陕北旦八油区注水井堵塞原因分析及治理措施

乔林胜，白海涛，马 云，郭学辉，白 远

(1.西安石油大学 陕西省油气田特种增产技术重点实验室，陕西 西安 710065；2.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065；3.西南石油大学 石油与天然气学院，四川 成都 610000； 4.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

引 言

旦八油区长6储层注水井存在注水量递减快、注水压力高、注水见效慢、注采严重失衡等问题，给油田开发造成了严重影响。注水过程中注入水与储层不配伍、注入水与地层水不配伍、注入水中的乳化油、悬浮固相颗粒等均会对储层渗透率造成伤害[1-2]。注入水与储层不配伍造成储层伤害，是由于注入水进入储层后引起储层敏感性矿物水化膨胀、分散运移，堵塞孔喉，导致储层渗透率下降[3-4]。关于乳化油和悬浮固相颗粒对储层伤害，虽然有学者致力其伤害机理的理论模型研究[5-7]，但目前普遍采用岩心流动实验评价乳化油、固相颗粒对储层伤害程度，并主要通过控制乳化油、固相颗粒的粒径及浓度减小储层伤害。固体颗粒对储层伤害主要是r粒/r孔为1/3～2/3的架桥离子和细微颗粒的共同作用[8]。同等条件下，固相颗粒浓度越大，注入孔隙体积倍数越大，渗透率伤害程度也越大[9-10]。乳化油主要通过贾敏效应伤害储层，并且由于油滴的可变形特点，可能会对储层造成更深的侵入伤害[11]。注入水与地层水配伍性，可通过结垢预测判断地层条件下离子结垢趋势[12-13]，或通过注入水与地层水不同配比下的结垢实验进行研究[14-15]。但无论是BaSO4结垢还是CaCO3结垢，当油层渗透率越低，结垢量越大，结垢对油层产生的伤害越严重[16]。结垢造成的岩心微观孔隙结构变化以及结垢物质的形成情况可以借助核磁共振技术结合扫描电镜分析研究[17-18]。

通过室内模拟实验，对陕北旦八油区长6储层注入水和采出水进行水质分析，研究注入水与地层水配伍性、悬浮固相颗粒和乳化油对储层渗透率的伤害，并结合旦八油区长6储层特征，分析注水井堵塞原因，为该油区的注水井制定合理注水措施和解堵措施提供参考。

1 储层特征

该油区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，长6储层以灰-灰绿色长石细砂岩和细粉砂岩为主。填隙物成分主要为绿泥石、方解石、浊沸石及少量细粉砂、伊利石、水云母等。储层整体物性较差，为细喉道、低孔-特低渗储层。孔隙度主要分布在8%～10%，平均渗透率(0.103～1.430)×10-3μm2。压汞资料显示其最大连通孔喉半径(Rd)为4.900～0.092 μm，对应的中值半径(R50)为0.43～0.03 μm。储层温度为64.6～67.5 ℃，平均原始地层压力10.33 MPa。

依据SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》对该油区长6储层进行敏感性评价，结果表明：速敏损害程度弱，临界流量在0.10～0.24 mL/min。水敏损害程度中等偏强，临界矿化度3 556.54 mg/L。该储层存在强酸敏损害，中等偏弱碱敏损害。

2 水质分析

该油区长6储层注入水为处理后的同层采出水。为了系统分析水质特性，依据SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》对注入水和地层水(用具有代表性的两口低含水油井的采出水代替)进行了水质分析，结果见表1。

表1 注入水和地层水分析结果Tab.1 Water quality analysis results of injected water and formation water

该油区长6储层地层水属于CaCl2水型。注入水中悬浮固相含量40.89 mg/L，含油量44.96 mg/L，粒径中值3.85 μm，属于CaCl2水型，总矿化度为27 226.73 mg/L，高于储层临界矿化度3 556.54 mg/L。注水过程中不存在储层的水敏伤害。注入水显中性，不会引起储层的酸敏、碱敏伤害。地层水与注入水均含有Ca2+、HCO3-、SO42-，而且注入水含有CO32-，所以该注入水注入地层后，会导致CaSO4和CaCO3结垢伤害[19]。

3 堵塞原因分析

3.1 注入水与地层水配伍性研究

采用SY/T 0600-2009《油田水结垢趋势预测》中的Davis-Stiff饱和指数法预测注入水与地层水混合后的碳酸钙结垢趋势。判断标准：结垢指数SI>0，有结垢趋势；SI=0，临界状态；SI<0，无结垢趋势。采用Skillman热力学溶解度法预测其硫酸钙结垢趋势。计算硫酸钙结垢趋势预测值S，硫酸钙实际含量c，令ΔS=S-c。判断标准：ΔS>0，无结垢趋势；ΔS=0，临界状态；ΔS<0，有结垢趋势。

