渤海B油田回注污水中乳化油对低渗储层堵塞实验研究

张运来，胡 勇，缪飞飞，张吉磊，苏进昌

(中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

渤海B油田回注污水中乳化油对低渗储层堵塞实验研究

张运来，胡 勇，缪飞飞，张吉磊，苏进昌

(中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

为确定海上低渗油田含油污水回注对低渗储层的影响，利用室内实验方法，取不同渗透率的人工岩心各两块分为两组，每组分别用乳化油含量为30 mg/L、50 mg/L的模拟乳化油进行驱替，再对岩心进行反驱、正驱和刷端面正驱，研究乳化油含量对储层的堵塞伤害规律。分析结果表明：乳化油浓度越大，对岩心的伤害越严重；对于同一浓度和粒径的乳化油，渗透率越大，岩心伤害率越高；通过反驱、正驱和刷端面正驱后，渗透率有所回升。

∶渤海B油田；污水回注；乳化油；低渗储层；储层伤害

渤海B油田是海上典型的低孔低渗油田，原油采出液中含有大量混入乳化油珠和固相颗粒的含油污水，含油污水处理后回注地层时，污水处理若不达标，污水中的乳化油小颗粒会堵塞地层渗滤面，甚至侵入孔壁、喉道，依附在孔壁、喉道内，产生贾敏效应和水锁效应[1-2]，影响油田开发效果。因此，研究回注污水中的乳化油对低渗透储层的堵塞规律很有必要。进行含油量实验时，乳化后的油滴尺寸应与油田现场注水中的含油相匹配。实验前用高倍光学显微镜对油田污水中的油滴尺寸大小进行统计分析，当某粒径的油珠含量达到90%以上时，可认为这一粒径是油珠粒径[3]。

1 实验材料与方法

1.1 试剂与仪器

主要仪器：Mastersizer2000激光粒度仪；高压驱潜泵100DX；岩心夹持器，江苏海安石油仪器厂生产；围压泵等；高压中间容器；真空泵，2XZ-1 型；变频高速搅拌机（两轴）GJS-B12；TU-1901紫外分光光度计；奥林巴斯高倍光学显微镜DSX-500。

主要试剂：航空煤油（工业品）；十二烷基硫酸钠（分析纯）；石油醚（分析纯）。

1.2 实验方法

对岩样进行压汞实验，分析岩样的孔喉大小分布。按不同添加顺序将煤油、乳化剂和蒸馏水用变频高速搅拌机进行高速搅拌，模拟乳化油的配制。参照《SY/T5329-2012 碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》进行含油量的测定，用激光粒度仪进行粒径分布的测定。通过岩心流动实验来测定、分析乳化油对岩心的伤害，用岩心伤害率评价乳化油溶液对岩心的堵塞程度，用渗透率恢复率评价岩心通过反驱或正驱或刷端面正驱渗透率的恢复情况。

岩心伤害率和岩心渗透率恢复的计算公式如下：

式中：aI为岩心伤害率，%；0K为用蒸馏水测定的初始渗透率，10-3µm2；aK 为不同注入倍数时测定的岩样渗透率，10-3µm2。

2 结果与讨论

2.1 储层孔喉分析

通过岩样压汞实验，得出渤海B油田主力油层储层孔喉的大小分布。由表1可知，渤海B油田主力油层储层的平均喉道半径细小，在2.0 μm以下。

为进一步分析储层渗透率K、孔隙度φ与喉道半径R三者间的关系，按公式（3）分别计算出了不同渗透率K和孔隙度φ下的喉道半径R。

表1 渤海B油田主力油层物性孔喉结构特征

式中：Rd为岩石喉道半径，μm；τ为流体通过岩石喉道实际走过的长度与岩石外表长度之比，τ= 1.2；φ为孔隙度，%；K为渗透率，10-3μm2。

由理论计算结果表2可知，在研究区块主力油层的孔隙度和渗透率范围内，计算出的储层平均喉道半径与实际测定值接近，一般在2.0 μm以下。

表2 不同孔隙度和渗透率下的喉道半径 μm

2.2 粒径分布及含油量测定

用高速搅拌器将乳化液在3 900 r/min转速下搅拌25 min后，油完全乳化；选定将煤油和乳化剂（十二烷基硫酸钠）在3 900 r/min转速下搅拌25 min，配制成200 mg/L的乳化油溶液；稀释到需要的浓度，测定粒度分布及含油量。其粒径分布如图1，乳化油溶液的粒径中值为2.45 μm。

图1 中值粒径为2.45 μm的乳化油粒径分布曲线

配制三组理论值均为 200 mg/L的乳化油溶液，各取100 mL，在270 nm吸光度值下测定实际含油量，实测值为110 mg/L、114 mg/L、100 mg/L。可以看出，真实含油量远低于理论配制的浓度，这是由于配制过程中有少量油损失（用搅拌混合器配制时粘在搅拌器壁上），或者是萃取不完全等。

2.3 堵塞规律研究

2.3.1 乳化油对岩心的堵塞规律

取渗透率为（5、10、25、50）×10-3μm2的人工岩心各两块分为两组，每组分别用乳化油含量为30 mg/L、50 mg/L的模拟污水驱潜，然后进行反驱、正驱和刷端面正驱。所有岩心驱替实验结果相近，图2是25×10-3μm2的岩心在乳化油含量为30 mg/L下的实验结果。

