渤海L油田注水井欠注原因及对策分析

庞 铭，陈华兴，王宇飞，赵顺超，方 涛

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海L 油田主力油层为新近系明化镇组和馆陶组，为疏松砂岩储层，埋深910～1 501 m。储层孔喉连通性较好，具有中高孔渗的储集特征，上部的明化镇组下段储层测井解释平均孔隙度28.2%，渗透率平均1 758×10-3μm2，下部的馆陶组下段储层测井解释平均孔隙度25.2%，渗透率平均1 072.5×10-3μm2。L 油田陆续有11 口注水井投注，部分井投注后即表现出注入压力快速上升、注入困难的现象，目前油藏整体处于欠注状态。现场已对欠注井实施酸化解堵，但其视吸水指数仍然未达到设计要求，严重影响了L 油田的整体开发效果。注水井的欠注通常是由于注入水进入储层后与储层岩石、流体发生一系列物理化学反应，引起储层孔喉堵塞，注入压力升高，导致注入困难而欠注[1-8]。本文将从储层敏感性、钻完井液损害、注入水与地层水配伍性、注水水质方面对L 油田注水井欠注原因展开分析，并提出对应的治理建议。

1 注水井欠注原因

1.1 储层敏感性伤害

L 油田岩性为细-中粒砂岩、含砾中粗砂岩，石英含量＞40%，长石含量＞25%，岩屑含量20%，无碳酸盐岩，黏土含量15%左右。黏土以伊/蒙混层和高岭石为主，分别占到61%和22%，伊/蒙混层主要充填于粒间孔隙中，或覆盖于颗粒表面形成桥接，高岭石主要呈书页状分布于粒间（图1），具备潜在的水化膨胀和微粒运移伤害。

图1 L 油田储层黏土矿物扫描电镜图像Fig.1 SEM image of reservoir clay mineral in L Oilfield

对L 油田储层天然岩心开展了水敏和速敏评价实验。水敏实验结果显示水敏损害率在49%～57%，为中等偏弱到中等偏强的水敏损害，水敏伤害临界矿化度为原始地层水矿化度（25 000 mg/L左右）。由于L 油田注入水为海水和生产污水混合水，其矿化度高于地层水矿化度，因此储层水敏伤害不是L 油田注水井注入困难的主要原因。

储层速敏实验结果显示L 油田储层有强速敏损害，速敏损害临界流速为1 mL/min，而注水井发生速敏损害的临界注水量可由式（1）和式（2）[9-10]计算得到。首先将实验得到的临界流速代入式（1）计算出裸眼完井的临界注水量，然后根据式（2）计算射孔完井的临界注水量。

式中：Q为裸眼井实际注水量，m3/d；rw为裸眼井井眼半径，cm；h为 射孔层有效厚度，m；D为实验岩心直径，cm；Qc为实验临界流量，cm3/min。

式中：Qo为相同井眼下裸眼井的注水量，m3/d；Qp为相同井眼下射孔井的注水量，m3/d；X为射孔密度与射孔半径之比，(孔/m)/mm；ap为射孔密度，孔/m；rp为射孔半径，mm。

计算出L 油田各注水井发生速敏损害的临界注水量，并与各井投注初期实际注水量、投注后平均注水量进行了对比（图2）。可见J05、J22、J33、J35 和J44 井在投注初期的实际注水量超过了临界注水量，短期内可能导致速敏性黏土颗粒大量运移堵塞储层孔喉。而除J05、J22、J33 和J44 井外，J17 井的平均注水量也超过了临界注入量，但J17 井初期注水量低于临界注入量，其储层速敏矿物颗粒可以在长时间内缓慢释放，减小对储层的伤害。可见初期注入量过大导致的速敏损害是L 油田部分注水井欠注的重要原因。

图2 L 油田各注水井临界注入量与实际注水量对比Fig.2 Comparison between critical and actual water injection rate of each water injection well in L Oilfield

1.2 钻完井液损害

油气藏在钻完井阶段的储层损害通常为固相颗粒侵入、润湿性改变和乳化堵塞等引起的储层渗流能力下降[11-16]。L 油田注水井的钻完井作业采用了聚合物水基钻井液和隐形酸完井液体系。

为了模拟单一钻井液对储层的损害，取两块储层段天然岩心1-001A 和2-001A 测试初始渗透率Ki，然后进行钻井液循环实验并测试泥浆循环后的岩心渗透率K泥浆，计算泥浆未返排情况下的岩心渗透率损害率I未返排。最后反向驱替模拟泥浆返排过程并测试返排渗透率Kr–反向，计算泥浆返排后的渗透率损害率I返排。由表1数据可知，在钻井液循环实验后未返排时渗透率损害率达到了95%以上，而两块天然岩心在返排后测试渗透率损害率则降到了44.4%和32.3%。这说明钻井液能起到良好的封堵作用，但若未进行返排，对储层的渗透率将造成极大的损害，且储层物性越好返排后损害率越低。

