酒东油田注入水对岩心渗透率的损害率实验

李洪建 张鹏 常菁铉 赵利庆 兰晓龙 王苗苗 马文娟

1. 西南石油大学石油与天然气工程学院；2. 中国石油天然气股份有限公司玉门油田公司酒东采油厂；3. 中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司第一采油厂

酒东油田于2010 年正式投入开发，目前主要开发有酒泉盆地酒东坳陷营尔凹陷长沙岭构造白垩系下沟组K1g3和K1g1两套油藏。自2014 年酒东油田联合站采出水处理场投运后，采用“调储沉降+油水分离+气浮+砂滤+改性纤维球过滤”的处理工艺对采出水进行处理，实现了采出水全部回注。但仍存在以下主要问题：一是注水过程中易造成近井地带堵塞、单井吸水能力下降快、注入压力高、降压增注措施有效期短，导致处理后采出水无法完全回注；二是自2016 年11 月开始，长2 区块K1g1油藏投产进入系统后，由于单井含水率较高，两个油藏采出水混合后出现井筒内结垢、个别单井存在明显结垢管堵等现象。

在注水开发作业过程中，当注入水进入储层时，由于温度、矿化度等变化，会导致储层结垢，注入水中含有的悬浮物如黏土、有机物、微生物以及化学沉淀等其他物质进入产油层都能造成渗流通道的堵塞，降低注水井的吸水能力，注水水质的好坏会引起储层渗流物性发生变化［1-2]，影响油田注水开发效果。

本文通过实验研究，分析模拟注入水矿化度及悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量对岩心渗透率的损害率的作用机理。通过单因素实验分析的结果，确定了影响岩心渗透率损害率正交实验的4 个重要因素及各因素的水平值，结合实验数据利用极差分析法确定了各因素对岩心渗透率损害率的影响程度，最后得到了岩心渗透率损害率最小的影响因素指标组合，从而为酒东油田注入水水质控制提供科学与实验依据［3]。

1 注入水主要水质指标测试分析

1.1 酒东油田注入水中悬浮物含量分析

选取酒东油田长3-4 井井口水样及净化水罐处水样进行悬浮物含量分析。实验前将滤膜放入烘箱中进行烘干，并对其进行称重得到m纸。分别取100 mL试样并摇匀，将试样倒入烧杯中，向其中加入0.5 mL的破乳剂，在常温下搅拌2 h，在2 h 后用洗耳球吸去上层多余的油，然后将吸去油后的试样倒入放有烘干滤膜的过滤器上进行过滤，最后将滤膜放入65 ℃左右的烘箱中烘干10 h 后对其进行称重得到m悬+纸。反复进行以上实验3 次，最后取其平均值得到悬浮物的含量。

由实验结果可知，长3-4 井注水井井口注入水中悬浮物平均含量为108.7 mg/L，净化水罐出口注入水中悬浮物平均含量为9.7 mg/L。对比石油天然气行业标准(SY/T 5329—2012)可知，所分析的两个注入水水样中的悬浮物含量严重超标。

1.2 注入水中悬浮物粒度分析

用Bettersize2600LD 型激光粒度仪对长3-4 井井口及净化水罐处水样进行粒度分析，分析结果如图1 和图2 所示。由分析结果可知，长3-4 井井口注入水中悬浮物中值粒径为15.777 μm，净化水罐处注入水中悬浮物中值粒径为6.151 μm。对比石油天然气行业标准(SY/T 5329—2012)可知，注入水中的悬浮物粒径严重超标。

图 1 长3-4 井井口注入水悬浮物粒度分布曲线Fig. 1 Distribution curve of the particle size of suspended matter in the injected water at the wellhead of Well Chang 3-4

图 2 净化水罐出口注入水悬浮物粒度分布曲线Fig. 2 Distribution curve of the particle size of suspended matter in the injected water at the outlet of the purified water tank

1.3 注入水中含油量分析

用IL460 型红外分光测油仪分别对联合站注入水、长3-4 井井口注入水及净化水罐出口注入水中含油量进行了多样次测试分析。分析得到，联合站注入水、长3-4 井井口注入水、净化水罐出口注入水中平均含油量分别为7.81、6.96、8.12 mg/L。对比石油天然气行业标准(SY/T 5329—2012)可知，注入水中含油量超标，但不严重。

1.4 注入水与地层水离子成分分析

注入水和地层水离子成分见表1。

表 1 注入水和地层水离子成分分析数据Table 1 Analysis data of the ionic compositions in the injected water and the formation water