将表1中注入水与地层水(取均值)以不同比例混合[20]，预测其在地层压力(10.33 MPa)和地层温度(66 ℃)下结垢趋势。预测结果见图1。

图1 结垢趋势预测结果(66 ℃，10.33 MPa)Fig.1 Prediction result of scaling trend

由预测结果可知：该油区长6储层注入水与地层水以不同比例混合后不存在硫酸钙结垢趋势，但单一注入水、注入水与地层水以9:1和8:2混合后均存在碳酸钙结垢趋势。在水驱过程中，经注入水驱替后，储层岩石孔隙中注入水饱和度逐渐增加，碳酸钙结垢趋势会变得更加明显，结垢堵塞趋于严重[21]。而且随着注水过程延长，注水前缘不断推进，水驱区域逐渐扩大，结垢堵塞将逐步向储层深处延伸。

3.2 固相颗粒伤害分析

用孔径为0.45 μm微孔滤膜过滤注入水2遍，加入膨润土，在4 000 r/min条件下搅拌30 min，静置12 h，取上清液，得到模拟注入水。利用MS2000激光粒度仪分析悬浮固相颗粒的粒径分布，粒径中值3.61 μm，并测定模拟注入水中悬浮固相含量。实验用天然岩心，按照SY/T 5336-2006《岩心常规分析方法》测定岩心基本参数。

在恒温66 ℃的条件下以0.1 mL/min恒速向岩心注入模拟注入水，测量不同驱替倍数下岩心渗透率并计算其伤害率，考察水驱过程中岩心伤害率随注水量的变化情况。然后用毛刷清除岩心注入端面的堵塞物，用过滤后注入水测定岩心渗透率，判断渗透率恢复情况。实验结果见表2和图2。

表2 清除端面堵塞物前后固相颗粒对岩心伤害率变化情况Tab.2 Change of damage ratio of solid particles to core permeability before and after removing end plugging

图2 岩心渗透率伤害率与注水PV数关系Fig.2 Relationship between core permeability damage ratio of solid particles and water injection volume

由表2与图2可知，随着注入水的注入孔隙体积倍数的增加，岩心伤害程度逐渐增加。可见固相颗粒对岩心渗透率损害程度和累积注入量有关。

用相同的模拟注入水驱替岩心，较低渗透率的岩心伤害程度较高。但是清除端面堵塞物后所测得的较低渗透岩心的渗透率恢复程度较高。说明渗透率较低的岩心其孔喉半径较小，相同粒径的固相颗粒不容易进入岩心内部，更容易在岩心端面形成桥塞[22]。而较高渗透率的岩心，不仅会在注入端形成外滤饼，而且固相颗粒会造成较为严重的侵入伤害，从而降低岩心渗透率[23]。由于该储层平均渗透率为(0.103～1.430)×10-3μm2，注入水的粒径中值为3.85 μm，故注入水中的固相颗粒更容易在井筒附近形成外泥饼堵塞，少量进入岩心内部形成堵塞。

3.3 乳化油伤害分析

在蒸馏水中加入乳化剂(十二烷基硫酸钠)250 mg/L，高速搅拌(4 000 rad/min)5 min，再加入一定量的航空煤油高速搅拌30 min得到模拟乳化液。通过双光束紫外分光仪测得乳化油含量为50 mg/L，利用MS2000测量其粒径分布，测得粒径中值2.45 μm。

在恒温66 ℃，恒速(0.1 mL/min)向岩心注入模拟乳化液，乳化油对岩心伤害曲线如图3所示。用毛刷清除端面堵塞物后，用相同矿化度的模拟注入水测岩心渗透率，计算岩心渗透率的伤害率，判断渗透率恢复情况，实验结果见表3和图3。

表3 清除端面堵塞物前后乳化油对岩心伤害率变化情况Tab.3 Change of damage ratio of emulsified oil to core permeability before and after removing end plugging

图3 不同注入PV数下乳化油对岩心的伤害情况Fig.3 Relationship between core permeability damage ratio of emulsified oil and water injection volume

从表3与图3可知，驱替开始后岩心伤害率一直呈上升趋势，驱替至50 PV以后岩心伤害曲线上升趋势明显减缓，并且随着注入孔隙体积倍数的增加，实验岩心的伤害率由D1-6>D1-5>D1-4变化为D1-4>D1-5>D1-6。分析认为，实验所用乳化液中乳化油滴的中值粒径(2.45 μm)大于岩心平均孔喉半径(1.48～0.02 μm)。在注入孔隙体积倍数低于50 PV时，较高渗透率岩心由于其平均孔喉半径与油滴粒径更接近，悬浮物中小油滴更容易进入岩心孔隙，形成内部堵塞[11]，而较低渗透率岩心则更容易形成端面堵塞伤害。当注入孔隙体积倍数高于50 PV之后，随着注入孔隙体积倍数的增加，大滴的乳化油在岩心端面聚集，形成油膜阻止了内部伤害的进一步发生，此时岩心伤害主要以端面堵塞为主[24]。

