渤海某油田早期以注馆陶组清水为主，随着产出污水量增加，开始实行清污混注，油田自2007年开始实行注聚和注水联合开发，2009年油井采出液中残余聚合物(HPAM)浓度大幅攀升，单井浓度高达400 mg/L~500 mg/L，产出聚合物相对分子质量约3.0×105 g/moL~1.58×106 g/moL。在注水过程中一直面临注水井注入压力高、酸化有效期短、酸化后视吸水指数下降快、层间矛盾突出的问题(图 1)。因此明确注水困难和发生损害的主要原因，具有重要的生产意义。
油田主力储层为东营组，为三角洲前缘亚相和前三角洲亚相沉积，局部发育扇三角洲。岩性以细粉砂岩为主，储层岩石结构疏松，粘土绝对含量为15%，其相对含量分别为：蒙脱石58%，高岭石35%，伊利石7%。储层平均孔隙度29%，平均渗透率500 × 10-3 μm2。储层原生粒间孔发育，喉道类型以点状、片状为主。东营组油层温度60 ℃~65 ℃；地层压力16.5 MPa左右，压力系数1.0 MPa/100 m。地层水矿化度约6 500 mg/L，水型为NaHCO3型，pH值为7.5。
(1) 油田注水水质现场调研，参照行业标准SY/T 5329-1994《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》, 对井口注入水的各项指标进行监测，并用光学显微镜对井口注入水油珠粒径进行观察。
(2) 参照行业标准SY/T0600-1997《油田水结垢趋势预测》，对油田清污混注结垢趋势和结垢类型进行预测。
(3) 对井口注入水滤膜上悬浮物组分进行能谱分析，对悬浮物形貌及颗粒大小进行描述。对滤膜上悬浮物进行X射线分析。
(4) 对井口注入水中聚合物浓度进行测定，利用原子力显微镜和环境扫描电镜对井口注入水中聚合物微观形貌进行观察，用动态光散射测定产出聚合物水动力学半径Rh 。
(5) 岩心动态驱替实验，分别评价注入水中产出HPAM浓度和含油率对岩心渗透率损害程度。
由表 1对井口注入水各项注水指标监测结果表明：对比注聚前注水水质，含聚污水中悬浮物含量和含油率超标严重，硫化物、SRB等含量达标。利用淀粉-碘化铬光度法[1]测试注入水中残余聚合物浓度为25 mg/L ~60 mg/L。
油田馆陶组清水矿化度为1 248 mg/L，产出污水矿化度为4 251 mg/L，注入水离子组分分析结果见表 2。在目前清污比1:2时，SI值为1.59，SAI 值为5.2，有轻微结CaCO3垢趋势，随着污水比例增加，CaCO3结垢趋势增加。
将不同比例清污混合水样在储层温度下密闭反应2 h，抽滤悬浮物进行X射线分析无明显方解石特征峰，是由于注入水中Ca2+、Mg2+含量均较低，成垢量少，清污配伍性较好；其次，注入水中产出聚合物可螯合Ca2+并且在CaCO3结晶过程中干扰晶格的正常排列，从而减轻结垢[2-5]。
对井口注入水滤膜上悬浮物进行X射线分析，大部分无特征衍射峰，偶尔出现微小的方解石特征峰。由表 3滤膜上悬浮物能谱分析表明，C、O平均相对含量超过90%。衍射和能谱分析表明，悬浮物以有机质为主。
根据不同时期注入水滤膜上悬浮物能谱组分以及其在环境扫描电镜下的形态，可将注入水悬浮物分为以下五种：
(1) 产出聚合物絮凝产物。为清水剂、破乳剂等药剂对污水中产出聚合物的絮凝沉淀产物。其特点是悬浮物C、O含量高，除Na+、Cl-外，不含其它离子组分，滤膜上悬浮物形态各异，粒径较大者为5 μm~10 μm，在电镜下呈团块状(图 2b1-5)及网状聚集体(图 2b1-3)；粒径较小者为2 μm~4 μm，呈小圆球状密集分布(图 2a1-1、图 2b1-4)。
(2) 产出聚合物与Ca2+、Mg2+等离子结合形成的絮凝物。由于聚驱产出聚合物的水解度大，HPAM水解产生的羧基与Ca2+、Mg2+络合形成沉淀。其特点是悬浮物中C、O含量高，同时含微量Ca2+、Mg2+，电镜下呈不规则块状，粒径最大10 μm(图 2a1-2)，最小2 μm~5 μm(图 2c1-7)。
