探討無機垢對低滲/超低滲透巖性油藏影響——以華慶油田長81油藏為例

任大忠，孫 衛(wèi)，魏 虎，黃 海

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系 大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710075;3.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

探討無機垢對低滲/超低滲透巖性油藏影響
——以華慶油田長81油藏為例

任大忠1，孫 衛(wèi)1，魏 虎2，黃 海3

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系 大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710075;3.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

依據(jù)注水開發(fā)過程中的矛盾，探討無機垢對低滲/超低滲透巖性油藏影響。在儲層特征與水質(zhì)實驗分析研究的基礎(chǔ)上，開展真實砂巖微觀模型水驅(qū)油對比實驗。華慶油田長81油藏孔喉結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性強弱是由喉道結(jié)構(gòu)特征決定，地層水為CaCl2型，洛河層注入水為NaHCO3型;注水開發(fā)過程中產(chǎn)生的主要無機垢為CaCO3，少量的MgCO3、CaSO4、BaSO4與SrSO4混合無機垢;無機垢對油藏的傷害是一個動態(tài)變化過程，表現(xiàn)為相對較好的物性和孔隙組合類型驅(qū)油效率損失率大于相對較差的物性和孔隙組合類型、驅(qū)替壓力與倍數(shù)增大驅(qū)油效率損失率增大。注水開發(fā)過程中配伍性差產(chǎn)生的無機垢引起孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性、賈敏效應(yīng)與壓敏效應(yīng)增強，降低驅(qū)油效率，影響開發(fā)效果。

儲層特征;無機垢;孔隙組合類型;驅(qū)油效率;開發(fā)效果

無機垢是油藏注水開發(fā)過程中，由于注入水與地層水、原油及巖石物理性質(zhì)的差異，引起物理化學(xué)反應(yīng)形成的微細致密晶體附著于巖石孔隙的表面［1－5］。無機垢對低滲/超低滲透儲層的孔隙結(jié)構(gòu)傷害較大［1－3，5－7］，特別是對喉道，本來細小而類型多樣的喉道在逐漸結(jié)垢過程中，破壞孔喉的配置連通性，降低儲層的注水開發(fā)效率(降低整體吸水能力與注水體積的波及體積、引起注采的不平衡性)，結(jié)垢嚴重時形成水注不進油采不出及注水壓力上升，最終影響儲層有效連續(xù)的開發(fā)［1－2，6－8］。因此油藏注水開發(fā)過程中無機垢成因及對儲層影響研究是目前提高注水開發(fā)效率的熱點之一。對于華慶油田長81弱親油儲層注水開發(fā)過程中無機垢成因缺乏深入細致的探討與研究，本文在前人相關(guān)研究成果基礎(chǔ)上［1－3，5－6，8］，開展華慶油田長 81儲層特征、注入水與地層水性質(zhì)的翔實研究，通過真實砂巖微觀驅(qū)替模型水驅(qū)油實驗［9－12］對比分析注水過程中無機垢對儲層開發(fā)效果的影響，為制定有效的處理方案提高注采效率提供一定的理論技術(shù)指導(dǎo)。

1 基本地質(zhì)背景與儲層特征

華慶油田地處甘肅省華池縣—慶陽縣境內(nèi)，三疊系延長組長81油藏位于鄂爾多斯盆地西傾單斜平緩而近南北展布的陜北斜坡帶上，局部區(qū)域在差異壓實作用下發(fā)育多排近南東向－北西向的小型鼻狀隆起，區(qū)內(nèi)構(gòu)造為東高西低、北高南低，構(gòu)造平緩傾角近0.50左右，平均坡降為5 m/km左右，地層埋深1 840～2 545 m。三疊系延長組長81時期為淺水湖泊三角洲沉積體系［13－16］，屬于湖盆擴張時期，物源方向主要為東北物源和西南物源，水下分流河道為骨架微相，河道擺動遷移頻繁。含油單砂體厚度主要在3～7 m之間，平均孔隙度 10.87% ，平均滲透率 0.98 × 10－3μm2，屬于典型的低孔低滲 /超低滲透巖性油藏［16－17］。

