海上S油田注入水水质指标室内模拟试验

中海石油（中国）有限公司天津分公司

注水工作是渤海油田持续稳产3 000×104t 系统工程的一个重要环节，S 油田作为主力开采区域，应建立科学合理、统一的水质标准，对平台注水处理设施存在的问题提出整改意见，确保油田注好水。目前S油田现场存在同一注水流程为不同注水指标的储层供水问题，注水水质指标高于地面注水流程标准，并且随着井网综合调整的变化，造成注水层位与设计的差异，因此需要对S油田目前注水指标进行新的研究，以便对油田的注水调整提供依据。

1 注水水质指标实验

1.1 药剂

CaCO3超细粉（1.5～4 μm），工业级，广西南宁市广丰矿业有限责任公司；脂肪酸聚氧乙烯醚（AEO），工业级，广州市金圣吉化工有限公司；天然岩芯及野外露头岩芯。

1.2 实验方法

（1）S油田水质离子分析，见表1。

表1 S油田水质离子分析Tab.1 Ion analysis of water quality in S Oilfield

（2）水质配伍性。将油田注入水与不同油组产出地层水分别以不同比例混合，并在60 ℃条件下加热8 h，按照SY/T 5329—2012中滤膜法测定悬浮物含量的相关标准，对反应后各混合水水样的悬浮垢、沉降垢及总垢量进行测定。

（3）岩芯伤害实验（图1）。①配制工作液；②实验岩芯为Bera 岩芯、人造岩芯，人造岩芯用于初步筛选实验，Bera野外露头岩芯用于组合指标的验证，测定各岩芯气测渗透率Kg；③岩芯抽空饱和地层水20 h以上，装入岩芯夹持器，保持其地层温度条件下，地层水高速冲刷，避免加工中引入的微粒物质对实验结果的影响；④在恒定流速下注入标准的工作液，记录注入不同的驱替体积PV 与渗透率间的关系；注入5 PV 时测得的渗透率Ki作为基准值；⑤评价标准工作液对岩芯渗透率的损害程度。

用实验过程中测得的两个水相渗透率计算不同指标注入水注入后的渗透率损害率，公式如下：

式中：Ki为工作液的初始渗透率；Kr为不同PV时所测得的渗透率；C为工作液对岩芯渗透率的损害率。

图1 岩芯伤害试验流程Fig.1 Core damage test process

2 实验结果与讨论

2.1 注入水与地层水的配伍性

油田结垢是储层损害的重要原因之一[1-3]，通过垢量分析的方法[4-6]，确定注入水与不同油组地层水的配伍性。图2～图4为注入水分别与NmⅠ、Nm Ⅱ、NmⅢ油组地层水垢含量随混合水比例的变化趋势，由图2 和图4 可知，注入水与各个油组地层水不同比例混合后，NmⅠ、NmⅢ悬浮垢、沉降垢、总垢实测含量均低于计算值。当注入水与NmⅠ、NmⅢ油组地层水比例在3∶1、1∶1、1∶3 时，总垢实测值相比计算值的减少幅度分别在23.5～80 mg/L和8.37～27.12 mg/L之间，说明注入水与NmⅠ、NmⅢ油组地层水配伍性很好。

图2 S油田注入水与NmⅠ地层水配伍性实验Fig.2 Compatibility test of injected water and formation water of NmⅠin S Oilfield

图3 S油田注入水与Nm Ⅱ地层水配伍性实验Fig.3 Compatibility test of injected water and formation water of NmⅡin S Oilfield

由图3 可知，注入水与NmⅡ地层水不同比例混合后，悬浮垢、沉降垢、总垢实测含量均高于计算值。从悬浮垢、沉降垢对总垢含量的贡献值还可以看出，悬浮垢是总垢的主要贡献源，沉降垢相对总垢量而言较少。注入水与NmⅡ油组地层水混合比例为1∶1 时，总垢量达到峰值12 mg/L；注入水与NmⅡ油组地层水混合比例为3∶1～1∶3 时，总垢实测值相比计算值的增加幅度在1.87～4.12 mg/L，说明两者的不配伍程度较轻微。

