盧軼寬， 柴世超， 鄒德昊， 何 濱， 李金澤， 李 想

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司)

渤海A油田于1990年投產(chǎn)，除投產(chǎn)初期油田產(chǎn)能良好外，此后長(zhǎng)期處于低產(chǎn)、低效的運(yùn)行狀態(tài)，且常規(guī)酸化解堵措施無效[1]。對(duì)此，渤海A油田通過開展儲(chǔ)層損害機(jī)理研究，明確注入海水與地層水不配伍，進(jìn)而導(dǎo)致的儲(chǔ)層結(jié)垢現(xiàn)象，是影響油井產(chǎn)能釋放，電潛泵故障頻發(fā)的主要原因。

1 渤海A油田基本概況及存在問題

渤海A油田屬復(fù)雜斷塊油藏，主要生產(chǎn)層位為古近系沙河街組儲(chǔ)層，油藏埋深3 300～3 500 m，儲(chǔ)層平均孔隙度10%～18%，平均滲透率2～106 mD，屬中、低孔滲透層。儲(chǔ)層流體黏度低(0.35～0.76 mPa·s)，地飽壓差大(5～10 MPa)，溶解氣油比高(127～152 m3/m3)，探井取樣地層水氯離子濃度4 254～5 060 mg/L。

受局部構(gòu)造控制和斷層切割，渤海A油田劃分為南、北兩個(gè)井區(qū)。儲(chǔ)層平面分布穩(wěn)定。縱向上呈砂泥巖互層沉積，砂體間的隔夾層較薄，平均油層厚度為32.7 m(圖1)。油田采用不規(guī)則井網(wǎng)注水開發(fā)，平均注采井距600 m，選用過濾海水作為回注介質(zhì)，氯離子濃度17 875 mg/L。

渤海A油田自1990年投產(chǎn)以來，后于2015年進(jìn)行局部井網(wǎng)調(diào)整，挖潛井間剩余油。不同時(shí)期，油井投產(chǎn)產(chǎn)能差異顯著且與見水情況密切相關(guān)。油田歷經(jīng)多年開發(fā)，注入海水驅(qū)替前緣已突破至大部分生產(chǎn)井底(2AD和B5井區(qū)除外)，油井見注入海水后，產(chǎn)能大幅下降，并且常規(guī)酸化解堵措施無效，由于產(chǎn)能無法有效釋放，油田陷入低產(chǎn)、低效的運(yùn)行狀態(tài)。

2 儲(chǔ)層損害機(jī)理研究

由于過濾海水與渤海A油田地層水離子濃度差異明顯(表1)，因此，根據(jù)不相溶原理，兩種水樣離子平衡狀態(tài)會(huì)發(fā)生改變并生成固體沉淀[2- 5]。

取上述組分兩種水樣并按不同比例互溶，加熱至130 ℃地層溫度條件下，靜置24 h后，均觀察到固體沉淀析出(表2)。

圖1 渤海A油田綜合調(diào)整后注采井網(wǎng)及平面儲(chǔ)層分布

表1 渤海A油田注入水(過濾海水)、地層產(chǎn)水水樣分析結(jié)果

表2 同比例互溶水樣固體沉積析出量統(tǒng)計(jì)表

由表2結(jié)果可知，除1#、9#樣品外，其余混合水樣均出現(xiàn)高度不配伍情況，尤以過濾海水和地層產(chǎn)水比例為1∶2時(shí)，固體沉積析出量達(dá)到最大值，為1 678.5 mg/L。

經(jīng)實(shí)驗(yàn)分析，固體沉積物主要成分為鈣、鎂垢，另有少量鋇鍶垢，粒度中值半徑為13.453 μm。

而通過巖心壓汞實(shí)驗(yàn)[6- 7]，渤海A油田產(chǎn)層段的最大孔喉半徑為0.372～71.7 μm，均值24.61 μm；中值半徑為0.035～11.84 μm，均值2.40 μm(表3)。由于沉積垢的垢樣粒徑大于產(chǎn)層段的孔喉半徑，由此極易造成孔喉堵塞現(xiàn)象，進(jìn)而導(dǎo)致滲透率下降。

表3 渤海A油田不同取心深度壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果

對(duì)此，有針對(duì)性地選用三種滲透率級(jí)別的巖樣(表4)進(jìn)行注入海水巖心損害實(shí)驗(yàn)[8- 10]，實(shí)驗(yàn)條件及方法描述如下：

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要由雙泵系統(tǒng)和巖心夾持器組成。其中，雙泵系統(tǒng)負(fù)責(zé)模擬地層水和過濾海水的混合，巖心夾持器及附件負(fù)責(zé)記錄驅(qū)替壓力和驅(qū)替流量。

表4 巖心損害實(shí)驗(yàn)結(jié)果

室溫(22 ℃)條件下，啟動(dòng)模擬地層水泵，測(cè)定實(shí)驗(yàn)巖樣的原始滲透率。

將巖心加熱至130 ℃地層溫度條件，開啟雙泵，控制混合液流速為0.25 mL/min(過濾海水及模擬地層水流速分別為0.125 mL/min)監(jiān)測(cè)不同注入孔隙體積倍數(shù)下驅(qū)替壓力隨時(shí)間變化關(guān)系，直至驅(qū)替壓力平穩(wěn)。

將實(shí)驗(yàn)巖樣冷卻至室溫，再次使用模擬地層水驅(qū)替巖樣，記錄并對(duì)比損害前后滲透率變化情況，見表4。

由表4可知，過濾海水與地層水按1∶1混合對(duì)特低滲巖心損害率最高(54.55%)、對(duì)中低滲和中滲巖心損害率相近，損害率范圍30.60%～38.89%。

同時(shí)，借助掃描電鏡，可明顯觀察到海水驅(qū)替前后巖樣的變化情況。未受海水損害的巖樣，其孔隙喉道干凈整潔，而受海水損害后的巖樣，其直徑為1～10 μm的孔隙均能觀察到被垢樣堵塞的情況,如圖2、圖3所示。

圖2 巖樣受海水損害前的孔隙形態(tài)

圖3 巖樣受海水損害后的孔隙形態(tài)

3 結(jié)論

(1)渤海A油田地層水樣與回注海水水樣不配伍，兩者在地層溫度條件下混合后會(huì)產(chǎn)生沉積垢，其主要成分為鈣鎂垢，另有少量鋇鍶垢。

(2)沉積垢粒徑大于孔喉直徑是造成儲(chǔ)層損害、油井產(chǎn)液能力下降的直接原因。實(shí)驗(yàn)表明，海水驅(qū)替前后，實(shí)驗(yàn)巖心滲透率損害范圍為30.60%～54.55%。