華慶油田長81儲層含油砂巖主要為深灰色、褐色、灰色中細砂巖與細砂巖;砂巖礦物巖石類型以巖屑長石砂巖與長石巖屑砂巖為主，少量長石砂巖與巖屑砂巖;砂巖成分成熟度整體較低;砂巖骨架顆粒磨圓度以次棱角為主，粒徑為0.115～0.5 mm，分選性中—好，壓實程度中等偏強。填隙物主要為少量雜基類和自生礦類膠結(jié)物，含量約為11.64%，膠結(jié)物以自生粘土礦物(5.71%)、碳酸鹽礦物(2.89%)、硅質(zhì)類(1.72%)為主，其次為少量長石質(zhì)(0.22%)和菱鐵礦(0.01%)等。粘土礦物主要為襯墊式的環(huán)邊連晶狀綠泥石、呈絲縷狀與具有絨絮邊緣的卷曲片狀伊利石，其次為書頁狀與少量的蠕蟲狀高嶺石，蜂巢狀伊/蒙混層較少。

華慶油田長81儲層含油砂巖孔隙類型主要為粒間孔(52.43%)和 長 石 溶 孔 (35.42%)，其 次 是 巖 屑 溶 孔(5.31%)和粒間溶孔(4.17%)，而晶間孔(1.25%)、雜基溶孔(0.73%)和微裂縫(0.63%)較少。其孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)為:平均孔喉比 3.1、均質(zhì)系數(shù) 0.48、平均孔隙半徑 33.75μm、平均形狀因子 0.42、平均配位數(shù) 1.5、分選系數(shù) 17.2、面孔率4.97%?？紫督Y(jié)構(gòu)特征表現(xiàn)為孔隙半徑整體范圍差別不大，但孔隙半徑的相對區(qū)間頻率差距較為明顯，而喉道半徑細小類型多樣，低滲/超低滲透儲層孔喉結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性強弱與流體滲流貢獻能力是由喉道結(jié)構(gòu)特征控制。

2 儲層水樣測試及無機垢類型分析

2.1 水樣測試分析

華慶油田長81儲層近年投產(chǎn)開發(fā)以來，選用注入洛河層水維持地層能量進行注水開發(fā)。通過對華慶油田長81儲層地層水與洛河層水分析測試可以看出(表1):華慶油田長81儲層原始地層水礦化度較高(46.45 g/L)，水型以 CaCl2為主，主要含有Ca2+，而Mg2+、Ba2+和Sr2+含量相當(dāng)且不高;洛河層注入水平均礦化度1.41 g/L，水型以NaHCO3為主，含HCO3－和SO42－等陰離子。

表1 華慶油田長81油藏地層水與注入水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)表

2.2 無機垢類型分析

無機垢是在儲層進行注水開發(fā)過程中產(chǎn)生［1－6］，其成因包括:一是外來流體與地層流體不配伍;二是隨著生產(chǎn)過程中外界條件的變化，地層水中原有的一些化學(xué)平衡會遭到破壞，平衡發(fā)生移動而生成無機沉淀。即水質(zhì)中含有Ca2+、Mg2+、Sr2+、Fe2+、Fe3+、Ba2+、HCO3－、CO32－、SO42－、Cl－等離子達到一定的濃度以及外部條件(包括溫度、pH值、壓力、時間)成熟時，在物化平衡過程中析出垢質(zhì)晶體附著于基質(zhì)顆粒表面，破壞孔隙、喉道體積及空間配置關(guān)系，降低注水開發(fā)效率，損害儲層。

華慶油田長81油藏地層壓力主要在14～16 Mpa之間，平均pH值約7.31左右，平均地層溫度約65℃，地層原油粘度在1.27 mP·s左右。由表1分析可知水質(zhì)中Ca2+、Mg2+、Sr2+、Ba2+、HCO3－、SO42－含量相對較高，同時注水過程中CO2的侵入使得CO32－離子增加，由此可以表明華慶油田長81油田無機垢的成因主要是由于外來流體與地層流體不配伍，常 見 的 無 機 垢 沉 淀 有 CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4等［1－3，17－18］，其無機垢產(chǎn)生的物化平衡方程為:

