摘" " " 要： 研究區(qū)塊儲(chǔ)層膠結(jié)疏松， 高孔、高滲，油層非均質(zhì)性強(qiáng)，注水井近井地帶結(jié)垢堵塞現(xiàn)象較為嚴(yán)重，導(dǎo)致注水困難。通過(guò)對(duì)儲(chǔ)層敏感性、注入水水質(zhì)、注水井污染、工藝措施等方面的分析和研究，發(fā)現(xiàn)該區(qū)塊儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的水敏性和鹽敏性傷害，水中聚合物吸附性強(qiáng)，原油黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高等復(fù)合傷害造成儲(chǔ)層堵塞，導(dǎo)致注水壓力逐漸升高。針對(duì)注水過(guò)程中儲(chǔ)層損害及欠注問(wèn)題，提出了預(yù)防措施和建議，以提高注水井吸水能力，保證油田注采平衡。

關(guān)" 鍵" 詞：結(jié)垢；水敏；鹽敏；注水壓力；欠注

中圖分類號(hào)：TE357" " "文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A" " "文章編號(hào)： 1004-0935（2023）02-0298-05

研究區(qū)塊主要儲(chǔ)層為東營(yíng)組下段，是受構(gòu)造、巖性控制的復(fù)合油氣藏。注水井11口，其中，9口直接投注，2口轉(zhuǎn)注。通常注入能力因受到儲(chǔ)層敏感性、注入水水質(zhì)、注水井污染、工藝措施及地層壓力分布不均等多個(gè)因素影響[1-4]，導(dǎo)致儲(chǔ)層吸水能力下降。截止目前，本區(qū)塊累計(jì)欠注22.4×104 m3，欠注率高達(dá)23.4%。因此有必要對(duì)區(qū)塊注水井欠注原因進(jìn)行分析。為探究本區(qū)塊注水井欠注的影響因素，本文從儲(chǔ)層敏感性、注入水水質(zhì)、堵塞堵塞等方面進(jìn)行分析，對(duì)注水井解堵工藝技術(shù)現(xiàn)狀進(jìn)行了總結(jié)并提出了幾點(diǎn)建議。

1" 儲(chǔ)層物性特征

研究區(qū)塊主力開發(fā)層系為東營(yíng)組下段的Ⅰ、Ⅱ油組，儲(chǔ)層孔隙度在28%～35%之間，平均值為31%；滲透率在100～10 000 mD之間，平均值為2 000 mD。儲(chǔ)層物性差異較大，層間滲透率變異系數(shù)在0.4～1.7之間，平面滲透率變異系數(shù)在0.5～1.4之間，造成小層吸水能力出現(xiàn)差異，吸水剖面不均，影響注水量。砂巖石英平均含量為50.6%，鉀長(zhǎng)石平均含量為19%，斜長(zhǎng)石平均含量為14%，方解石平均含量為1%。黏土礦物平均含量為11.2%，主要包括伊蒙混層、高嶺石、伊利石等。表1為N1井不同層深的黏土礦物的類型及含量，其中，伊蒙混層相對(duì)含量平均為52%，高嶺石相對(duì)含量平均為33%，綠泥石相對(duì)含量平均為8%，存在潛在的儲(chǔ)層敏感性傷害。

2" 注水井欠注影響因素

2.1" 儲(chǔ)層敏感性分析

2.1.1" 速敏性評(píng)價(jià)

研究區(qū)塊儲(chǔ)層滲透率相對(duì)較高，注水過(guò)程中儲(chǔ)層微粒的膨脹、分散和運(yùn)移嚴(yán)重，非均質(zhì)性強(qiáng)，在滲透性差的地帶易堵塞孔喉，促使流線沿著大孔道高水洗部位運(yùn)動(dòng)，影響驅(qū)油效率。選用天然巖心為實(shí)驗(yàn)巖心，進(jìn)行物理模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，設(shè)定實(shí)驗(yàn)流量依次為0.10、0.25、0.50、0.75、1.0、1.5、2.0、3.0、4.0、5.0、6.0 mL·min-1，使用模擬地層水分別測(cè)取對(duì)應(yīng)流速下回歸至流速為0.10 mL·min-1時(shí)的滲透率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，研究區(qū)塊儲(chǔ)層速敏損害率平均為26.9%，臨界流速為3～4 mL·min-1。經(jīng)考察，研究區(qū)塊多口注水井主力吸水層注入強(qiáng)度遠(yuǎn)超臨界流速，存在潛在的速敏傷害，注水井隨著注入量快速大幅提高勢(shì)必出現(xiàn)欠注。

