污水回注对特低渗储层的伤害——基于三塘湖油田牛圈湖区块储层岩心的实验研究

刘 韬 曾顺鹏 陈鹏翔 杜庭俊 黄 琪

(1. 西南油气田川东北分公司， 成都 610056；2. 重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

三塘湖油田牛圈湖区块，平均孔隙度13.7%，平均渗透率2.8×10-3μm2，为低孔特低渗储层，油层温度43.7～51.09 ℃。自2007年实行注水开发以来，随着注水井开井数的增加，年注入量却没有增加，而呈减少趋势。油田的许多注水井在注入压力接近破裂压力条件下，仍无法完成配注。针对储层敏感性问题采取了相应措施，但仍未解决注入压力升高、吸水下降等问题。

油田的注水开发过程中，注入水水质差会对储层造成一定伤害；同时，长期进行注水开发，注入水会降低储层温度，而原油黏度会随温度的降低而升高[1]。针对三塘湖油田牛圈湖区块注水开发过程中存在的问题，我们通过室内实验，研究了注入水水质及温度变化对储层的伤害情况。

1 注入水悬浮物对储层的伤害

注入水中的悬浮物过多，将影响储层渗透率。悬浮物在储层孔隙内聚集，会压缩储层流通孔道端面，使得油水在此孔道内流动时的阻力增大。悬浮物在喉道处聚集，会形成“桥堵”，造成高渗透孔道堵塞，迫使注入水沿着低渗透的孔道流动，从而增大油水流动阻力。而与高渗透储层相比，低渗透油层注水相对更加困难[2-3]。为检测注入水对储层渗透率的影响，采用不同水质的注入水进行了室内驱替实验。

1.1 实验条件及方法

(1) 岩心。实验所用岩心，全部取自三塘湖油田牛圈湖区块。岩心直径为25.0～26.0 mm，长度为40.0～50.0 mm，孔隙度为3.0%～5.0%，孔隙体积为0.69～1.2 cm3。

(2) 注入水。将油田回注污水与清水按一定比例，配制成4种实验用注入水样。4种混合水样中回注污水与清水的体积比：a，2 ∶1；b，3 ∶1；c，4 ∶1；d，5 ∶1。其中，清水符合C1级水质标准；回注污水是经脱油沉淀、水力旋流及过滤处理后的生产污水，含油量仅10～30 mgL。

(3) 实验方法。实验模拟注水开采过程中清水与混合水体系对储层的伤害。主要评价参数为注入前后注入压力的变化值和岩石渗透率的变化值。驱替实验步骤如下：

①对磨平处理后的岩心进行烘干称重；

②抽空饱和(实际)产出水，测定岩石的孔隙体积和孔隙度；

③用清水(已经加了处理剂，防止敏感性发生)进行水驱，测定水驱启动压力及注入压力恒定时的压力值，绘制注入压力曲线及注入过程总渗透率变化曲线；

④用混合水进行水驱，测定水驱启动压力及恒定压力值，绘制注入压力曲线及渗透率变化曲线。

⑤计算岩心渗透率在混合水驱后的下降率，以此评价注入的混合水对岩心渗透率的伤害程度。

(1)

式中：C—— 混合水驱后岩心渗透率的下降率，%；

K1—— 清水驱的岩心渗透率，10-3μm2；

K2—— 混合水驱的岩心渗透率，10-3μm2。

如果C大于等于30%，则属于对储层伤害严重，此时所用注入水的水质是不合格的[4-5]。具体的实验流程如图1所示。

1.2 实验结果

实验结果见表1。与清水驱替相比，混合水驱替过程中，驱替压力将增加，大幅度提高了启动压力；同时，使得岩心的渗透率明显降低。4种比例的混合水注入后，岩心渗透率的下降率分别为27.78%、38.63%、46.00%、54.17%。

图1 驱替实验流程

岩心编号注入水样启动注入压力∕MPa平衡时注入压力∕MPa平衡时渗透率∕(10-3μm2)渗透率下降率∕%1234清水3.508.080.180混合水a6.6011.420.130清水4.123.630.044混合水b4.446.350.027清水11.7013.300.500混合水c12.9715.500.270清水3.6310.100.120混合水d6.3015.500.05527.7838.6346.0054.17

采用b种混合水(回注污水 ∶清水=3 ∶1)驱替时，启动压力为4.44 MPa，比清水驱替时的启动压力(为4.12 MPa)高了7.76%；在注入压力恒定时，混合水驱替的注入压力(为6.35 MPa)则比清水驱替时(为3.63 MPa)高了74.93%(见图2)。从图3可以看出，随着注入量的增加，清水驱替时岩心的渗透率变化不大，而用混合水驱替时岩心的渗透率变化较大；达到稳定后，清水驱替时岩心的渗透率明显比混合水驱替时要大。混合水中的悬浮物过多，悬浮物在储层孔隙内聚集而堵塞孔喉，使得油水的流动阻力增大，降低了储层渗透率。

图2 b种混合水和清水驱替的注入压力变化

图3 b种混合水和清水驱替时的渗透率变化

采用d种混合水(回注污水∶清水=5∶1)驱替时，启动压力(6.30 MPa)是清水驱替时(3.63 MPa)的1.7倍；稳定后，混合水驱注入压力(15.50 MPa)是清水驱替时(10.10 MPa)的1.5倍(见图4)。从图5可以看出，清水驱替时岩心的渗透变化较大，这可能是岩心的敏感性所致。与清水驱替相比，混合水驱替一开始岩心的渗透率就较低，且低于清水驱替的最终平衡值。这可能是由于d种混合水中回注污水占比较大，注入水中的悬浮物太多，刚刚注入就抑制了岩心的渗透性。