表1 单一钻井液对储层岩心损害实验结果Table 1 Experimental results of reservoir core damage by a single drilling fluid

单一隐形酸完井液对岩心渗透率不会造成伤害，因此开展了钻井液和完井液的顺序工作液体系对岩心的损害评价实验。首先测试两块天然岩心的气测渗透率和孔隙度，测试岩心的初始渗透率Ki，然后进行钻井液循环，测试稳定后渗透率K泥浆，截取岩心末端0.5 cm（模拟射孔）后测渗透率K截尾，再进行完井液驱替，测最终渗透率Kr，最后计算出顺序工作液对岩心渗透率伤害率I。如表2所示，钻完井顺序工作液对储层岩心渗透率伤害率在35.5%～48.2%，完井液对岩心渗透率具有一定的改善作用，物性更好的岩心在进行模拟射孔后损害率更低，但整体上钻完井液对储层渗透率损害程度仍然较大。因此，对于投注前未进行返排或投注初期未进行酸化解堵的注水井，钻井液污染是其注入困难的重要原因之一。

表2 钻完井顺序工作液损害评价实验结果Table 2 Experimental results of sequential working fluid damage evaluation for drilling and completion

1.3 注水配伍性

L 油田注入水以生产污水为主，占到整个注入水量的80%，另有20%为海水，注入水与地层水的离子组成见表3。注入水与地层水的pH 值均为7.5，注入水矿化度为26 503 mg/L，地层水矿化度为25 118 mg/L。注入水及地层水中均含有大量的成垢离子，自结垢风险较大。但由于注入水主要为处理后的生产污水，因此注入水与地层水在离子组成上较为相似，推测两者不配伍程度较低。

表3 注入水与地层水离子组成Table 3 Ion composition of injection and formation water

对L 油田的注入水和地层水开展静态配伍性实验，实验方法是对传统的固悬物测量方法——滤膜过滤法（SY/T 5329）加以改进，将污水经小于0.45 μm 滤膜抽提出的物质定义为悬浮垢；将附着于实验器皿（锥形瓶）表面的物质定义为沉降垢，悬浮垢含量与沉降垢含量之和为总垢量。为了评价注入水配伍程度，以单一注入水、单一地层水结垢量为基准，假设注入水与地层水配伍（即混合后两者不产生新的沉淀），按照陈华兴等[17]（2017）提出的理论计算注入水、地层水按不同体积比混合后的结垢量，定义为结垢量计算值。以不同比例混合地层水在储层温度条件下反应8 h 后，分别测试悬浮垢和沉降垢含量，称为结垢量实测值。如果同一混合比例下结垢量实测值高于结垢量计算值，说明产出水混合后发生反应生成了更多的沉淀，即存在不配伍性。实测值与计算值的差值越大，说明不配伍程度越高。

注入水与地层水混合后主要结垢类型为沉降垢，实测值在5～15 mg/L 之间，在注入水与地层水按照3∶1 混合时沉降垢实测值最大；悬浮垢实测值在2.5～8 mg/L 之间，在注入水与地层水按照1∶1 混合时悬浮垢实测值最大；总垢实测值在8.5～21.5 mg/L 之间，结垢量整体较小，当注入水与地层水按照3∶1 混合时总垢实测值最大（图3）。总垢实测值与计算值的差值最大仅为5.8 mg/L，说明注入水与地层水的不配伍程度较低。对结垢产物的组分分析结果显示，主要为碳酸钙、镁垢和少量有机质，酸化解堵措施能够有效解除这类结垢物造成的堵塞。从注入水与地层水的不配伍程度和结垢产物成分来看，注入水与地层水的配伍性不是L 油田注入困难的主要原因。

图3 L 油田注入水与地层水静态配伍性实验结果Fig.3 Experiment results of static compatibility between injection and formation water in L Oilfield

1.4 注水水质

L 油田注入水水质监测数据如图4所示，其中悬浮物浓度大部分时间在10～30 mg/L 之间，超出了油田的控制标准10 mg/L；悬浮粒径中值集中在2～3 μm 之间，在控制标准3 μm 以内；水中含油量大部分时间在50～300 mg/L之间，最高达到了600 mg/L，远远超出了油田控制标准30 mg/L；硫酸盐还原菌（SRB）含量在0～100 个/mL 左右，在部分时间段内超过控制标准25 个/mL。其他的指标如铁细菌、腐生菌、硫化物、总铁和亚铁含量、平均腐蚀速率均达到了L 油田的注入水水质控制标准。