2 注入水对岩心渗透率的损害率实验研究

2.1 注入水对岩心渗透率的损害率实验评价方法

本文参照石油天然气行业标准(SY/T 5329—2012)开展注入水对岩心渗透率的损害率实验。该方法实验周期短，测量的数据精确度高，实验设备流程如图3 所示。

图 3 岩心驱替实验流程Fig. 3 Flow chart of core displacement test

根据达西定律，渗透率的计算公式为

式中， k 为岩心的渗透率，10-3μm2； Q 为在流压 p下通过岩心的流量，mL/min； μ为通过岩心的流体黏度，mPa· s ； L 为岩心长度，cm； D 为岩心直径，cm； p为实验中测得通过岩心的流压，MPa。

渗透率损害率的计算公式为

式中，M 为渗透率损害率； ki为用地层水测试的渗透率，10-3μm2； ko为实验中不同PV(驱替孔隙体积倍数)下测试的渗透率，10-3μm2。

2.2 矿化度变化对岩心渗透率的损害率

本实验按照行业标准(SY/T 5329—2012)，结合注入水和地层水离子成分分析，选择长2-2 井地层水分析数据为参考值，分别配制该井地层水矿化度的90%、80%、70%的盐水，选取3 块天然岩心进行实验，实验步骤如下［4]。

(1)将选取的岩心置于电热鼓风干燥箱中，设定温度为60 ℃，干燥48 h；

(2)取出烘干后的岩心，抽真空4 h，饱和模拟地层水4 h；

(3)将饱和后的岩心置于岩心加持器中，并在中间容器内加入模拟地层水，测试岩心的基础渗透率；

(4)将中间容器内的模拟地层水更换为模拟注入水，测定在不同PV 下岩心渗透率损害率的变化值，分析岩心的损害情况。

实验结果如图4 所示，可以看出，当用矿化度为地层水矿化度90%的盐水驱替(0～4 PV)，累计驱替倍数为4 时，3 块岩心渗透率平均损害率为5.73%；当用矿化度为地层水矿化度80%的盐水驱替(4～10 PV)，累计驱替倍数为10 时，3 块岩心渗透率平均损害率为17.70%；当用矿化度为地层水矿化度70%的盐水驱替(10～14 PV)，累计驱替倍数为14 时，3 块岩心渗透率平均损害率为21.61%。分析认为，注入水的矿化度越低，对岩心孔喉通道堵塞越严重，导致渗透率损害率不断增大［5-7]。

图 4 矿化度对岩心渗透率的损害率实验曲线Fig. 4 Experimental curve of the core permeability damage rate from the salinity

2.3 注入水中悬浮物含量对岩心渗透率的损害率

本实验按照行业标准(SY/T 5329—2012)，结合酒东油田注入水中悬浮物含量分析，选择净化水罐出口注入水中悬浮物含量分析数据，分别配制悬浮物含量为8、9、10 mg/L，悬浮物粒径3 μm 的模拟注入水。选取3 块人造岩心进行实验，实验步骤同2.2。由图5 实验结果可看出，当驱替到14 PV 时，3 块岩心渗透率平均损害率为42.08%。分析认为，当注入水中悬浮物粒径一定时，随着悬浮物含量的增大，岩心渗透率损害率增大。固相悬浮物也即通常所说的机械杂质，注入水中悬浮固相的含量与固相颗粒的大小是造成地层损害的直接因素［8-10]，当注入水中的悬浮物进入储层时，会造成渗流通道的堵塞，进而使岩心的渗透率损害率增大。

2.4 注入水中悬浮物粒径对岩心渗透率的损害率

图 5 悬浮物含量对岩心渗透率的损害率实验曲线Fig. 5 Experimental curve of the core permeability damage rate from the content of suspended matter

本实验按照行业标准(SY/T 5329—2012)，结合酒东油田注入水中悬浮物粒度分析，选择净化水罐出口注入水中悬浮物粒径分析数据，分别配制悬浮物粒径为2、3、5 μm，悬浮物含量9 mg/L 的模拟注入水。选取3 块人造岩心进行实验，实验步骤同2.2。由图6 实验结果可看出，当驱替到14 PV 时，岩心渗透率有明显的损害，3 块岩心渗透率平均损害率为36.12%。分析认为，当注入水中悬浮物流经多孔地层时，悬浮颗粒将进入地层并在某些孔喉处架桥，随着颗粒的不断进入在孔喉架桥处形成滤饼，导致渗透率损害率增大［11-14]。渗流通道的堵塞程度和吸水能力的下降速度与悬浮物的粒径有关。

图 6 悬浮物粒径对岩心渗透率的损害率实验曲线Fig. 6 Experimental curve of the core permeability damage rate from the particle size of suspended matter