2.1.2" 水敏性評(píng)價(jià)

當(dāng)注入水進(jìn)入儲(chǔ)層，破壞水質(zhì)環(huán)境，導(dǎo)致原來(lái)處于穩(wěn)定狀態(tài)的黏土礦物發(fā)生膨脹，使黏土結(jié)構(gòu)松弛失穩(wěn)，釋放微粒，引起運(yùn)移、分散，堵塞孔吼。選用天然巖心為實(shí)驗(yàn)巖心，進(jìn)行物理模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)一步表明，研究區(qū)塊儲(chǔ)層含有大量的伊/蒙間層，伊蒙混層礦物的膨脹可促發(fā)其它與之共存地層微粒從孔壁脫落，導(dǎo)致儲(chǔ)層水敏損害程度為中等偏強(qiáng)，滲透率平均損害程度高達(dá)65.4%。

2.1.3" 鹽敏性評(píng)價(jià)分析

研究區(qū)塊地層水的水型為NaHCO3型，礦化度在4 481.42～10 906.45 mg·L-1之間，平均礦化度為7 700 mg·L-1。選用天然巖心為實(shí)驗(yàn)巖心，進(jìn)行物理模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，設(shè)定實(shí)驗(yàn)流體礦化度級(jí)別為6個(gè)：9 000 mg·L-1、8 000 mg·L-1、7 000 mg·L-1、6 000 mg·L-1、5 000 mg·L-1和4 000 mg·L-1。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，儲(chǔ)層巖心的鹽敏傷害程度為79.02%，該儲(chǔ)層為強(qiáng)鹽敏。當(dāng)?shù)V化度降至7 000 mg·L-1以下時(shí)，傷害程度明顯加大。

2.2" 注入水水質(zhì)影響

2.2.1" 注入水及地層水水質(zhì)分析

該區(qū)塊注入水為CaCl2水型，地層水屬于NaHCO3水型，兩種水混合易產(chǎn)生鈣鎂離子垢，見表5。

2.2.2" 清污混注導(dǎo)致結(jié)垢分析

目前，研究區(qū)塊多數(shù)井注入水采用清水與污水混合，清污水以不同混配比例回注到地層，注入水中的乳化油滴與固相顆粒共存時(shí)對(duì)地層吸水能力的損害極其嚴(yán)重，在注入過(guò)程中，地層水與注入水混合不配伍是導(dǎo)致注水井結(jié)垢堵塞的主因[5-9]。通過(guò)在注水井井口、注水井井底以及地層中的結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)結(jié)果如圖2所示。由于系統(tǒng)中成垢離子有三種（即Ca2+、Sr2+和Mg2+離子），軟件預(yù)測(cè)發(fā)現(xiàn)鎂鹽或其它可能結(jié)垢物質(zhì)（如SrSO4、CaSO4、MgSO4、MgCO3）的結(jié)垢指數(shù)均遠(yuǎn)小于1，認(rèn)為不結(jié)垢，對(duì)生產(chǎn)不產(chǎn)生影響，軟件預(yù)測(cè)Sr2+離子在Ca2+大量存在時(shí)不結(jié)垢，研究中主要考慮碳酸鈣垢的情況。