(3) 产出聚合物与地层微粒的包络产物。聚合物分子链上的酰胺基团以及其它官能团能通过架桥与吸附作用将地层微粒连接在一起形成絮团，并且絮团不断增长变大，最终形成沉淀。该类悬浮物能谱特征是C、O含量高，同时含有Si、Al、Na、Ca等地层矿物才具有的元素组合。电镜下呈松散堆积的絮团状聚集体，粒径为5 μm(图 2c1-6)。
(4) CaCO3沉淀。CaCO3为注入水清污轻微不配伍产生的少量沉淀，该类悬浮物能谱特征为富含Ca2+、Mg2+等成垢离子，而C、O元素含量较低。CaCO3在电镜下呈不规则菱面体晶形，晶形较差，单个晶体粒径为2 μm~4 μm，并在局部形成富集(图 2d1-8)，晶形较差的原因是回注污水中加入了阻垢剂，吸附在CaCO3晶体的活性生长点上，阻碍了晶体的正常生长，最终使晶形发生扭曲[6]。
(5) FeCO3沉淀。其能谱特征是Fe元素相对含量较高，而C、O等元素相对含量较低，电镜下呈疏松团粒状集合体(图 2d1-9)，为钙质胶结的结果。集合体粒径达15 μm。FeCO3来自于注水管汇腐蚀产物。
由X-射线衍射、(能谱)电镜综合分析结果表明，注入水滤膜上悬浮物以有机组分占多数，粒径以2 μm~4 μm居多，其次为少量粒径为5 μm~10 μm的大颗粒。由于该油田主力储层主流喉道半径Rc 为1 μm~10 μm，根据1/7桥堵准则，粒径为2 μm~4 μm悬浮物将对主流喉道半径小于7 μm的储层孔喉造成堵塞。不同的是，CaCO3、FeCO3以及部分5 μm~10 μm的大粒径颗粒主要在井眼和近井地带造成堵塞，其中CaCO3、FeCO3可以通过常规酸化解除；而大量粒径2 μm~4 μm的聚合物的絮凝产物、聚合物与Ca2+、Mg2+以及地层微粒的絮凝产物，由于是塑性颗粒，在一定压力作用下具备可压缩性和流动性，能够通过挤压变形进入到储层深部而形成堵塞，对于这部分堵塞，常规酸化解堵效果较差。
对井口注入水中HPAM进行原子力扫描电镜(AFM)和环境扫描电镜(ESEM)观察表明：当井口注入水中HPAM浓度为25 mg/L时，注入水中HPAM在AFM下主要呈零星絮团状或者无规则线团状分布，各絮团间可见一些小点，并存在微弱交联，局部丝状连接，絮团尺寸最大为0.3 μm×0.3 μm，突起高度为30 nm左右(图 3a)；HPAM聚集体在ESEM下呈薄膜状或海绵状结构，聚集体之间呈微弱的丝状交联形成了多孔的立体网络结构。网络结构中存在粗的主干和细分枝，其中粗骨架的截径约为0.1 μm~0.5 μm，细分枝约为0.01 μm~0.05 μm(图 3b)。
通常认为，当油层孔隙半径中值与聚合物分子回旋半径之比大于5时，聚合物不会对储层孔喉造成堵塞。利用BI-200SM广角激光光散射仪对产出HPAM进行动态光散射分析表明，当注入水中HPAM浓度为25 mg/L~100 mg/L时，HPAM水动力学半径Rh 介于0.27 μm~0.29 μm，污水中HPAM分子尺寸会对孔喉半径小于4.7 μm的储层造成堵塞损害。
取产出HPAM浓度较高的油井采出液，除去油和悬浮物，测定HPAM浓度后分别用相同矿化度的模拟地层水稀释HPAM浓度至50 mg/L和100 mg/L进行岩心驱替实验。由表 4实验结果可以看出，在HPAM相对分子质量不变的情况下：HPAM浓度为50 mg/L时，驱替40PV后，岩心渗透率平均下降20.8%，对渗透率损害程度弱；HPAM为100 mg/L时，驱替40PV后，岩心渗透率平均下降37.1%，对渗透率损害中等偏弱，随HPAM浓度的增加，岩心渗透率损害增强。产出聚合物对在孔隙表面的吸附和HPAM分子对孔喉的堵塞是导致岩心液测渗透率降低的主要原因。
