瓦窯堡元峁井區(qū)高注水壓力原因分析

常濤，陳亞楠，郇宇（.西安石油大學，陜西西安　70065；.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安　700）

瓦窯堡元峁井區(qū)高注水壓力原因分析

常濤1，陳亞楠1，郇宇2
（1.西安石油大學，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安710021）

瓦窯堡油田元峁區(qū)塊長2油藏在考慮了天然水侵量的情況下，還有近3萬m3的虧空，但現(xiàn)場反映注水壓力居高不下，無法完成配注要求。本文通過儲層敏感性實驗、注入水水質(zhì)分析、配伍性研究及污水處理劑室內(nèi)評價等，得出了導致注水井注水壓力居高不下的主要原因是污水處理劑配伍性差和細菌堵塞。

配伍性；儲層敏感性；水質(zhì)分析

元峁井區(qū)位于鄂爾多斯盆地北部瓦窯堡油田中山川油區(qū)，區(qū)域面積3.5 km2，目前主要開采三疊系延長組長2油藏，于2008年10月底實現(xiàn)全面注水，注水方式以不規(guī)則的點狀復合注水為主。基礎地質(zhì)研究表明，該區(qū)長2儲層含油砂巖成條帶狀分布，主要為河道砂壩砂巖，滲透率在0.01×10-3μm2～166.49×10-3μm2，為邊底水驅動的封閉彈性驅動類型油藏。油層平均壓力由原始3.96 MPa下降到目前的2.0 MPa以下，截止2010年的生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明，該區(qū)在考慮天然水侵量的情況下，仍有近30 000 m3的虧空量。但現(xiàn)場技術人員反映，該井區(qū)注水壓太高，無法達到配注要求。

注水開發(fā)油田注水壓力高、注不進去水的原因無非是儲層傷害、滲透率下降所致［1］，分析低滲透儲層傷害的影響因素及影響規(guī)律得出，固相顆粒和乳化油對低滲透儲層的傷害主要是在井底、射孔孔眼、微裂逢中形成濾餅產(chǎn)生的傷害，但相關實驗表明，滲透率越低，濾餅對儲層的傷害越小，其不是導致低滲透儲層傷害的主要原因。儲層敏感性、注入水配伍性、腐蝕產(chǎn)物沉淀、細菌繁殖及其代謝物才是導致低滲透油藏注水開發(fā)過程中儲層傷害的主要原因［2］。為了深入研究元峁井區(qū)長2油層注水壓力高的原因，作者收集了該井區(qū)長2儲層的巖心、地層水、注水站各個環(huán)節(jié)的水樣和污水處理劑樣品等，開展了儲層敏感性研究、水質(zhì)分析、污水處理劑室內(nèi)試驗評價及配伍性研究。

1　儲層敏感性分析

1.1巖樣準備

實驗選用巖心為瓦資12井上三疊系延長組長2儲層的巖心，編號分別為1-9/28-1、1-9/28-5、1-18/28-4，實驗前巖心氣測滲透率為（0.760～4.73）×10-3μm2，試驗前按照儲層敏感性實驗要求［3］，分別對巖心進行相關處理（見圖1）。

1.2敏感性實驗結果

儲集層敏感性評價［4］包括速敏、水敏、鹽敏、堿敏、酸敏。實驗用模擬地層水采用研究區(qū)塊地層水配制，儲層敏感程度評價指標參照石油天然氣行業(yè)標準（見表1）。

表1　儲層敏感性實驗結果Table1 The reservoir sensitivity test result

表1　儲層敏感性實驗結果（續(xù)表）Table1 The reservoir sensitivity test result（Continue table）

實驗結果表明，元峁井區(qū)長2儲層總體顯示弱敏感性，弱速敏、弱堿敏、弱應力敏感、無酸敏，水敏中等偏弱，平均為中等水敏?？梢詳喽▋用舾行圆皇菍е略摼畢^(qū)注水壓力高、儲層傷害的主要原因。