图2 乳化油累计注入倍数与岩心渗透率、伤害率的关系

由图2可知，岩心伤害率在注入乳化油的开始阶段增长较快，到20~30 PV后，伤害率增加减缓；驱潜开始阶段，岩心流动压力较小，乳化油进入岩石孔隙中堵塞孔喉，并在注入层形成滤饼，使岩心在双重作用下伤害率骤增；20 PV以后，压力升高使岩心中的乳化油滴变形而从孔隙中流出来[4-5]，形成对岩心的解堵、孔喉堵塞、滤饼形成、速率降低等，

使伤害率上升缓慢。

反驱时，岩心伤害率明显下降，渗透率明显上升。反驱时会将岩心中堵塞的乳化液油滴反驱出来，相当于对岩心进行了解堵，使岩心渗透率骤然上升，伤害率骤然下降。一段时间后，形成对岩心的反向堵塞，使伤害率上升，渗透率下降。

反驱后再正驱，岩心渗透率持续下降、岩心伤害率持续上升，这是由于乳化液油滴继续堵塞孔隙喉道。

最后刷端面的正驱，岩心渗透率骤然上升，岩心伤害率骤然下降，表明在端面上乳化油滴堵塞端面形成滤饼后，乳化液持续对岩心进行堵塞。

2.3.2 不同含油量对同一级别岩心的伤害

图 3 是渗透率 50×10-3μm2的岩心在 30 mg/L 和50 mg/L乳化油注入下伤害率的对比。由图3可知，当岩心渗透率相近时，随着乳化油注入量的增加，含油量高的岩心伤害比含油量低的岩心伤害大。这是因为悬浮物中含油量越大，侵入岩心内部和堆积在岩心污染端面的油滴数量越多[6]，越容易形成内部滤饼和外部滤饼；含油量越大，形成的滤饼厚度越大，滤饼渗透率越小，对岩心的伤害程度越严重[7]。

2.3.3 相同含油量对不同渗透率岩心的伤害

图4是不同渗透率的岩心在30 mg/L乳化油下伤害率的对比，图5是其对应的注入压力比较。

图3 不同乳化油含量下岩心伤害率与注入量关系

图4 不同渗透率下岩心伤害率与注入量关系

图5 不同渗透率岩心注入量与注入压力关系

由图4和图5可知，随着模拟乳化油注入量的增加，岩心伤害程度增加；在乳化油溶液含油量（30 mg/L）相同的情况下，岩心渗透率越大，伤害率越高。主要基于以下两点：

（1）岩心渗透率低于50×10-3μm2时，在注入压力不大的情况下，注入的乳化油滴粒径（2.45 μ m）大于岩心平均孔喉半径（1.26~3.63 μm），岩心渗透率越大，其平均孔喉半径与油滴粒径大小越接近，悬浮物中部分小油滴越容易进入岩心孔隙，形成内部堵塞，对于渗透率小的岩心，油滴只在岩心端面堵塞，出现渗透率越大、伤害越严重的情况；

（2）乳化油滴是可变形粒子，在某一压力下油滴可能无法通过孔隙喉道；当流动压力增加时，油滴借助自己良好的变形特点通过喉道；当注入压力增大到一定程度，溶液中部分油滴会在压力作用下变形，然后通过孔隙喉道[4]；压力越大，乳化油滴越容易通过岩心，对岩心渗透率的伤害就轻。图5中，同一注入量情况下，岩心渗透率越小，乳化油注入压力越大，乳化油滴越容易通过孔隙喉道，对岩心的伤害越小。

3 结论

（1）回注污水中含油量越高，对岩心渗透率的伤害程度越高。

（2）对于同一浓度和粒径的乳化油，岩心渗透率越大，其伤害率越高。

（3）乳化油浓度越大，对岩心伤害越严重。

（4）岩心伤害率在注入乳化油的开始阶段都增长的非常快，到20 PV以后，伤害曲线渐趋平缓，伤害率增加减缓。随着注入PV的增加，岩心渗透率一直在下降，岩心伤害率一直在增加，直到注入水超过100 PV后，逐渐稳定；经过反驱、正驱和刷端面正驱之后，渗透率有所回升。

[1] 李海涛，王永清，谭灿，等. 砂岩储层清水和污水混注对储层损害的实验评价[J]. 石油学报，2007，28（2）：137–139.

[2] 舒勇，贾耀勤. 桩西油田回注污水对储层损害的室内实验研究[J]. 油田化学，2003，20（2）：129–135.

[3] 王永清，李海涛. 注入水中乳化油滴对储层伤害的实验研究[J]. 西南石油学院学报，2003，25（1）：43–46.

[4] STEVEN L B, THOMAS P L．Reservoir engineering analysis of microbial enhanced recovery[J]. SPE Reservoir Evaluation& Engineering，2002，105（5）：365–366.

[5] ZHANG I S, SOMERVILLE J M, Todd A C. An experimental injection of the formation damage caused by produced oily water injection [C]．SPE 26702.

[6] 孙丽丽, 侯吉瑞, 赵凤兰，等. 苏丹油田注水伤害及对策研究[J]. 油田化学，2011，28（2）：137–140.

[7] 高建崇，刘义刚. 渤海锦州 9-3 油田注水水质指标优化研究[J]. 石油钻采工艺，2012，34（增刊）：104–106.

[8] 曹怀山，姜红，谭云贤. 胜利油田回注污水处理技术现状及发展趋势[J]. 油田化学，2009，26（2）：218–226.

TE357

A

1673–8217（2017）06–0116–03

2017–05–17

张运来，工程师，硕士，1982年生，2009年毕

业于大庆石油学院，现主要从事海上油气田开发方面工作。

编辑∶张 凡