龐 銘，陳華興，王宇飛，趙順超，方 濤

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海L 油田主力油層為新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組，為疏松砂巖儲(chǔ)層，埋深910～1 501 m。儲(chǔ)層孔喉連通性較好，具有中高孔滲的儲(chǔ)集特征，上部的明化鎮(zhèn)組下段儲(chǔ)層測(cè)井解釋平均孔隙度28.2%，滲透率平均1 758×10-3μm2，下部的館陶組下段儲(chǔ)層測(cè)井解釋平均孔隙度25.2%，滲透率平均1 072.5×10-3μm2。L 油田陸續(xù)有11 口注水井投注，部分井投注后即表現(xiàn)出注入壓力快速上升、注入困難的現(xiàn)象，目前油藏整體處于欠注狀態(tài)?，F(xiàn)場(chǎng)已對(duì)欠注井實(shí)施酸化解堵，但其視吸水指數(shù)仍然未達(dá)到設(shè)計(jì)要求，嚴(yán)重影響了L 油田的整體開(kāi)發(fā)效果。注水井的欠注通常是由于注入水進(jìn)入儲(chǔ)層后與儲(chǔ)層巖石、流體發(fā)生一系列物理化學(xué)反應(yīng)，引起儲(chǔ)層孔喉堵塞，注入壓力升高，導(dǎo)致注入困難而欠注[1-8]。本文將從儲(chǔ)層敏感性、鉆完井液損害、注入水與地層水配伍性、注水水質(zhì)方面對(duì)L 油田注水井欠注原因展開(kāi)分析，并提出對(duì)應(yīng)的治理建議。

1 注水井欠注原因

1.1 儲(chǔ)層敏感性傷害

L 油田巖性為細(xì)-中粒砂巖、含礫中粗砂巖，石英含量＞40%，長(zhǎng)石含量＞25%，巖屑含量20%，無(wú)碳酸鹽巖，黏土含量15%左右。黏土以伊/蒙混層和高嶺石為主，分別占到61%和22%，伊/蒙混層主要充填于粒間孔隙中，或覆蓋于顆粒表面形成橋接，高嶺石主要呈書(shū)頁(yè)狀分布于粒間（圖1），具備潛在的水化膨脹和微粒運(yùn)移傷害。

圖1 L 油田儲(chǔ)層黏土礦物掃描電鏡圖像Fig.1 SEM image of reservoir clay mineral in L Oilfield

對(duì)L 油田儲(chǔ)層天然巖心開(kāi)展了水敏和速敏評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示水敏損害率在49%～57%，為中等偏弱到中等偏強(qiáng)的水敏損害，水敏傷害臨界礦化度為原始地層水礦化度（25 000 mg/L左右）。由于L 油田注入水為海水和生產(chǎn)污水混合水，其礦化度高于地層水礦化度，因此儲(chǔ)層水敏傷害不是L 油田注水井注入困難的主要原因。

儲(chǔ)層速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示L 油田儲(chǔ)層有強(qiáng)速敏損害，速敏損害臨界流速為1 mL/min，而注水井發(fā)生速敏損害的臨界注水量可由式（1）和式（2）[9-10]計(jì)算得到。首先將實(shí)驗(yàn)得到的臨界流速代入式（1）計(jì)算出裸眼完井的臨界注水量，然后根據(jù)式（2）計(jì)算射孔完井的臨界注水量。

式中：Q為裸眼井實(shí)際注水量，m3/d；rw為裸眼井井眼半徑，cm；h為 射孔層有效厚度，m；D為實(shí)驗(yàn)巖心直徑，cm；Qc為實(shí)驗(yàn)臨界流量，cm3/min。

式中：Qo為相同井眼下裸眼井的注水量，m3/d；Qp為相同井眼下射孔井的注水量，m3/d；X為射孔密度與射孔半徑之比，(孔/m)/mm；ap為射孔密度，孔/m；rp為射孔半徑，mm。

計(jì)算出L 油田各注水井發(fā)生速敏損害的臨界注水量，并與各井投注初期實(shí)際注水量、投注后平均注水量進(jìn)行了對(duì)比（圖2）?？梢?jiàn)J05、J22、J33、J35 和J44 井在投注初期的實(shí)際注水量超過(guò)了臨界注水量，短期內(nèi)可能導(dǎo)致速敏性黏土顆粒大量運(yùn)移堵塞儲(chǔ)層孔喉。而除J05、J22、J33 和J44 井外，J17 井的平均注水量也超過(guò)了臨界注入量，但J17 井初期注水量低于臨界注入量，其儲(chǔ)層速敏礦物顆?？梢栽陂L(zhǎng)時(shí)間內(nèi)緩慢釋放，減小對(duì)儲(chǔ)層的傷害?？梢?jiàn)初期注入量過(guò)大導(dǎo)致的速敏損害是L 油田部分注水井欠注的重要原因。