图4 d种混合水和清水驱替的注入压力变化

图5 d种混合水和清水驱替时的渗透率变化

从上述实验结果可以看出，随着注入水中回注污水占比的逐渐增加，注入水中悬浮物的含量逐步升高，岩心的渗透率则逐渐下降。要避免注水开发对储层造成伤害，或者降低回注污水对储层伤害的程度，则需优化注入水中污水与清水的比例。

2 注入水温度对储层的伤害

温度降低会对油层造成冷伤害[6]。原油中的胶质、沥青质遇到冷流体后会析出，导致孔喉堵塞。另外，原油与水(包括地层水)在一定条件下会形成乳化液，这些乳化液在有微粒或黏土颗粒时能稳定存在，导致原油凝固点上升、流动能力下降，进而堵塞孔喉。

原油的表观黏度是衡量冷伤害的一个重要指标。实验测试了黏度随温度变化情况，以此来衡量注入水对原油的冷伤害程度。

2.1 原油黏度测试

采用NXS-11A型国产黏度测试仪，测量了牛圈湖区块采出原油的绝对黏度。测量方法如下：

(1) 接通黏度测试仪的电源开关，将速度自“0”起逐渐增加，仪器读数随即发生改变。控制读数在20～95格的范围内，读取刻度，同时记录相应的转速值。

(2) 刻度盘有摆动且摆动在左右一格范围内，属于正常现象。对读数取平均值。

(3) 转速置于“15”而读数仍较小(例如小于 50格)，或转速置于“1”而读数仍偏大(例如接近100格)，这两种情况都属于系统选择不当所致。此时，应更换相应的测量系统。

(4)测量时所加物料要完全浸没转子的工作高度，直到有少量物料溢入转子上部之凹槽。

(5)根据所选测量系统，查表得仪器常数，然后计算得到测量黏度。

μ=Kα

(2)

式中：μ—— 测得的原油黏度，mPa·s；

K—— 仪器常数；

α—— 仪器测试得到的刻度值。

实验测量了3种油样的黏度。油样取自牛圈湖区块的不同油井，编号为2.45S-1、4.89S-1、7.34S-1，其相对密度分别为0.889 2、0.887 8、0.890 2。3种油样的含蜡量及饱和烃、芳香烃含量均接近。测量的温度节点为：28、42、50、60、70、80 ℃。测量结果见图6。

随着温度的升高，原油黏度总体呈下降趋势，但下降速度不尽相同。在温度从30 ℃到40 ℃的变化过程中，原油黏度下降程度很明显，从60 mPa·s下降到了30 mPa·s。在温度从40 ℃到80 ℃的变化过程中，原油黏度从30 mPa·s下降到15 mPa·s左右，下降速度缓慢了许多。由此可以看出，样品原油黏度转变的临界温度在40 ℃左右。储层温度小于40 ℃，可能使原油产生胶质、沥青质析出及乳化等问题。

图6 牛圈湖区块原油黏度随温度变化曲线

2.2 原油流变性评价

液体表观黏度的表达式如式(3)。

μ=kDn-1

(3)

式中：μ—— 原油的表观黏度，mPa·s；

k—— 稠度系数；

D—— 速度梯度；

n—— 流变指数。

由式(3)可得：

lgμ=lgk-(1-n)lgD

(4)

通过实验，已经测量出原油样品的表观黏度μ。通过作双对数图，分别求出稠度系数k和流变指数n。然后根据稠度系数和流变指数的变化情况，对原油的综合性能进行评价，从而了解原油的流变性特征。计算结果见表2。

表2 原油黏度测试计算结果

在温度从28 ℃增加到42 ℃的过程中，k值变化很明显，这说明此温度变化对原油的性质影响很大，原油体系内部发生了较大的变化。这一点在前面的实验中也得到了验证(见图6)。通过流变指数n可判断液体的性质。在温度从42 ℃到50 ℃及从70 ℃到80 ℃的变化过程中，n值变化较大，这说明在这几个温度变化过程中，液体本身的性质变化较大，而在其他温度节点的变化过程中，液体本身的性质则比较稳定。

3 结 论

在油田的注水开发过程中，注入水的水质和温度都可能促使储层渗透率发送变化，导致特低渗储层吸水能力下降，而难以保持注采平衡。

对三塘湖油田牛圈湖区块的岩心所做的驱替实验表明，含有悬浮物的回注污水对储层会造成较大伤害。随着注入水中回注污水所占比例的增加，岩心的渗透率会不断下降，同时导致驱替压力逐步升高。

长期实行注水开发，大量的注入水会对地层原油造成一定程度的冷伤害。从储层原油流变性测试结果来看，牛圈湖区块原油的敏感温度为30～40 ℃。实际上，储层原油的敏感温度应该稍大一些。

对特低渗储层的注水开发，一方面，需要注意防止注水带来的敏感性伤害；另一方面，应该提高对注入水的水质标准要求，加强对注入水水质的控制，优化注入水中污水与清水的混合比例。