)是清水驅(qū)替時(shí)(3.63 MPa)的1.7倍；穩(wěn)定后，混合水驅(qū)注入壓力(15.50 MPa)是清水驅(qū)替時(shí)(10.10 MPa)的1.5倍(見圖4)。從圖5可以看出，清水驅(qū)替時(shí)巖心的滲透變化較大，這可能是巖心的敏感性所致。與清水驅(qū)替相比，混合水驅(qū)替一開始巖心的滲透率就較低，且低于清水驅(qū)替的最終平衡值。這可能是由于d種混合水中回注污水占比較大，注入水中的懸浮物太多，剛剛注入就抑制了巖心的滲透性。

圖4 d種混合水和清水驅(qū)替的注入壓力變化

圖5 d種混合水和清水驅(qū)替時(shí)的滲透率變化

從上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，隨著注入水中回注污水占比的逐漸增加，注入水中懸浮物的含量逐步升高，巖心的滲透率則逐漸下降。要避免注水開發(fā)對儲層造成傷害，或者降低回注污水對儲層傷害的程度，則需優(yōu)化注入水中污水與清水的比例。

2 注入水溫度對儲層的傷害

溫度降低會對油層造成冷傷害[6]。原油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)遇到冷流體后會析出，導(dǎo)致孔喉堵塞。另外，原油與水(包括地層水)在一定條件下會形成乳化液，這些乳化液在有微粒或黏土顆粒時(shí)能穩(wěn)定存在，導(dǎo)致原油凝固點(diǎn)上升、流動能力下降，進(jìn)而堵塞孔喉。

原油的表觀黏度是衡量冷傷害的一個(gè)重要指標(biāo)。實(shí)驗(yàn)測試了黏度隨溫度變化情況，以此來衡量注入水對原油的冷傷害程度。

2.1 原油黏度測試

采用NXS-11A型國產(chǎn)黏度測試儀，測量了牛圈湖區(qū)塊采出原油的絕對黏度。測量方法如下：

(1) 接通黏度測試儀的電源開關(guān)，將速度自“0”起逐漸增加，儀器讀數(shù)隨即發(fā)生改變?？刂谱x數(shù)在20～95格的范圍內(nèi)，讀取刻度，同時(shí)記錄相應(yīng)的轉(zhuǎn)速值。

(2) 刻度盤有擺動且擺動在左右一格范圍內(nèi)，屬于正?，F(xiàn)象。對讀數(shù)取平均值。

(3) 轉(zhuǎn)速置于“15”而讀數(shù)仍較小(例如小于 50格)，或轉(zhuǎn)速置于“1”而讀數(shù)仍偏大(例如接近100格)，這兩種情況都屬于系統(tǒng)選擇不當(dāng)所致。此時(shí)，應(yīng)更換相應(yīng)的測量系統(tǒng)。

(4)測量時(shí)所加物料要完全浸沒轉(zhuǎn)子的工作高度，直到有少量物料溢入轉(zhuǎn)子上部之凹槽。

(5)根據(jù)所選測量系統(tǒng)，查表得儀器常數(shù)，然后計(jì)算得到測量黏度。

μ=Kα

(2)

式中：μ—— 測得的原油黏度，mPa·s；

K—— 儀器常數(shù)；

α—— 儀器測試得到的刻度值。

實(shí)驗(yàn)測量了3種油樣的黏度。油樣取自牛圈湖區(qū)塊的不同油井，編號為2.45S-1、4.89S-1、7.34S-1，其相對密度分別為0.889 2、0.887 8、0.890 2。3種油樣的含蠟量及飽和烴、芳香烴含量均接近。測量的溫度節(jié)點(diǎn)為：28、42、50、60、70、80 ℃。測量結(jié)果見圖6。

隨著溫度的升高，原油黏度總體呈下降趨勢，但下降速度不盡相同。在溫度從30 ℃到40 ℃的變化過程中，原油黏度下降程度很明顯，從60 mPa·s下降到了30 mPa·s。在溫度從40 ℃到80 ℃的變化過程中，原油黏度從30 mPa·s下降到15 mPa·s左右，下降速度緩慢了許多。由此可以看出，樣品原油黏度轉(zhuǎn)變的臨界溫度在40 ℃左右。儲層溫度小于40 ℃，可能使原油產(chǎn)生膠質(zhì)、瀝青質(zhì)析出及乳化等問題。

圖6 牛圈湖區(qū)塊原油黏度隨溫度變化曲線

2.2 原油流變性評價(jià)

液體表觀黏度的表達(dá)式如式(3)。

μ=kDn-1

(3)

式中：μ—— 原油的表觀黏度，mPa·s；

k—— 稠度系數(shù)；

D—— 速度梯度；

n—— 流變指數(shù)。

由式(3)可得：

lgμ=lgk-(1-n)lgD

(4)

通過實(shí)驗(yàn)，已經(jīng)測量出原油樣品的表觀黏度μ。通過作雙對數(shù)圖，分別求出稠度系數(shù)k和流變指數(shù)n。然后根據(jù)稠度系數(shù)和流變指數(shù)的變化情況，對原油的綜合性能進(jìn)行評價(jià)，從而了解原油的流變性特征。計(jì)算結(jié)果見表2。

表2 原油黏度測試計(jì)算結(jié)果

在溫度從28 ℃增加到42 ℃的過程中，k值變化很明顯，這說明此溫度變化對原油的性質(zhì)影響很大，原油體系內(nèi)部發(fā)生了較大的變化。這一點(diǎn)在前面的實(shí)驗(yàn)中也得到了驗(yàn)證(見圖6)。通過流變指數(shù)n可判斷液體的性質(zhì)。在溫度從42 ℃到50 ℃及從70 ℃到80 ℃的變化過程中，n值變化較大，這說明在這幾個(gè)溫度變化過程中，液體本身的性質(zhì)變化較大，而在其他溫度節(jié)點(diǎn)的變化過程中，液體本身的性質(zhì)則比較穩(wěn)定。

3 結(jié) 論

在油田的注水開發(fā)過程中，注入水的水質(zhì)和溫度都可能促使儲層滲透率發(fā)送變化，導(dǎo)致特低滲儲層吸水能力下降，而難以保持注采平衡。

對三塘湖油田牛圈湖區(qū)塊的巖心所做的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)表明，含有懸浮物的回注污水對儲層會造成較大傷害。隨著注入水中回注污水所占比例的增加，巖心的滲透率會不斷下降，同時(shí)導(dǎo)致驅(qū)替壓力逐步升高。

長期實(shí)行注水開發(fā)，大量的注入水會對地層原油造成一定程度的冷傷害。從儲層原油流變性測試結(jié)果來看，牛圈湖區(qū)塊原油的敏感溫度為30～40 ℃。實(shí)際上，儲層原油的敏感溫度應(yīng)該稍大一些。

對特低滲儲層的注水開發(fā)，一方面，需要注意防止注水帶來的敏感性傷害；另一方面，應(yīng)該提高對注入水的水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)要求，加強(qiáng)對注入水水質(zhì)的控制，優(yōu)化注入水中污水與清水的混合比例。