乳化油珠对地层的损害主要形式是吸附和液锁[5]。光学显微镜平台在线观察了注水井井口乳化油珠粒径分布特征，其粒径为2 μm~4 μm，静置2 h后再取样观察，油珠粒径分布仍很稳定。HPAM中的羧基为亲水基团，大量水分子在其周围聚集，使油珠碰撞聚结的难度增大，稳定性得以增强。同时，由Stock公式[7]可知，乳化油珠的上浮速度与油珠粒径的平方成正比，与注入水的粘度呈反比，由于注入水中聚合物的存在，其粘度较普通污水增加，造成油珠聚并困难。
含油污水模拟方法如下：取一定量油田脱水后原油(含水率≤0.3%)加入到模拟地层水中，利用高速乳化剪切机，以一定的转速对含油污水进行乳化剪切，并用显微镜观察模拟油珠粒径，通过调整乳化剪切机转速和乳化时间来确保乳化后油珠粒径分布在2 μm~4 μm，测定含油率后用于岩心驱替实验。表 5为不同含油量污水对岩心渗透率损害程度评价结果，当含油量≤40 mg/L时，岩心渗透率损害率 < 30%，对渗透率损害程度为弱；当含油量为60 mg/L和80 mg/L时，岩心渗透率平均损害率分别为35.0%和44.2%，渗透率损害程度为中等偏弱，含油量越高，岩心渗透率损害程度越大。
由实验结果可以看出，尽管含聚污水中乳化油珠稳定性强、粒径小，会导致更大的浸入深度，但是含油率对渗透率的影响更大。
(1) 水敏损害。储层蒙脱石相对含量58%，在注水开发早期，以注馆陶组清水为主，矿化度仅为地层水矿化度的1/5，水敏损害指数为67%，表现为中等偏强水敏，蒙脱石吸水膨胀导致孔喉变小；随清污混注中污水的比例逐渐增大，注入水矿化度逐渐回升，发生水敏程度小。
(2) 速敏损害。室内速敏实验评价岩心无速敏，反而随驱替流速增大，液测渗透率变大，这是由于微粒发生运移被驱出岩心端面的结果。在实际注水开发过程中，由于储层粘土矿物含量高且胶结强度低，而现场注水强度大，微粒发生运移后极易发生速敏损害。
(3) 细菌堵塞。注入水中的SRB、FB、TGB等细菌及其代谢产物易在近井地带和储层孔喉中形成淤塞。表 1的数据表明，该油田注入水细菌含量少，滤膜悬浮物组分中也未检测到硫化物，细菌及其代谢产物对储层影响较小。
综合以上分析，由于该油田岩石胶结疏松，粘土绝对含量高，易发生速敏损害，早期注清水发生水敏损害导致储层孔喉变小，聚污水回注后，聚合物的吸附使储层孔喉进一步缩小，含聚污水中的各类悬浮物对储层孔喉的堵塞是导致储层损害的主要因素，产出聚合物和乳化油珠加剧了储层损害程度，最终导致注水井注水困难且酸化有效期短。
(1) 严格控制注入水水质。加强对注入水中絮凝沉淀的有机物的过滤处理，根据HPAM浓度和含油率实验结果，建议注入水HPAM浓度应控制在100 mg/L以内，含油率≤40 mg/L。
(2) 改变现有的酸化配方体系。有机悬浮物大部分为HPAM絮凝沉降的产物，可在常规酸化配方中加入一种氧化剂，例如ClO2，对HPAM进行氧化降解，再利用盐酸+土酸配方体系，解除CaCO3、FeCO3等无机堵塞，扩大酸化半径。
(1) 含聚污水中悬浮物、产出聚合物、乳化油珠都对注水井注入性能产生影响，其中固相损害是最主要的损害类型。
(2) 含聚污水与普通污水相比，水质明显恶化；悬浮物主要为产出聚合物与污水处理剂、Ca2+、Mg2+等二价离子絮凝的产物，其次为地层微粒和与产出聚合物形成的包络物，少量CaCO3和FeCO3沉淀。
(3) 早期注清水发生水敏，导致孔喉变小；清污混注后，CaCO3和FeCO3沉淀在近井地带形成堵塞，含聚污水中大量产出聚合物及产出聚合物与金属离子和地层矿物的絮凝沉淀对储层形成深部堵塞，是导致注水困难和酸化有效期短的主要原因。
(4) 针对储层注水困难、酸化有效期短的现状，提出严格控制水质，改进酸化配方以改善注水效果。
2011, Vol. 40 Issue (3): 280-284
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