含油量50 mg/L模拟乳化液驱替至100 PV后，岩心伤害率均高于60%。清除端面后，岩心伤害率降低至10%左右。因此，乳化油对岩心渗透率的伤害以端面堵塞为主。

通过注水井堵塞原因分析，确定固相颗粒和乳化油主要是在岩心注入端面形成堵塞伤害。由于研究区储层酸敏感性较强，不宜施行酸化解堵措施。因此，针对该储层实际情况，采用负压返吐方法解除注水井堵塞[25]，并通过室内反驱实验研究其可行性。

4 治理措施

4.1 负压返吐解堵模拟实验

用乳化剂、煤油、膨润土和蒸馏水配制模拟注入水(悬浮固相含量7 mg/L，乳化油含量40 mg/L)。在恒温66 ℃，恒速(0.1 mL/min)向岩心驱替模拟注入水，连续测量不同驱替孔隙体积倍数下岩心的渗透率，并计算伤害率；然后用过滤后地层水反向驱替，模拟负压返吐解堵过程。再用过滤后地层水正向驱替，判断负压返吐后岩心渗透率的恢复情况。实验结果见图4。

图4 岩心反向驱替解堵实验结果Fig.4 Experimental results of reverse displacement removing pluggingin cores

两块实验岩心反向驱替后，随着反向驱替PV数的增加，渗透率有明显的下降趋势。分析认为，由于正驱侵入岩心内部的少量微小固相颗粒和乳化油滴，反驱过程中会在岩心孔隙中重新分布，使得反驱渗透率出现下降趋势。但随着驱替PV数的增加，渗透率较低岩心2-1反驱6 PV后，渗透率较高岩心2-2反驱15 PV后，各岩心渗透率变化趋于稳定。反向驱替之后，两块岩心平均伤害率由56.22%下降至26.91%，渗透率恢复到原渗透率73.81%。由此可见，通过反向驱替(大于15 PV)后可以部分解除模拟注入水对岩心的堵塞。

4.2 现场试验

4.2.1 现场试验方案

负压返吐解堵方法通过排出井筒流体的方式使注水井井底压力低于储层压力，地层水可以快速自喷进入井筒，从而带出近井地带岩石孔隙堵塞物、射孔孔眼和岩石表面的滤饼，并辅助以洗井作业彻底清除返吐至井筒内的堵塞物，达到解堵目的。由于注入水中乳化油和固相颗粒主要在注入端堵塞储层，因此以近井地带0.5 m为界，按大于15倍孔隙体积计算需要返吐的地层水量。具体试验方案：

(1)采用油管返吐方式进行负压返吐，将注水阀关闭，连接油管出口与储液罐；打开油管阀门以3～4 m3/h排出要求水量(需要排出的地层水量+油管体积)后停止返吐；

(2)在一次排液时，当排液量降到1～2 m3/h时还未达到放喷量要求时，应关井恢复压力，压力恢复后再次放喷，直到放喷量达到要求后停止返吐，然后进行洗井；

(3)洗井时，将注水阀门和油套环空阀门打开，刚开始的20～30 min应以1～1.5 m3/h的小排量进行洗井，然后逐渐将排量增加到3～4 m3/h，当排出水变清澈后停止洗井。然后进行正常注水。

4.2.2 现场试验效果

试验井储层孔隙度为8%～10%，平均储层厚度为10.3 m，该井返吐前注水压力23.5 MPa，日配注20 m3，日注水10 m3。由于注入井乳化油和固相颗粒主要在注入端堵塞储层，故污染半径以0.5 m计算。累计返水量20 m3左右，历时100 min，现场返吐液取样化验结果见表4。最终注水压力为23.8 MPa，日注水量为20 m3。该井返吐前后工况见图5。

由试验结果分析，返吐过程中，悬浮物与乳化油在返吐液中浓度远高于注入水中的浓度。返吐后，注入压力变化微小，注入量提高了一倍，可见负压返吐能够解除该油区注水井堵塞。

表4 现场试验取样分析结果Tab.4 Fieldsampling analysisresult

图5 试验井试验前后工况Fig.5 Change of working conditions of the test well before and after test

5 结 论

(1)陕北旦八油区长6储层注水井堵塞主要由注入水结垢、固相颗粒和乳化油堵塞造成。固相颗粒存在侵入伤害和外滤饼堵塞伤害，乳化油以端面堵塞为主。

(2)由于储层酸敏感性较强，不宜进行酸化解堵，对于已经堵塞的注水井，可以进行负压返吐解堵。

(3)建议在注入水中加入碳酸钙阻垢剂防止储层结垢伤害，同时提高注入水水质，降低注入水中的固相颗粒含量和含油量。