渤中34-1油田欠注原因分析

陈超，冯于恬，龚小平

（西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500）

渤中34-1油田欠注原因分析

陈超，冯于恬，龚小平

（西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500）

针对目前渤中34-1油田注水开发过程中出现的欠注明显和酸化效果差等问题，综合利用储层岩矿分析、敏感性实验评价、清污配伍性实验评价和水质指标现场监测等分析了渤中34-1油田注水过程中的储层损害机理。研究表明：水源水与地层水配伍性较差，产生钙质垢是目前注水困难的关键因素之一。现场注入速度过大引起速敏性损害，目前的水处理系统悬浮物含量、粒径中值等超标是影响注水效果的重要原因。有针对性地提出了预防储层损害的措施和手段，以改善注水效果，提高注水效率。

渤中34-1油田；明化镇组下段；欠注；水质

清水污水混注是海上中高含水油田普遍采用的注水开发方式[1]。但是回注水因其含有大量的悬浮物、油、无机盐以及各种难分解有机物，使得注水水质方面的问题复杂化，同时注入水与储层流体发生不配伍而结垢会进一步影响注水效果，伤害储层，降低油藏渗透率[2]。

渤中34-1油田主力含油层段为明化镇组下段，平均渗透率为643×10－3μm2，平均孔隙度为30.3%，属于中高孔中渗储层，储集层的连通性较好。2008年3月开始陆续投产，同年投注，注水水源包括本平台的生产污水、产自馆陶组的水源井水。截至2012年12月，3个平台共投产开发井52口（油井37口，注水井14口，注气井1口）、水源井1口。该油田为复杂断块油田，地饱压差小，天然能量不足，且纵向上渗透率极差较大，初期笼统注水时导致层间矛盾加剧。2012年油田全年滚动计划配注135×104m3，实际注水仅完成配注的88.45%。截止2013年7月，注入状态统计结果显示超压注水井和欠注井数占到注水井总数的76.5%，并且多数井酸化效果差，有效期短。

针对油田目前暴露出的上述问题，分别从水源水与地层水配伍性评价，储层敏感性评价，回注水水质分析三个方面着手对油田注水中储层损害机理进行探究，以降低注水对地层的伤害，提高油田注水效果。

1 水源水与地层水配伍性评价

水源水与储层流体、岩石的配伍性情况，直接影响着注水井的吸水能力和注水开发效果。目前BZ34-1A平台主要为清污混注，其水源水、地层水组分如表1所示。依据行业标准（SY/T 0600-2009）[3]所示方法，对清水与地层水不同比例的混合水进行碳酸盐结垢趋势预测，预测结果显示二者混合存在一定的结垢趋势。

目前，对油田注入水与地层水配伍性研究还没有统一的评价方法，国内主要采用静态试验评价，也有学者用动态试验评价方法[4]。本文从静态配伍性实验出发，通过定量分析、定性分析及验证分析考察水源水与地层水配伍性。

1.1 定量分析

选取水源井BZ34-1-A35w井口未加药水源水与生产井BZ34-1-A24s产出NmⅡ油组地层水做静态配伍性实验。依据行业标准（SY/T 5329-2012）[5]，将水源水与地层水混合产生的沉淀分为悬浮垢和沉降垢两类，用＜0.45 μm滤膜抽滤出的垢定义为悬浮垢，将锥形瓶内壁上的垢定义为沉降垢，沉降垢与悬浮垢之和称为总垢。表2为水源水与地层水静态配伍实验后垢含量表统计结果，渤中34-1油田水源水与地层水不同比例混合后，总垢含量相比计算值增加了10.3～97.7 mg/L，高于未混合的单一水源井水、地层水的结垢量，因此两种水混合是不配伍的。且总垢含量随着地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势，混合比例3:1～1:2时，垢量较大，其中混合比例3:1时，较计算值差值达到最大。沉降垢和悬浮垢量变化趋势类似。从悬浮垢、沉降垢对总垢含量的变化特征可以判断，沉降垢是总垢的主要贡献源。总的说来，水源水与地层水存在一定不配伍性，混合比例3:1时配伍性最差。

表1 渤中34-1油田水样离子分析Table 1 Ion analysis of water sample of BZ34-1 oilfield

表2 水源水与地层水静态配伍实验后垢含量统计Table 2 Scaling content of match experiment of source water and formation water

进一步测试加热反应前后水中结垢离子的浓度以此计算结垢离子的损失量，结果显示混合水中钙离子损失最为明显。图1为钙离子损失量、总垢增加值随混合水比例的变化趋势，由图1可知，钙离子损失量随地层水比例的增加呈先增加后减小的趋势，最大损失量在混合比例3:1时达到了41.5 mg/L，与总垢增加值变化趋势一致，由此推出水源水与地层水不配伍主要是由于钙离子损失产生的钙质垢所致。

1.2 定性分析

图1 水源水与地层水配伍性实验后钙离子损失量变化趋势Fig.1 Loss trends of calcium ion after compatibility experiment of source water and formation water