圖2 L 油田各注水井臨界注入量與實(shí)際注水量對(duì)比Fig.2 Comparison between critical and actual water injection rate of each water injection well in L Oilfield

1.2 鉆完井液損害

油氣藏在鉆完井階段的儲(chǔ)層損害通常為固相顆粒侵入、潤(rùn)濕性改變和乳化堵塞等引起的儲(chǔ)層滲流能力下降[11-16]。L 油田注水井的鉆完井作業(yè)采用了聚合物水基鉆井液和隱形酸完井液體系。

為了模擬單一鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的損害，取兩塊儲(chǔ)層段天然巖心1-001A 和2-001A 測(cè)試初始滲透率Ki，然后進(jìn)行鉆井液循環(huán)實(shí)驗(yàn)并測(cè)試泥漿循環(huán)后的巖心滲透率K泥漿，計(jì)算泥漿未返排情況下的巖心滲透率損害率I未返排。最后反向驅(qū)替模擬泥漿返排過(guò)程并測(cè)試返排滲透率Kr–反向，計(jì)算泥漿返排后的滲透率損害率I返排。由表1數(shù)據(jù)可知，在鉆井液循環(huán)實(shí)驗(yàn)后未返排時(shí)滲透率損害率達(dá)到了95%以上，而兩塊天然巖心在返排后測(cè)試滲透率損害率則降到了44.4%和32.3%。這說(shuō)明鉆井液能起到良好的封堵作用，但若未進(jìn)行返排，對(duì)儲(chǔ)層的滲透率將造成極大的損害，且儲(chǔ)層物性越好返排后損害率越低。

表1 單一鉆井液對(duì)儲(chǔ)層巖心損害實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Experimental results of reservoir core damage by a single drilling fluid

單一隱形酸完井液對(duì)巖心滲透率不會(huì)造成傷害，因此開(kāi)展了鉆井液和完井液的順序工作液體系對(duì)巖心的損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。首先測(cè)試兩塊天然巖心的氣測(cè)滲透率和孔隙度，測(cè)試巖心的初始滲透率Ki，然后進(jìn)行鉆井液循環(huán)，測(cè)試穩(wěn)定后滲透率K泥漿，截取巖心末端0.5 cm（模擬射孔）后測(cè)滲透率K截尾，再進(jìn)行完井液驅(qū)替，測(cè)最終滲透率Kr，最后計(jì)算出順序工作液對(duì)巖心滲透率傷害率I。如表2所示，鉆完井順序工作液對(duì)儲(chǔ)層巖心滲透率傷害率在35.5%～48.2%，完井液對(duì)巖心滲透率具有一定的改善作用，物性更好的巖心在進(jìn)行模擬射孔后損害率更低，但整體上鉆完井液對(duì)儲(chǔ)層滲透率損害程度仍然較大。因此，對(duì)于投注前未進(jìn)行返排或投注初期未進(jìn)行酸化解堵的注水井，鉆井液污染是其注入困難的重要原因之一。

表2 鉆完井順序工作液損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental results of sequential working fluid damage evaluation for drilling and completion

1.3 注水配伍性

L 油田注入水以生產(chǎn)污水為主，占到整個(gè)注入水量的80%，另有20%為海水，注入水與地層水的離子組成見(jiàn)表3。注入水與地層水的pH 值均為7.5，注入水礦化度為26 503 mg/L，地層水礦化度為25 118 mg/L。注入水及地層水中均含有大量的成垢離子，自結(jié)垢風(fēng)險(xiǎn)較大。但由于注入水主要為處理后的生產(chǎn)污水，因此注入水與地層水在離子組成上較為相似，推測(cè)兩者不配伍程度較低。