2　注入水配伍性研究

取元峁井區(qū)地層水和注入水，對該井區(qū)地層水和注入水進行離子含量測定、結垢預測和配伍性實驗［5］。

2.1離子含量分析

2.2結垢趨勢預測

利用上述離子含量測定結果，對瓦窯堡元峁井區(qū)注入水與地層水的結垢趨勢進行預測［6］，預測方法分別采用Davis-stiff飽和指數(shù)（SI）法和Ryznar穩(wěn)定指數(shù)（SAI）法進行CaCO3結垢趨勢預測，用Skillman熱力學溶解度（ΔS）法和Oddo-Tomson飽和指數(shù)（IS）法進行CaSO4結垢趨勢預測，從預測結果來看，該井區(qū)CaCO3和CaSO4均無結垢趨勢，結垢預測中的兩個預測結果（見圖2，圖3）。

圖1　巖心流動實驗流程圖Figure1 The flow chart of core flow experiment

表2　元峁井區(qū)地層水和注入水離子含量分析Table2 The ion content analysis of formation water and injection water in yuanmao well area

圖2　Ryznar穩(wěn)定指數(shù)（SAI）法Figure2 Ryznar stability index（SAI）method

圖3　Skillman熱力學溶解度（ΔS）法Figure3 Skillman thermodynamic solubility（ΔS）method

穩(wěn)定指數(shù)法當SAI＞6無結垢勢，SAI＜6有結垢趨勢，SAI＜5結垢嚴重；熱力學穩(wěn)定指數(shù)法當ΔS＞0時無結垢趨勢，ΔS＜0時有結垢趨勢，且ΔS的值越小，其結垢趨勢越嚴重。

2.3室內(nèi)配伍性實驗

通過注入水與地層水的結垢趨勢預測，發(fā)現(xiàn)元峁井區(qū)的注入水與地層水并沒有明顯的結垢趨勢，甚至不結垢，為了進一步確定元峁井區(qū)注入水與地層水的配伍性，將注入水和地層水通過濾紙過濾，取濾后清液進行室內(nèi)配伍性實驗。

實驗過程在恒溫箱中模擬地層溫度為33.88℃（長2油層溫度平均為33.88℃），進行不同水質(zhì)不同比例的配伍性實驗（試管中液體總量為20 mL），觀測結垢現(xiàn)象，并定量分析垢量。

表3　不同比例注入水與地層水配伍性實驗結果Table3 Different proportion compatibility of injected water with formation water experimental results

從實驗結果可以看出，將注入水與地層水按不同比例混合均勻后，在恒溫箱中烘干，20 mL混合液的試管凈重平均增加0.000 9 g，且與注入水和地層水的配比沒有明顯的關系，考慮稱量誤差及水中礦物離子含量，可以看出元峁井區(qū)注入水和地層水之間的配伍性較好，無結垢現(xiàn)象，與前面的預測結果完全一致。

3　污水處理劑室內(nèi)評價

3.1水質(zhì)分析

元峁井區(qū)注水站各環(huán)節(jié)水質(zhì)分析結果顯示，井口懸浮物含量達到標準要求的10倍以上，且注入水含油量較高，井口平均腐蝕速率達到0.174 mm/a。從各個環(huán)節(jié)的水質(zhì)分析發(fā)現(xiàn)，該井區(qū)注水系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)的細菌含量嚴重超標（尤其是SRB和TGB），其中的TGB為嗜氧型細菌，菌體大量繁殖產(chǎn)生的粘性物質(zhì)與其代謝產(chǎn)物累積沉淀后會堵塞地層，還可以為SRB（厭氧型細菌，以還原硫酸鹽為生）細菌提供一個缺氧環(huán)境，加之注入水中SO42-含量較高，協(xié)同促進SRB的繁殖和代謝，進一步對地層造成堵塞，而且這樣的有機堵塞很難通過酸化解堵。

表4　元峁集注站各環(huán)節(jié)水質(zhì)分析平均值Table4 The average value of the water analysis in each link of Yuanmao station

從水質(zhì)分析結果發(fā)現(xiàn)，沿注水管線到井口的細菌含量有增加趨勢，一方面說明該井區(qū)注入水中殺菌劑加量不夠，另一方面說明該井區(qū)注水系統(tǒng)排污不徹底，有積污現(xiàn)象，濾后水的處理效果也有待評價。

3.2污水處理劑室內(nèi)評價

元峁井區(qū)注水站所用處理劑主要有3種，凈水劑、緩蝕阻垢劑和殺菌劑，實驗對這三種處理劑進行單獨評價，發(fā)現(xiàn)凈水劑基本的凈化效果可以達到標準要求，緩蝕阻垢劑的阻垢率可以達到60％左右，緩蝕劑的緩蝕率僅達到55％左右，殺菌劑的加量當加到300 mg/L后可以達到標準要求。