图4 S油田注入水与NmⅢ地层水配伍性实验Fig.4 Compatibility test of injected water and formation water of NmⅢin S Oilfield

2.2 悬浮颗粒粒径中值与悬浮物浓度的伤害性研究

实验对S 油田渗透率范围（μm2） 在300×10-3≤K≤500×10-3、500×10-3≤K≤1 500×10-3分别选取了一定数量的模拟岩芯开展驱替实验。

由图5可知，对于渗透率300×10-3≤K≤500×10-3的模拟岩芯，当悬浮物颗粒粒径d=2.5 μm时，悬浮物浓度C从10.0 mg/L 增加到15.0 mg/L，驱替体积为40 PV 时，渗透率损害率从14.1%略微上升到22.9%，损害率弱，此时维持悬浮物浓度C=15.0 mg/L 不变，岩芯渗透率增大到469×10-3μm2时，渗透率损害率仅为13.6%，说明岩芯渗透率越大，对水质的接受能力越大。而由图6 可知，当悬浮物颗粒粒径d=3.0 μm 时，悬浮物浓度从10.0 mg/L 增加到15.0 mg/L，注入水驱替体积为40 PV 时，渗透率损害率从29.8%上升到43.7%，渗透率损害率基本在中等偏低的范畴。当渗透率增大至491×10-3μm2时，即使悬浮物浓度增大到20 mg/L 时，渗透率损害率也仅在32.8%，相比43.7%有较大幅度下降。

图5 d=2.5 μm时不同浓度悬浮物对岩芯渗透率损害评价Fig.5 Permeability damage evaluation of core with different suspended solids concentration when d=2.5 μm

当悬浮物浓度一定时，以C=10.0 mg/L 为例，悬浮物颗粒粒径d从2.5 μm 增大到3.0 μm 时，注入水驱替体积为40 PV 后，渗透率损害率从14.1%上升到29.8%，损害率增加了1 倍。这表明当注入水中悬浮物浓度一定时，随着粒径中值的增加，岩芯渗透率下降幅度较大。

图6 d=3.0 μm时不同浓度悬浮物对岩芯渗透率损害评价Fig.6 Permeability damage evaluation of core with different suspended solids concentration when d=3.0 μm

因此，对于S 油田渗透率K=300×10-3～500×10-3μm2的储层，仅从悬浮物考虑，水质指标上限为d≤2.5 μm，C≤15.0 mg/L 或d≤3.0 μm，C≤10.0 mg/L。

由图7 和图8 可知，对于渗透率为500×10-3≤K≤1 500×10-3的模拟岩芯，当悬浮物颗粒粒径d=3.0 μm时，悬浮物浓度从10.0 mg/L增加到20.0 mg/L，驱替体积为40 PV时，渗透率损害率从19.7%上升到27.9%，损害程度弱。当悬浮物颗粒粒径d=4.0 μm 时，悬浮物浓度从15.0 mg/L 增加到20.0 mg/L，注入水驱替体积为40 PV时，渗透率损害率从24.5%略微上升到27.4%，渗透率损害程度弱。仅从悬浮物考虑，水质指标 上限 为d≤4.0 μm，C≤20.0 mg/L。

图7 d=3.0 μm时不同浓度悬浮物对岩芯渗透率损害评价Fig.7 Permeability damage evaluation of core with different suspended solids concentration when d=3.0 μm

2.3 含油率的伤害性研究

油乳化油滴对地层损害的主要形式是吸附和贾敏效应[6-10]。这种乳化液在多孔介质中流动时产生的贾敏效应会堵塞油层，特别应注意的是贾敏效应具有加合性，许多的液珠向地层流动时会产生更大的堵塞作用。