表3 注入水與地層水離子組成Table 3 Ion composition of injection and formation water

對(duì)L 油田的注入水和地層水開(kāi)展靜態(tài)配伍性實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法是對(duì)傳統(tǒng)的固懸物測(cè)量方法——濾膜過(guò)濾法（SY/T 5329）加以改進(jìn)，將污水經(jīng)小于0.45 μm 濾膜抽提出的物質(zhì)定義為懸浮垢；將附著于實(shí)驗(yàn)器皿（錐形瓶）表面的物質(zhì)定義為沉降垢，懸浮垢含量與沉降垢含量之和為總垢量。為了評(píng)價(jià)注入水配伍程度，以單一注入水、單一地層水結(jié)垢量為基準(zhǔn)，假設(shè)注入水與地層水配伍（即混合后兩者不產(chǎn)生新的沉淀），按照陳華興等[17]（2017）提出的理論計(jì)算注入水、地層水按不同體積比混合后的結(jié)垢量，定義為結(jié)垢量計(jì)算值。以不同比例混合地層水在儲(chǔ)層溫度條件下反應(yīng)8 h 后，分別測(cè)試懸浮垢和沉降垢含量，稱(chēng)為結(jié)垢量實(shí)測(cè)值。如果同一混合比例下結(jié)垢量實(shí)測(cè)值高于結(jié)垢量計(jì)算值，說(shuō)明產(chǎn)出水混合后發(fā)生反應(yīng)生成了更多的沉淀，即存在不配伍性。實(shí)測(cè)值與計(jì)算值的差值越大，說(shuō)明不配伍程度越高。

注入水與地層水混合后主要結(jié)垢類(lèi)型為沉降垢，實(shí)測(cè)值在5～15 mg/L 之間，在注入水與地層水按照3∶1 混合時(shí)沉降垢實(shí)測(cè)值最大；懸浮垢實(shí)測(cè)值在2.5～8 mg/L 之間，在注入水與地層水按照1∶1 混合時(shí)懸浮垢實(shí)測(cè)值最大；總垢實(shí)測(cè)值在8.5～21.5 mg/L 之間，結(jié)垢量整體較小，當(dāng)注入水與地層水按照3∶1 混合時(shí)總垢實(shí)測(cè)值最大（圖3）?？偣笇?shí)測(cè)值與計(jì)算值的差值最大僅為5.8 mg/L，說(shuō)明注入水與地層水的不配伍程度較低。對(duì)結(jié)垢產(chǎn)物的組分分析結(jié)果顯示，主要為碳酸鈣、鎂垢和少量有機(jī)質(zhì)，酸化解堵措施能夠有效解除這類(lèi)結(jié)垢物造成的堵塞。從注入水與地層水的不配伍程度和結(jié)垢產(chǎn)物成分來(lái)看，注入水與地層水的配伍性不是L 油田注入困難的主要原因。

圖3 L 油田注入水與地層水靜態(tài)配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.3 Experiment results of static compatibility between injection and formation water in L Oilfield

1.4 注水水質(zhì)

L 油田注入水水質(zhì)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)如圖4所示，其中懸浮物濃度大部分時(shí)間在10～30 mg/L 之間，超出了油田的控制標(biāo)準(zhǔn)10 mg/L；懸浮粒徑中值集中在2～3 μm 之間，在控制標(biāo)準(zhǔn)3 μm 以?xún)?nèi)；水中含油量大部分時(shí)間在50～300 mg/L之間，最高達(dá)到了600 mg/L，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出了油田控制標(biāo)準(zhǔn)30 mg/L；硫酸鹽還原菌（SRB）含量在0～100 個(gè)/mL 左右，在部分時(shí)間段內(nèi)超過(guò)控制標(biāo)準(zhǔn)25 個(gè)/mL。其他的指標(biāo)如鐵細(xì)菌、腐生菌、硫化物、總鐵和亞鐵含量、平均腐蝕速率均達(dá)到了L 油田的注入水水質(zhì)控制標(biāo)準(zhǔn)。

圖4 L 油田注入水水質(zhì)檢測(cè)數(shù)據(jù)Fig.4 Water quality test data of injection water in L Oilfield

注入水中的懸浮物含量長(zhǎng)期超標(biāo)，而懸浮物粒徑中值較小，更容易造成儲(chǔ)層深部堵塞。另外，含油量嚴(yán)重超標(biāo)，水中大量的乳化油滴也將堵塞孔喉，使得注入壓力升高。SRB 超標(biāo)，除了增大注水井的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)外，細(xì)菌菌落及其代謝產(chǎn)物和腐蝕產(chǎn)物還可堵塞儲(chǔ)層滲流通道。

為定量評(píng)價(jià)注入水對(duì)儲(chǔ)層滲透率造成的損害，開(kāi)展室內(nèi)巖心的模擬實(shí)驗(yàn)。首先用地層水飽和巖心24 h，然后地層水驅(qū)替巖心15 PV，至巖心滲透率穩(wěn)定，記作Ki。換注入水驅(qū)替巖心至40 PV 左右，測(cè)穩(wěn)定滲透率，記作Kr。最后計(jì)算注入水對(duì)巖心滲透率損害率I=（Ki-Kr）/Ki×100%。