圖1 溫度變化對碳酸鈣、硫酸鈣溶解度的影響

華慶油田長81油藏地層水與洛河層注入水配伍性差在溫度、pH值、壓力、礦化度、時間等物化條件達到相對平衡時，主要產(chǎn)生的無機垢為 CaCO3，同時產(chǎn)生 MgCO3、CaSO4、BaSO4及SrSO4混合無機垢，但 Mg2+與 SO42－生成穩(wěn)定的MgSO4，使 SO42－與 Ca2+、Ba2+、Sr2+反應(yīng)被束縛或大大削弱，由于地層水中Mg2+、Ba2+、Sr2+含量差別不是太大，因此硫酸鹽類無機垢含量要比CaCO3低的多(見圖2)，與油田目前注水開發(fā)現(xiàn)狀基本吻合。

3 真實砂巖微觀驅(qū)替實驗

真實砂巖微觀驅(qū)替模型可以直觀反映不同實驗條件下油水驅(qū)替的動態(tài)過程、有效的觀察油水驅(qū)替狀態(tài)，量化表征油水驅(qū)替過程中儲層的非均質(zhì)性程度、驅(qū)油效率、流體滲流特征等，同時也是目前直觀有效模擬油田注水開發(fā)動態(tài)過程的室內(nèi)試驗之一。本研究采用相同條件下組合模型對比實驗的方法，分析無機垢對樣品滲流特征的影響。

圖2 華慶油田長81油藏鑄體薄片照片

3.1 樣品制作

實驗樣品:首先通過鑄體薄片、掃描電鏡與物性實驗分析按主要孔隙類型組合選?、裥?溶孔—粒間孔)、Ⅱ型(粒間孔—溶孔)、Ⅲ型(溶孔—微孔—成巖縫)(圖2)，每個類型在同一塊巖心上制作三塊樣品(表2)，實驗所用地層水、開發(fā)注采水與油樣均為油田提供。

3.2 實驗步驟

實驗步驟如圖3:①對樣品抽真空排除樣品中的水氣，在60℃ ～70℃環(huán)境下模擬地層溫度飽和地層水1周，使地層水充分潤濕整個樣品;②分別用蒸餾水(Ⅰ－2、Ⅱ－2、Ⅲ－2)、開發(fā)注采水(Ⅰ －1、Ⅱ －1、Ⅲ －1)與10%HCl溶液(Ⅰ －3、Ⅱ－3、Ⅲ－3)驅(qū)替地層水至束縛水狀態(tài)，在60℃ ～70℃環(huán)境下模擬地層溫度飽和2周，使液固界面達到相對的物化平衡;③用油分別驅(qū)替蒸餾水、開發(fā)注采水與10%HCl溶液飽和的樣品至束縛水狀態(tài)，統(tǒng)計含油飽和度，在60℃ ～70℃環(huán)境下模擬地層溫度飽和1周，使液固界面達到相對的物化平衡;④對各樣品采用蒸餾水驅(qū)油，觀察不同樣品的驅(qū)油效率、殘余油分布及流體滲流特征;⑤依據(jù)實驗數(shù)據(jù)與圖象特征對比分析總結(jié)無機垢對儲層注水開過程中的影響。

3.3 實驗結(jié)果討論

依據(jù)真實砂巖微觀驅(qū)替技術(shù)的特點，通過模型的驅(qū)替壓力和驅(qū)替倍數(shù)對比分析開發(fā)注采水、蒸餾水與10%HCl溶液在油藏開發(fā)過程中結(jié)垢與解垢對物性和孔隙結(jié)構(gòu)特征的影響，進而探討在同條件下注水開發(fā)與儲層非均質(zhì)性之間的矛盾及如何提高驅(qū)油效率。