由圖2可知，污水回注地層時(shí)，污水從井口到井底的過(guò)程中就開始結(jié)垢，在地層中的結(jié)垢量最大，達(dá)到170 mg·L-1；清水與污水不同比例的混合水均有較大的結(jié)垢量，其中，當(dāng)V（污水）∶V（清水）=8∶2時(shí)，預(yù)測(cè)結(jié)垢量最大，達(dá)到200 mg·L-1；而當(dāng)V（污水）∶V（清水）=2∶8時(shí)，預(yù)測(cè)的最大結(jié)垢量小于其他混合比例，為95 mg·L-1。僅注清水時(shí)，不論在井口、井底還是地層，結(jié)垢量不大，低于50 mg·L-1。

2.3" 聚合物堵塞的影響

根據(jù)井史資料顯示，研究區(qū)塊注聚逐年呈上升的趨勢(shì)，見圖3。

研究區(qū)塊所使用的疏水締合聚合物本身的水解斷鏈聚合物具有較好的絮凝吸附作用，主要成分是陰離子型的聚丙烯酰胺，在水溶液中聚丙烯酰胺具有不同的臨界膠束濃度及膠束空間構(gòu)象，能夠改變碳酸鈣的晶型和形貌[10-17]。在現(xiàn)場(chǎng)流程中加入的清水劑為陽(yáng)離子型，與水中溶解的陰離子聚合物發(fā)生靜電中和，進(jìn)一步加強(qiáng)了聚合物的絮凝，導(dǎo)致水中溶解狀態(tài)的聚合物絮凝成團(tuán)。該區(qū)塊膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，聚合物油泥體吸附膠質(zhì)瀝青質(zhì)，在油水處理流程中進(jìn)一步形成黏性絮體，是一種具有粘彈性的膠態(tài)油泥。

由于部分粒徑較小的懸浮物可進(jìn)入儲(chǔ)層中深部，并會(huì)吸附在巖石表面，造成儲(chǔ)層巖石喉道變窄，同時(shí)，鐵離子具有絮凝作用，將粒徑較小懸浮物絮凝變大。兩者共同作用，造成儲(chǔ)層中含聚懸浮物聚集、堵塞。從現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)跟蹤分析的結(jié)論可以得知，水中的聚合物聚集，從水中溶解狀態(tài)變成了聚集懸浮物。現(xiàn)場(chǎng)流程中可見大量膠團(tuán)狀聚合物，粘彈性強(qiáng)，見圖4。

2.4" 有機(jī)堵塞污染影響

對(duì)于轉(zhuǎn)注井，在前期油井生產(chǎn)過(guò)程中，一方面地層原有壓力、油氣水相平衡被打破，原油重質(zhì)組分沉淀出來(lái)，并附著在地層孔隙壁上；另一方面由于注入水溫度較低，使油藏溫度下降，從而使重質(zhì)組分析出。因此，隨著開采，會(huì)產(chǎn)生大量沉淀堵塞，導(dǎo)致油井轉(zhuǎn)注后注水困難。轉(zhuǎn)注前，油井生產(chǎn)過(guò)程中在近井地帶會(huì)形成有機(jī)堵塞；轉(zhuǎn)注后，儲(chǔ)層環(huán)境中的各個(gè)因素都發(fā)生變化，從而導(dǎo)致地層有機(jī)質(zhì)傷害的加劇、潤(rùn)濕性的改變、儲(chǔ)層敏感性傷害等。

研究區(qū)塊膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量較高，油井轉(zhuǎn)注后注水困難。對(duì)比注水井轉(zhuǎn)注前生產(chǎn)時(shí)間與開始欠注時(shí)間，見圖6，結(jié)果顯示，轉(zhuǎn)注前生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)的注入井，轉(zhuǎn)注后井口注入壓力上升至壓力上限（10 MPa）所用的時(shí)間越短，開始欠注的時(shí)間越早。

3" 目前注水井解堵工藝技術(shù)現(xiàn)狀

3.1" 解堵工藝技術(shù)