評(píng)價(jià)1-014A 和2-007C 兩塊儲(chǔ)層巖心經(jīng)注入水驅(qū)替后的滲透率傷害情況（表4），當(dāng)注入水驅(qū)替40 PV 后，巖心液測(cè)滲透率分別損失43.8%和35.2%，達(dá)中等偏弱損害程度?？梢?jiàn)單一注入水對(duì)儲(chǔ)層的傷害率較大，注入水的水質(zhì)長(zhǎng)期不達(dá)標(biāo)是造成L 油田注水井注入困難的關(guān)鍵因素之一。

表4 L 油田巖心注入水傷害實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果Table 4 Experimental evaluation results of core injection water damage in L Oilfield

2 對(duì)策分析

根據(jù)L 油田注水井欠注原因分析的結(jié)果，從注入工藝、生產(chǎn)制度和注入水水質(zhì)等方面提出了相應(yīng)的治理對(duì)策。

（1）新井投注及作業(yè)后逐級(jí)提高注入量

由于速敏損害的不可逆性，一旦儲(chǔ)層發(fā)生速敏損害，后續(xù)進(jìn)行的解堵措施效果有限，因此速敏損害重在預(yù)防。以J05 井為例，投注初期米視吸水指數(shù)達(dá)到16 m3/(d·MPa·m)。但其初期實(shí)際注水量在550 m3/d 左右，達(dá)到了速敏臨界注入量173 m3/d 的3 倍，隨后在一個(gè)月的時(shí)間內(nèi)，米視吸水指數(shù)降低至2 m3/(d·MPa·m)左右，降幅達(dá)到了87.5%。后續(xù)分別進(jìn)行了兩次酸化解堵，但米視吸水指數(shù)始終只能維持在2 m3/(d·MPa·m)左右(圖5)。建議注水井投注初期和酸化措施后應(yīng)控制注入量在速敏損害臨界流量之下，逐級(jí)提高注入量，以消除微粒運(yùn)移的影響。

圖5 J05 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)Fig.5 Production performance curve of well J05

（2）投注前返排或酸化解除鉆井液污染

L 油田大部分注水井均為鉆完井作業(yè)后直接投注，鉆井液造成的固相侵入傷害對(duì)注入能力影響較大。J05、J17、J22 和J33 井初期的米視吸水指數(shù)明顯高于其他注水井，其中J05、J17和J22 井投注前進(jìn)行了返排，米視吸水指數(shù)在2.3～9.5 m3/(d·MPa·m)；J33 井鉆完井后直接投注，但初期即進(jìn)行了酸化解堵，米視吸水指數(shù)1.4 m3/(d·MPa·m)。而其他注水井均為直接投注且初期未進(jìn)行酸化解堵，初期米視吸水指數(shù)均在0.6 m3/(d·MPa·m)以下，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于初期返排或采取酸化解堵的井(圖6)。可見(jiàn)對(duì)于注水井的鉆井液污染，宜盡可能在投注前進(jìn)行返排或投注初期即實(shí)施解堵，這樣將大大降低鉆井液造成的儲(chǔ)層傷害。

圖6 L 油田各注水井投注初期米視吸水指數(shù)Fig.6 Apparent water absorption index per meter at the initial injection stage of each injection well in L Oilfield

（3）注水水質(zhì)控制

針對(duì)注入水中懸浮物濃度、含油量及硫酸鹽還原菌超標(biāo)的問(wèn)題，應(yīng)對(duì)懸浮物過(guò)濾效果差和除油效果差的設(shè)備進(jìn)行更換或改造升級(jí)，同時(shí)定期添加除菌劑，保證注入水的水質(zhì)在油田控制指標(biāo)范圍之類(lèi)，減輕注入水對(duì)儲(chǔ)層的污染。

3 結(jié)論與建議

通過(guò)對(duì)L 油田巖石敏感性、鉆完井液損害、注水配伍性以及注水水質(zhì)等因素的分析，認(rèn)為L(zhǎng)油田儲(chǔ)層具有強(qiáng)速敏損害，而部分注水井在投注初期注入量即遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過(guò)了速敏損害臨界注入量，發(fā)生了不可逆的微粒運(yùn)移傷害。鉆井液造成的固相侵入傷害和注入水水質(zhì)長(zhǎng)期超標(biāo)是L 油田注水井普遍注入能力較差、達(dá)不到油藏配注量的關(guān)鍵原因。

建議L 油田后續(xù)新井投注前應(yīng)進(jìn)行返排或在投注初期采取酸化，以降低鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的損害，同時(shí)初期的注入量應(yīng)控制在速敏臨界流量之下，逐級(jí)提高注入量避免發(fā)生微粒運(yùn)移傷害。優(yōu)化注入水水質(zhì)，保證懸浮物濃度、含油量及硫酸鹽還原菌含量在控制指標(biāo)內(nèi)。