從表3和圖4可以看出物性和孔隙組合類型不同是儲層非均質(zhì)性的主要表現(xiàn)特征，其驅(qū)油效率、啟動壓力、驅(qū)動壓力、結(jié)垢和溶蝕解堵程度、流體波及體積、驅(qū)替類型等存在明顯的差異性:

圖3 實驗流程

表2 不同孔隙組合砂巖微觀驅(qū)替模型參數(shù)表

表3 真實砂巖微觀模型水驅(qū)油實驗結(jié)果

在注水開發(fā)過程中洛河水與地層水配伍程度不是很好，在配伍過程中產(chǎn)生的無機垢使油藏的驅(qū)油效率下降1.5% ～8.0%，無水期時驅(qū)油效率下降5.0% ～7.5%，1PV驅(qū)替時驅(qū)油效率下降1.5% ～5.0%，2PV驅(qū)替時驅(qū)油效率下降4.0%～5.5%，3PV驅(qū)替時驅(qū)油效率下降5.5% ～8.0%;由此說明相同或相近物性和孔隙組合類型、不同物性和孔隙組合類型中形成的無機垢在不同驅(qū)替壓力和倍數(shù)下驅(qū)油效率的損失率具有明顯差異，即相對較好的物性和孔隙組合類型驅(qū)油效率損失率大于相對較差的物性和孔隙組合類型，同時驅(qū)替壓力與倍數(shù)增大驅(qū)油效率損失率增大。由此說明高的驅(qū)替倍數(shù)使無機垢易于沖刷脫落，好的物性和相對較大孔喉組合類型易于無機垢在基質(zhì)上結(jié)晶，且無機垢晶體與基質(zhì)黏附力小易于堵塞微細喉道降低物性、孔喉體積和孔喉配置關(guān)系。

圖4 結(jié)垢與解垢特征關(guān)系圖

在10%HCl溶液溶蝕作用下使油藏的驅(qū)油效率提高1.5% ～8.0%，物性和孔隙組合類型得到優(yōu)化與提高，無水期時驅(qū)油效率提高4.5% ～8.0%，1PV驅(qū)替時驅(qū)油效率提高4.5% ～6.0%，2PV 驅(qū)替時驅(qū)油效率提高 2.0% ～5.0%，3PV驅(qū)替時驅(qū)油效率提高1.5% ～3.0%。由此說明在溶蝕作用下相對較好的物性和孔隙組合類型的驅(qū)油效率與解堵效果好于相對較差的物性和孔隙組合類型，但同時存在一些矛盾，即在無水期時物性和孔隙組合類型相對較差、孔喉分選系數(shù)小(Ⅰ型2.7，Ⅱ型2.37，Ⅲ型 1.86)樣品驅(qū)油效率提高率呈增大趨勢，由于溶蝕作用增加了孔喉體積和孔喉的配置關(guān)系，使無水期的波及體積增大驅(qū)油效率提高;低倍驅(qū)油效率提高率與解堵效果好于高倍，在滲流過程中流體優(yōu)先沿著相對連通與配置性較好的大孔喉滲流，而原本連通與配置關(guān)系差、溶蝕作用弱的微細孔喉其驅(qū)替能力變的更差，隨著驅(qū)替倍數(shù)的增大和流體動力的增強使溶蝕物質(zhì)和脫落微粒增多堵塞配置連通性差的微細孔喉，物性和孔隙組合類型越差這種現(xiàn)象就越明顯(圖4，Ⅲ－3型)，即連通與配置關(guān)系差的微細孔喉堵塞嚴重，而弱酸性溶液波及體積小、酸化程度差、解堵程度差。說明弱酸對物性和孔隙組合類型差、裂縫型、分選性差、結(jié)垢嚴重的油藏解堵效果較差，不宜采用。