由定量分析可知，沉降垢对总垢贡献率较大，且随着地层水比例的增加总体上呈增加的趋势，最大垢量达118.4 mg/L。对沉降垢进行显微镜下观察可以发现各混合比例的混合水有大量垢出现，呈连体或集合状产出，随地层水比例增加垢量也增多，这与配伍实验后沉降垢量统计结果一致，证实了水源井水与地层水的不配伍性（图2）。

对水源水与地层水3:1混合水产出的沉降垢和悬浮垢进行显微镜下观察可以发现二者在含量、晶形、粒径等方面存在明显差异。图2a为沉降垢样全貌，可见垢量较多，颗粒分布较为密集，局部放大发现晶体晶型较差，部分孤立状或集合状产出，粒径约5～10 μm。部分晶体呈花簇状形态产出，粒径约10 μm×40 μm（图2b）。图2c为滤膜上悬浮垢样全貌，垢量较多，分布密集，局部放大可见晶体晶型较好，呈聚形生长（图2d），同时可见方解石式菱面体晶面。结合能谱分析可知（表3），沉降垢、悬浮垢的C、O、Ca三种元素之和超过95%，因此，进一步判定垢型为CaCO3。这些垢颗粒足以堵塞储层中的有效喉道，导致储层注水压力升高。注水堵塞使水井半径增大，加上钙质垢量大，最终导致油田水井酸化有效期较短。

图2 沉降垢、悬浮垢扫描电镜下微观形貌Fig.2 Microstructure of settle scale and suspended scale under SEM

表3 水源水与NmⅡ油组地层水3∶1混合水产出垢能谱分析结果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 验证分析

1.3.1 X射线衍射分析

对滤膜上悬浮垢进行X射线衍射分析（图3），可以看出，混合比例3:1～1:2时衍射曲线上CaCO3衍射主峰明显(d=3.03Å，θ=29.4°)，综合看来，随着地层水比例的增加，钙质垢量先增加后减少。定量分析中测得悬浮垢量呈先增加后减小的趋势，且混合比例3:1～1:2时垢量较大，但是较总垢值相比，垢量不大，因此，衍射曲线上显示的主峰强度值并不高。X射线衍射分析与垢含量统计结果相一致，证实了不配伍性是由钙质垢所致。

图3 水源水与地层水配伍性实验后滤膜悬浮物衍射曲线Fig.3 Diffraction curves of suspended solids of filter membrane after compatibility experiment of source water and formation water

1.3.2 动态配伍性评价

渤中34-1油田明化镇组储层水源水与地层水混合后有结垢现象，但结垢对储层渗透率造成的伤害程度还必须通过动态配伍性实验来进一步深入研究。实验岩心为储层砂岩心，所选用的岩心渗透率与储层岩石渗透率相近。方法为体积流量法，为排除黏土膨胀等因素对测定值的影响，用蒸馏水配制与地层水等矿化度的KCl盐水作为地层水饱和岩心，并用此盐水测量驱替水源水前后岩心渗透率的变化，评价结果见表4，可见岩心渗透率损害率为52.47%～53.43%，损害程度中等偏强。由前述分析可知，结垢是造成这种较强损害的根本原因。

综上所述，通过定量、定性、验证分析评价水源水与地层水的配伍性可知，二者混合后有不配伍性，生成钙质垢，长期注入导致储层损害，是目前注水困难的关键原因。

2 储层敏感性评价

注入水对储层是否造成伤害主要与注入水的水质和储层的敏感性有关，速敏和水敏等引起的储层内部微粒的运移和黏土矿物的膨胀、分散、运移是注入水对储层敏感性伤害的主要形式[6]。评价方法参照行业标准SY/T 5358-2010[7]。

2.1 储层黏土矿物组成

黏土矿物是造成储层敏感性的主要因素[8]，根据Stokes实验沉降原理，利用沉降法抽提砂岩中粒径小于5 μm的黏土矿物，通过X射线衍射分析得知，渤中34-1油田黏土矿物绝对含量约8.9%，其中以蒙脱石为主，相对含量平均44.7%，其次为高岭石，相对含量平均为30.8%。电镜下观察储层黏土矿物产状可见蒙脱石主要以薄膜状产出赋存于粒表（图4a），高岭石主要呈书页状、蠕虫状充填于粒间（图4b）。蒙脱石含量高，储层有潜在的水敏性损害。

2.2 水敏性评价

水敏评价结果显示，随着注入水矿化度的降低，岩心液体渗透率也大幅下降，水敏损害率为35.74%～71.90%，平均53.82%，损害程度为中等偏弱—强。一般认为地层水敏性损害与膨胀性蒙脱石的水化膨胀有关[9]。储层中蒙脱石相对含量达44.7%，且以薄膜状产出，当注入水矿化度低于临界矿化度时就会发生分散，运移，就会破坏黏土矿物的集合状结构，导致其他颗粒发生运移，同时黏土薄膜的存在也大大减小孔隙的有效半径，造成孔喉堵塞，这就决定了储层存在水敏性损害。目前渤中34-1油田主要为清污混注，且清污混合比约5:4，水源水矿化度为5 749 mg/L，地层水矿化度为5 338 mg/L。而生产污水实为不同油组产出地层水的混合水，因此注入水的矿化度不低于地层水矿化度，储层目前发生水敏性损害程度较小。但是油田将来进入中后期注水开发阶段，产出水结垢会导致回注污水矿化度降低，有可能会诱发水敏性损害。