3.3污水處理劑配伍性評價

3.3.1處理劑與污水配伍性評價實驗方法：將瓦窯堡元峁井區(qū)污水罐中污水凈化后用0.45 mm濾紙過濾，過濾后污水清亮，分別加入緩蝕阻垢劑1％，殺菌劑1％，搖勻，放置，觀察現(xiàn)象。

實驗結果顯示緩蝕阻垢劑加入后，污水顏色變?yōu)槿榘咨ㄒ妶D4），有白色的顆粒生成。殺菌劑加入后，靜止不到30 min，污水表面析出一層與殺菌劑相同顏色的不溶物。說明緩蝕阻垢劑、殺菌劑與污水不配伍。

3.3.2處理劑之間的配伍性加入到污水中的緩蝕阻垢劑、殺菌劑由于在污水中要混合，他們之間的配伍性也非常重要，實驗將現(xiàn)場緩蝕阻垢劑和殺菌劑分別配制成1％的蒸餾水溶液，將二者混合，混合溶液變白濁，有絮凝體產(chǎn)生，說明現(xiàn)場緩蝕阻垢劑與殺菌劑不配伍（見圖5）。

圖4處理劑和污水Fig4 treatment and sewage

圖5處理劑之間Fig5 treatment agent

4　結論與認識

通過對瓦窯堡油田元峁井區(qū)長2儲層敏感性、注入水配伍性、污水處理劑等的研究及室內(nèi)評價，得出以下結論：

（1）發(fā)現(xiàn)該井區(qū)長2儲層總體顯示弱敏感性，儲層敏感性不是引起該井區(qū)注水壓力高的原因。

（2）該井區(qū)注入水與地層水的配伍性較好，也不是導致該井區(qū)長2儲層注水壓力高的主要原因。

（3）該井區(qū)污水處理劑中的緩蝕阻垢劑的緩蝕阻垢效率比較低，殺菌劑加量達到一定程度時可以達到標準要求，但處理劑與地層水、處理劑之間的配伍性差，是引起該井區(qū)注水壓力高的一個原因。

（4）注入水中SRB和TGB含量嚴重超標，細菌繁殖和代謝將導致地層堵塞，且很難通過常規(guī)的解堵方式解堵，是導致該井區(qū)注水壓力高的一個主要原因。

因此，可以得出元峁井區(qū)注水壓力高、儲層傷害主要是由該井區(qū)污水處理劑效果差、配伍性差和細菌大量繁殖堵塞地層所致。

［1］張紹槐，羅平亞.保護儲集層技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1996：3－10.

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［4］何更生.油層物理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007：56－61.

［5］趙福麟.油田化學［M］.北京：石油大學出版社，2010：101－124.

［6］蔣偉，鄭云萍，司先鋒，等.油田水結垢預測研究綜述［J］.特種油氣藏，2006，13（5）：1－5.

［7］楊縣超，俞忠寶，樊平天，等.延長油區(qū)各油層注入水水質(zhì)標準研究［Z］.延長油田股份有限公司，2009.

Cause analysis of the high injection pressure in Yuanmao block of Wayaobao oilfield

CHANG Tao1，CHEN Yanan1，HUAN Yu2
（1.Xi'an Petroleum University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Oil Production Plant 8 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

Chang2 reservoir in Yuanmao block of Wayaobao oilfield，taking the case of natural water influx into account，there are nearly 30，000 cubic meters of the deficit，but onsite technical staffs reflected that the pressure of injection is very high，they can't complete the command of injection requirement.By experiment of reservoir sensitivity，analysis of injected water quality，research of compatibility and laboratory evaluation of sewage treatment agent，ect. Derived the main reason that caused the high pressure of injected well is sewage treatment agents incompatibility and bacterial jam.

compatibility；reservoir sensitivity；analyze of water qualit

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.009

TE357.61

A

1673-5285（2015）01-0033-04

2014－10-29

常濤，男（1986-），西安石油大學石油工程學院，油氣田開發(fā)方向在讀碩士研究生，郵箱：ct23671941@163.com。