注水開發(fā)過程是在一定壓力區(qū)間內(nèi)注入水優(yōu)先被驅(qū)入滲透性好、配置連通性相對較大的孔喉形成滲流通道與波及體積空間，隨著注入壓力與注入水量的逐漸增加，注入水被驅(qū)入滲透性與配置連通性相對差的小孔喉形成滲流通道，在此過程中逐漸增大波及體積空間提高驅(qū)油效率。當(dāng)采出端口見水后隨著注水壓力和驅(qū)替倍數(shù)的增大驅(qū)油效率與波及體積提高率逐漸下降，而含水率快速上升，嚴重時產(chǎn)純水。這種現(xiàn)象是由不同物性、不同孔隙組合類型與不同配伍性流體(蒸餾水、開發(fā)注水、10%HCl溶液)造成油藏的非均質(zhì)性差異，進而加劇了流體在滲流過程中的賈敏效應(yīng)與壓敏效應(yīng)。

同一油藏的Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型樣品存在明顯的啟動壓差、不同驅(qū)替類型與不同的均質(zhì)程度，在注水開發(fā)過程中由于注入水與地層的不配伍性產(chǎn)生無機垢加大了不同物性和孔喉組合體積之間的驅(qū)替壓差，進而隨著無機垢的生成油藏的整體采收率逐漸下降，賈敏效應(yīng)與壓敏效應(yīng)變得更加嚴重，造成油藏傷害與大量的殘余油存在。由此表明在注水開發(fā)過程中要充分研究儲層特征，根據(jù)其物性、孔隙結(jié)構(gòu)特征及微觀非均質(zhì)性采取適當(dāng)?shù)慕夤腹に嚺c分區(qū)間注水調(diào)壓調(diào)剖，使油藏盡量在相對均質(zhì)的區(qū)間內(nèi)達到連續(xù)有效地開發(fā)。

4 結(jié)語

(1)研究層位屬于典型的低孔低滲/超低滲透巖性油藏，通過儲層特征的研究分析認為孔隙結(jié)構(gòu)特征是表征微觀非均質(zhì)性的關(guān)鍵因素，而喉道結(jié)構(gòu)特征起決定作用。

(2)本文通過研究分析華慶油田長81油藏的地層壓力、溫度、原油粘度、水質(zhì)礦化度與pH值，其地層水為CaCl2型、洛河層注入水為NaHCO3型，無機垢類型主要為CaCO3，少量的MgCO3、CaSO4、BaSO4及SrSO4混合無機垢，與油田目前注水開發(fā)現(xiàn)狀基本吻合。

(3)無機垢對油藏的傷害是一動態(tài)變化過程，相對較好的物性和孔隙組合類型的驅(qū)油效率損失率大于相對較差的物性和孔隙組合類型，驅(qū)替壓力與倍數(shù)增大，驅(qū)油效率損失率增大。溶蝕解堵同樣是一動態(tài)過程，弱酸適合具有相對較好的配置連通性、較好的分選性的物性和孔隙組合類型的穩(wěn)定巖性油藏，對于物性和孔隙組合類型差、裂縫型、分選性差、結(jié)垢嚴重的油藏解堵效果較差，不宜采用。

(4)為降低注水開發(fā)過程中產(chǎn)生的無機垢對滲流過程中的賈敏效應(yīng)與壓敏效應(yīng)影響，提高驅(qū)油效率，要充分研究儲層特征與水質(zhì)變化，根據(jù)其物性、孔隙結(jié)構(gòu)特征及微觀非均質(zhì)性采取適當(dāng)?shù)慕夤腹に?、劃分體積區(qū)間注水調(diào)壓調(diào)剖，使油藏盡量在相對均質(zhì)的區(qū)間內(nèi)達到連續(xù)有效地開發(fā)。

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1004－1184(2013)01－0146－04

2012－12－05

1.國家科技重大專項大型油氣田及煤層氣開發(fā)(編號:2011ZX05044);2.陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程(編號:2011KTZB01－04－01)

任大忠(1984－)，男，山東菏澤人，在讀博士研究生，主攻方向:油氣田地質(zhì)與開發(fā)研究。