图4 L 油田注入水水质检测数据Fig.4 Water quality test data of injection water in L Oilfield

注入水中的悬浮物含量长期超标，而悬浮物粒径中值较小，更容易造成储层深部堵塞。另外，含油量严重超标，水中大量的乳化油滴也将堵塞孔喉，使得注入压力升高。SRB 超标，除了增大注水井的腐蚀风险外，细菌菌落及其代谢产物和腐蚀产物还可堵塞储层渗流通道。

为定量评价注入水对储层渗透率造成的损害，开展室内岩心的模拟实验。首先用地层水饱和岩心24 h，然后地层水驱替岩心15 PV，至岩心渗透率稳定，记作Ki。换注入水驱替岩心至40 PV 左右，测稳定渗透率，记作Kr。最后计算注入水对岩心渗透率损害率I=（Ki-Kr）/Ki×100%。

评价1-014A 和2-007C 两块储层岩心经注入水驱替后的渗透率伤害情况（表4），当注入水驱替40 PV 后，岩心液测渗透率分别损失43.8%和35.2%，达中等偏弱损害程度。可见单一注入水对储层的伤害率较大，注入水的水质长期不达标是造成L 油田注水井注入困难的关键因素之一。

表4 L 油田岩心注入水伤害实验评价结果Table 4 Experimental evaluation results of core injection water damage in L Oilfield

2 对策分析

根据L 油田注水井欠注原因分析的结果，从注入工艺、生产制度和注入水水质等方面提出了相应的治理对策。

（1）新井投注及作业后逐级提高注入量

由于速敏损害的不可逆性，一旦储层发生速敏损害，后续进行的解堵措施效果有限，因此速敏损害重在预防。以J05 井为例，投注初期米视吸水指数达到16 m3/(d·MPa·m)。但其初期实际注水量在550 m3/d 左右，达到了速敏临界注入量173 m3/d 的3 倍，随后在一个月的时间内，米视吸水指数降低至2 m3/(d·MPa·m)左右，降幅达到了87.5%。后续分别进行了两次酸化解堵，但米视吸水指数始终只能维持在2 m3/(d·MPa·m)左右(图5)。建议注水井投注初期和酸化措施后应控制注入量在速敏损害临界流量之下，逐级提高注入量，以消除微粒运移的影响。

图5 J05 井生产动态曲线Fig.5 Production performance curve of well J05

（2）投注前返排或酸化解除钻井液污染

L 油田大部分注水井均为钻完井作业后直接投注，钻井液造成的固相侵入伤害对注入能力影响较大。J05、J17、J22 和J33 井初期的米视吸水指数明显高于其他注水井，其中J05、J17和J22 井投注前进行了返排，米视吸水指数在2.3～9.5 m3/(d·MPa·m)；J33 井钻完井后直接投注，但初期即进行了酸化解堵，米视吸水指数1.4 m3/(d·MPa·m)。而其他注水井均为直接投注且初期未进行酸化解堵，初期米视吸水指数均在0.6 m3/(d·MPa·m)以下，远远低于初期返排或采取酸化解堵的井(图6)。可见对于注水井的钻井液污染，宜尽可能在投注前进行返排或投注初期即实施解堵，这样将大大降低钻井液造成的储层伤害。

图6 L 油田各注水井投注初期米视吸水指数Fig.6 Apparent water absorption index per meter at the initial injection stage of each injection well in L Oilfield

（3）注水水质控制

针对注入水中悬浮物浓度、含油量及硫酸盐还原菌超标的问题，应对悬浮物过滤效果差和除油效果差的设备进行更换或改造升级，同时定期添加除菌剂，保证注入水的水质在油田控制指标范围之类，减轻注入水对储层的污染。

3 结论与建议

通过对L 油田岩石敏感性、钻完井液损害、注水配伍性以及注水水质等因素的分析，认为L油田储层具有强速敏损害，而部分注水井在投注初期注入量即远远超过了速敏损害临界注入量，发生了不可逆的微粒运移伤害。钻井液造成的固相侵入伤害和注入水水质长期超标是L 油田注水井普遍注入能力较差、达不到油藏配注量的关键原因。

建议L 油田后续新井投注前应进行返排或在投注初期采取酸化，以降低钻井液对储层的损害，同时初期的注入量应控制在速敏临界流量之下，逐级提高注入量避免发生微粒运移伤害。优化注入水水质，保证悬浮物浓度、含油量及硫酸盐还原菌含量在控制指标内。