表4 水源水动态配伍性实验评价结果Table 4 Dynamic compatibility experiment evaluation result of source water

图4 渤中34-1油田明化镇组储层黏土矿物类型和产状Fig.4 Mineral type and occurrence of clay of Minhua town group reservoir in BZ34-1 oilfield

2.3 速敏性评价

速敏实验评价结果见表5，可见速敏损害率达69.3%～123.2%，平均96.3%，损害程度中等偏强—强，并且在实验过程当中随注入速度的增加渗透率也增加。储层速敏性损害的原因是因为岩石胶结疏松，孔喉半径大，允许粒径较小的颗粒通过并驱替出岩心端面，导致渗透率增加。这也意味着在实际生产中不可忽视储层出砂的问题，油井出砂会给油田的正常生产带来很大的危害，如：油管砂堵，设备损坏等，必然导致注入压力升高，影响注水效果。实验测得临界流量为0.25～0.75 mL/min，换算为临界流速为2.34～7.02 m/d，平均4.68 m/d。统计现场注水速度发现多高于实验临界流速，最高达7.69 m/d，不可避免引起速敏损害，尤其是酸化初期，可移动微粒数量多、启动流速低，需有效控制注入强度。

3 回注水水质分析

渤中34-1油田A平台主要采用清污混合回注，注水工艺流程中包括水源水和生产污水处理流程，最终进入注水泵供给至A平台各注水井。对水处理流程中各节点处进行平台在线水质监测，其中注水井井口数据如表6所示。依据渤海油田各作业区注水水质控制指标，除水源水井口处水质基本达标以外，各节点处多项指标均超标。注入水水质不达标引起储层损害，主要表现在以下几个方面。

1）注入水中含油率超标。水中含油对储层的伤害主要表现为部分液珠吸附在孔隙的某些部位，直接减小有效孔隙直径，也可以作为一些固体的良好粘合剂，还能产生“乳块状”，增加油层堵塞，降低注水效率[10]。

表5 渤中34-1油田明化镇组速敏性实验评价Table 5 Evaluation of velocity sensitivity of Minhua town group in BZ34-1 oilfield

表6 注水井井口水质监测数据Table 6 Water quality monitoring data of wellhead of water injection wells

2）悬浮物含量超标时，注入水损害储层是主要形式。主要表现为：小粒径悬浮物进入岩石孔隙内部形成堵塞孔喉造成深部损害，大粒径的可在岩石表面或浅表部位附着、桥堵，降低岩石表层渗透率[11]。

3）渤中34-1油田主流喉道直径为18.08～31.18 μm，依据桥堵、沉积和通过准则，当悬浮物粒径为孔喉直径的1/7时，颗粒基本通过岩石基质，因此将悬浮物粒径中值定为＜3 μm较为合理，平台监测数据显示注入水粒径中值为5 μm，远大于控制标准，易形成堵塞。

4）注入水中硫酸盐还原菌（SRB）含量超出控制指标，大量SRB不仅可以产生H2S，引起H2S腐蚀，也可直接参加腐蚀反应，腐蚀产物形成一种极强的堵塞物[12]。因此，细菌对渤中34-1油田的危害不容忽视。

目前注入水处理系统中暴露出了水源井进入斜板管线存在堵塞，斜板顶部生产污水进入斜板管线堵塞且罐内浮油积累，污染严重等问题，水处理系统运作时效低是水质不达标的根本原因，因此，有必要对注水系统进行整体优化与改造。

4 储层保护措施

目前水源水、产出水结垢能力较强，注水系统应实施连续投加有效阻垢剂，降低回注水的刚性悬浮物对储层主力喉道的堵塞。储层中黏土矿物含量高，且微结构疏松，易于发生微粒运移，且目前水井的注水强度远大于储层的临界注水强度，可适当增加注水井井数，降低单井的注水强度和速敏性损害；同时酸化后，可逐渐提高注水强度，避免近井地带可移动微粒同时发生运移，堵塞孔喉，导致酸化有效期短。

5 结论

1）系统分析了渤中34-1油田欠注的主要原因是水源水与产出地层水不配伍、水处理不达标，以及注水强度大于储层的临界注水强度。针对这些问题，制定合理的措施是将来油田提高水驱油效率的关键所在。

2）清污混合水中垢颗粒粒径大且结垢能力强，以及酸化后注入强度控制不合理，诱发速敏损害是酸化有效期短的重要原因。

3）中后期注水开发，产出水结垢会导致回注污水矿化度降低，有可能会诱发水敏性损害发生。

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（编辑：杨友胜）

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。

陈超（1988—），男，在读硕士研究生，储层地质、油气层保护技术研究。