2.5 注入水中含油量对岩心渗透率的损害率

本实验按照行业标准(SY/T 5329—2012)，结合酒东油田注入水中含油量分析，选择长3-4 井井口注入水中含油量分析数据，分别配制含油量为6、7、8 mg/L 的模拟注入水。选取3 块人造岩心进行实验，实验步骤同2.2。由图7 实验结果可以得到，当驱替到14 PV 时，3 块岩心渗透率平均损害率为37.61%。分析认为，随着注入孔隙体积倍数的增加，将有更多的油滴被驱替到岩心中，进而堵塞岩心孔隙或喉道，乳化油滴对地层损害的主要形式是吸附和液锁［15-18]，乳化液在多孔介质中流动时产生的贾敏效应会堵塞储层。

图 7 含油量对岩心渗透率的损害率实验曲线Fig. 7 Experimental curve of the core permeability damage rate from the oil content

2.6 多因素交互作用对岩心渗透率的损害率正交实验

为了检验目前酒东油田注入水水质指标与注入储层的适应性，开展了注入水中多因素交互作用对岩心渗透率的损害率正交实验研究。通过对正交实验数据分析，找出对岩心损害程度最小的水质指标组合。在实验中，影响岩心渗透率损害率的主要因素有4 个，分别是矿化度百分比(A)、悬浮物含量(B)、悬浮物粒径(C)、含油量(D)，通过单因素实验分析，对每个因素取3 个最佳水平值，如表2 所示。

表 2 正交实验设计Table 2 Design of orthogonal experiment

将酒东油田注入水配制成表2 中对应矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量的模拟注入水，选取5 块天然岩心进行正交实验，实验步骤同2.2。

通过SPSS 软件设计4 因素3 水平正交实验表L(34)，分为17 组实验，结果如表3 所示。

极差分析法是用R 来描述各因素对评价指标的影响，R 值大表明此因素对渗透率损害率的影响大，为重要影响因素；R 值小表明此因素对渗透率损害率的影响小，为次要因素［19-21]。实验的最优组合由各因素的K1、K2、K3的数值进行表征。将注入水对岩心渗透率的损害率正交实验进行了极差分析，结果如表4 所示。

表 3 正交实验结果Table 3 Orthogonal experimental result

表 4 极差分析Table 4 Range analysis

通过极差分析可以得到，因素A(矿化度百分比)K3最大，为475.78；因素B(悬浮物含量)K2最大，为547.86；因素C(悬浮物粒径)K2最大，为525.86，因素D(含油量)K1最大，为548.10。可得最优组合为：A3B2C2D1，即模拟注入水矿化度百分比为90%、悬浮物含量8 mg/L、悬浮物粒径2 μm、含油量6 mg/L时，岩心的渗透率损害率最小。由极差分析数据可以看出，在4 个因素中，对天然岩心堵塞影响程度的大小排序是B＞C＞A＞D，即悬浮物含量对岩心渗透率损害率的影响最大，其次是悬浮物粒径和矿化度百分比，含油量对岩心渗透率损害率的影响最小。

3 多因素交互作用对天然岩心堵塞微观分析

对多因素交互作用堵塞后的天然岩心长2-18-6 进行了扫描电镜分析，如图8 所示。

图 8 岩心长2-18-6 扫描电镜图片Fig. 8 SEM pictures of core Chang 2-18-6

由扫描电镜图像可知，正交实验后的岩心中存在粒间填隙物、粒间微粒运移、黏土矿物膨胀、污染等现象。以上现象的产生导致岩心孔隙空间的堵塞，进而使岩心渗透率损害率增大。

4 结论

(1)由酒东油田注入水中主要水质指标测试分析得到，注入水中的悬浮物含量和悬浮物粒径严重超标，注入水中的含油量超标，但不严重。

(2)由单因素实验分析可知：注入水的矿化度百分比越低，对岩心孔喉通道堵塞越严重，岩心渗透率损害率随着注入水中悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量的增加而增大。当驱替到14 PV 时，悬浮物含量对岩心渗透率的损害率的实验中，3 块岩心渗透率平均损害率为42.08%；悬浮物粒径对岩心渗透率的损害率的实验中，3 块岩心渗透率平均损害率为36.12%；含油量对岩心渗透率的损害率的实验中，3 块岩心渗透率平均损害率为37.61%。

(3)由正交实验分析可知：悬浮物含量对岩心渗透率损害率的影响最为显著，其次是悬浮物粒径和矿化度百分比，含油量对岩心渗透率损害率的影响最小，即各因素对岩心渗透率的损害率的主次顺序为悬浮物含量＞悬浮物粒径＞矿化度百分比＞含油量。

(4)分析结果表明，当模拟注入水矿化度百分比为90%、悬浮物含量8 mg/L、悬浮物粒径2 μm、含油量6 mg/L 时，岩心的渗透率损害率最小。扫描电镜分析亦验证了注入水对岩心损害的情况。