图8 d=4.0 μm时不同浓度悬浮物对岩芯渗透率损害评价Fig.8 Permeability damage evaluation of core with different suspended solids concentration when d=4.0 μm

含油率单一指标筛选通过人造岩芯来模拟，岩芯渗透率级差与悬浮物浓度、料径中值相同。实验流体介质的制备是本项实验的重点和难点，也是关系到本项实验成败的关键因素。为此，必须在基液中加入少量的乳化剂，同时在驱替实验过程中使用磁力悬浮搅拌器，使其油滴乳化均匀。

如图9 所示，对模拟S 油田储层的人造岩芯，当含油率w从25 mg/L增加至40 mg/L，驱替体积为40 PV 时，其对岩芯渗透率的损害率从14.6%上升至34.7%，损害程度为弱—中等偏弱。整体上，随着含油率的增加，渗透率损害率呈明显增大趋势，随着渗透率增加，渗透率损害率降低。仅以含油率而言，对于模拟S 油田储层（K=300×10-3～1 500×10-3μm2）人造岩芯，以渗透率损害率30%为界，含油率最大接受能力为w≤35 mg/L。

2.4 综合水质指标的天然岩芯伤害性研究

采用不同综合水质指标的注入水对S油田储层的天然岩芯进行驱替实验，注入体积为40 PV 时，以岩芯渗透率损害值均小于30%为界限。如表2所示，当悬浮颗粒粒径中值d=2.5 μm 时，无论是悬浮物浓度从10 mg/L增大到15 mg/L，还是含油率从20 mg/L增大到35 mg/L，对岩芯渗透率损害率始终小于30%。其中，悬浮物浓度从10 mg/L 增大到15 mg/L、含油率从20 mg/L增大至30 mg/L时，岩芯渗透率损害率由21.6%上升到26.6%，由此说明，S油田天然岩芯对水质的接受能力比较强，且伤害幅度较低。

图9 不同含油率对模拟岩芯损害评价Fig.9 Damage evaluation of simulated core with different oil content

当悬浮物颗粒粒径中值d=3 μm，悬浮物浓度C=10 mg/L 时，含油率从30 mg/L 增大至35 mg/L时，注入水驱替同样PV 数时，注入水对岩芯渗透率损害率接近，反而是渗透率相对较大的M5 岩芯损害率更低，同样验证了渗透率越大，对水质的接受能力越大。

当悬浮物颗粒粒径中值d=4 μm 时，含油率w=35 mg/L，悬浮物浓度在10～20 mg/L 范围内，注入水驱替40 PV 时，对岩芯渗透率的损害率在32.8%～38.3%之间，损害程度为中等偏弱，超出了储层可接受的水质范围，因此对于S油田储层，注入水悬浮颗粒粒径中值应小于4 μm。

随着水质各项指标的增大，对于S油田天然岩芯，整体上注入水中悬浮颗粒粒径中值对储层渗透率的损害幅度要大于悬浮物浓度、含油率等指标。以损害率低于30%为限，S 油田储层能接受的水质指标上限为：d≤3 μm，C≤10 mg/L，w≤35 mg/L或者d≤2.5 μm，C≤15 mg/L，w≤35 mg/L。

表2 天然岩芯综合指标伤害情况Tab.2 Comprehensive index damage conditions of natural core

3 结论

（1）通过S油田注入水与三个不同油组的地层水的配伍性研究发现，注入水与NmⅠ、NmⅢ油组地层水配伍性很好，与NmⅡ油组地层水的配伍性稍弱，但是整体表明注入水具有较好的配伍性。

（2）通过对悬浮物粒径中值、浓度以及含油率的单因素模拟人造岩芯伤害性实验以及综合水质指标的天然岩芯伤害实验研究结果表明，以岩芯伤害率30%为界限，S 油田的各个储层可以接受的注入水水质指标为d≤3 μm，C≤10 mg/L，w≤35 mg/L或者d≤2.5 μm，C≤15 mg/L，w≤35 mg/L。