研究區(qū)塊針對(duì)不同的堵塞類型，采用了多種改善注入能力的解堵工藝技術(shù)[19-21]，取得一定成果。見圖6。

3.2" 解堵措施效果及解堵工藝存在問(wèn)題

1）解堵措施效果

通過(guò)對(duì)研究區(qū)塊近幾年的解堵效果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)歸類，解堵綜合分值顯示，有效率為47%，解堵見效率不高，因此，解堵工藝有待改進(jìn)，見圖7。

2）研究區(qū)塊改善注入能力技術(shù)存在問(wèn)題

①解堵有效期短。

②水井解聚工藝面臨較大的挑戰(zhàn)，由于受注入水中含聚懸浮物影響，注入井長(zhǎng)期注入過(guò)程中會(huì)在近井地帶形成聚合物堵塞，而常規(guī)無(wú)機(jī)酸解堵體系無(wú)法解除聚合物堵塞，導(dǎo)致解堵效果不理想。

③微壓裂應(yīng)用受限

研究區(qū)塊2017年微壓裂作業(yè)6井次，累增注量101 150.2 m3，仍在持續(xù)有效中。但在選井過(guò)程中，需要選擇套壓為0 MPa的井，目前部分注水井存在套壓，無(wú)法應(yīng)用該技術(shù)。

4" 結(jié)論與建議

1）研究區(qū)塊儲(chǔ)層速敏損害程度弱至中等偏強(qiáng)，平均損害率為26.9%，臨界流速為3～4 mL·min-1；儲(chǔ)層水敏損害程度為中等偏強(qiáng)，平均損害程度達(dá)65.4%；儲(chǔ)層鹽敏損害程度為強(qiáng)鹽敏，傷害程度為79.02%。針對(duì)儲(chǔ)層敏感性特點(diǎn)，建議在研究油藏地質(zhì)資料的基礎(chǔ)上，優(yōu)化注水參數(shù)、加強(qiáng)水質(zhì)檢測(cè)，結(jié)合動(dòng)態(tài)分析，采用科學(xué)的手段提高水驅(qū)油效率。

2）研究區(qū)塊儲(chǔ)層中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，所應(yīng)用的疏水締合聚合物具有較好的絮凝吸附作用，在油水處理流程中進(jìn)一步形成一種具有粘彈性的膠態(tài)油泥。注入水中聚合物對(duì)巖石孔道表面凝吸影響極大，堵塞地層，導(dǎo)致注水效率嚴(yán)重降低。

3）對(duì)轉(zhuǎn)注井采取切實(shí)有效的工藝對(duì)油層進(jìn)凈化，清除地層內(nèi)沉淀的膠質(zhì)瀝青質(zhì)，凈化注水目標(biāo)層的環(huán)境，建議投注前采用的水濕性表面活性和滲透劑徹底清洗地層，消除地層孔道中沉積的重垢。

4）研究區(qū)塊清污混注結(jié)垢量較大，建議注水系統(tǒng)添加優(yōu)質(zhì)防垢劑，有效抑制垢物的生成。

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Cause Analysis of Under Injection of Water Injection Wells in Block N

of an Offshore Oil Field and Suggestions for Increasing Injection

XV Li-yuan， KUI Zhi-bin， WANG Guan-hua， SHI Jing-yan，

SHI Xian-ya， HUANG Xin-jie， YUAN Ru， TAN Wen

（China Oilfield Services Limited， Tianjin 300459， China）

Abstract：" The reservoir in the study block has loose cementation， high porosity and permeability， strong reservoir heterogeneity， and serious scaling and plugging in the vicinity of water injection wells， which makes water injection difficult. Through the analysis and research on reservoir sensitivity， injection water quality， water injection well pollution， process measures and other aspects， it was found that the reservoir in this block had strong water sensitivity and salt sensitivity damage， strong polymer adsorption， high crude oil viscosity and high colloidal asphaltene content， resulting in reservoir plugging and gradually increasing water injection pressure. In view of the reservoir damage and under injection during water injection， preventive measures and suggestions were put forward to improve the water absorption capacity of water injection wells and ensure the injection production balance of the oilfield.

Key words： Scaling; Water sensitivity; Salt sensitivity; Water injection pressure; Under-injection