目前渤海东部辽东湾海域JX1-1油田沙河街储层注水开发中，在注水压力控制范围内，大多数的注水井出现注水阻抗明显上升，吸水能力递减快的问题。现场主要采用了酸化增注措施，虽然增注效果好，但增注有效期很短，成本高，注采矛盾依然突出。为解决现行注入水水质标准所引起的地层伤害，需要根据油田油层具体孔喉特征，进一步评价确立更为合理的注水水质控制指标。
本实验结合JX1-1油田沙河街储层孔喉的特点及水源水、污水和地层流体的性质，开展了注入水与储层的配伍性实验研究，考察了水敏、速敏、盐敏、注入水与地层水的配伍性、悬浮物质(固相颗粒、悬浮油)等因素对储层的伤害情况，最后提出合理的注水方式、注入水中固相颗粒和悬浮油浓度的含量指标，为以后该油田储层注水水质控制、注好水、注足水提供技术依据。
通过对沙河街储层毛管压力相关数据进行分析，可知岩心孔隙喉道特征参数(见表 1)，沙河街储层主流喉道平均半径为9.07 μm，渗透率主要分布范围1.2×10-3~487.6×10-3 μm2。总体来说，渗透率整体较低，喉道类型主要为中孔、低渗，需要严格控制注入水水质指标(固相颗粒粒径、固相颗粒含量、悬浮油浓度)，以免堵塞孔喉，影响注水开发效果。
按照SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》对储层敏感性进行评价，结果(表 2)表明：①沙河街储层速敏损害程度弱，临界流速为2 mL/min，由于储层主要层段孔隙式胶结良好，降低了速敏损害；②沙河街储层水敏损害程度为中等偏强，水敏指数为54.4%~68.2%，是因为沙河街储层伊蒙混层含量较高(相对含量52%~74%)，其黏土矿物的膨胀、分散、运移对储层伤害较大；③盐敏损害程度平均为42.18 %，中等偏弱。综合水敏和盐敏实验结果，注入水的矿化度建议保持在3/4 ~ 2倍地层水矿化度之间(即8 000 ~ 20 000 mg/L)。可见，为防止注水过程中储层内部微粒运移伤害储层，合理地控制注水速度以及矿化度很必要。
试剂：氯化钾，氯化钠，无水氯化钙，氯化镁，碳酸氢钠，碳酸钠，OP-10乳化剂，均为分析试剂，由成都科龙化学试剂厂提供；标准颗粒，苏州纳微生物科技有限公司提供；煤油；去离子水、核桃壳过滤器出口水、模拟水源井水、模拟地层水(离子分析结果见表 3)。
主要仪器: HLB-1040恒流泵及高压活塞容器(东台市燕山仪表总厂制造)，岩心夹持器加热控制箱(海安县石油科研仪器有限公司)，电热恒温水箱(北京中兴伟业仪器有限公司)。
(1) 静态配伍性试验评价。将地层水与水源水、污水按不同比例在烧瓶内混合，模拟相应的地层温度，水浴加热烧瓶，进行静态试验[1-3]。静置若干时间后，观察混合后颗粒沉淀情况，最后按照ISO 6058-1984《水质-钙含量的测定—EDTA滴定法》测定钙离子含量的变化，半定量地评价配伍性。
(2) 动态配伍性试验评价。动态法也称驱替法，在模拟地层条件(如温度、压力等)的情况下，将多种不相容水连续注入天然岩心或装有填充砂的管式模型中，目的是了解不相容水型在岩心或填充砂中混合后结垢对储层渗透率的损害程度。
参照SY/T 5329-1994《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》进行固相颗粒或悬浮油单独作用以及二者共同作用下的岩心驱替流动实验，确定各个因素单独以及综合起来对渗透率伤害程度的影响[4-7]。
流动实验均在室温下进行，驱替方式为恒速(流速根据速敏实验结果选择)，将固相颗粒(或悬浮油)加入注入水(即模拟沙河街地层水)，混合均匀后注入岩心50个孔隙体积以上，直至渗透率伤害稳定，每隔一定时间间隔测得岩心的渗透率值，检测渗透率的变化情况。
(1) 注入水与地层水的静态配伍性。JX1-1油田采用水源井水+核桃壳过滤器出口污水混合后回注地层的方式进行注水开发。由表 3分析得到水源井的水和核桃壳过滤器出口污水均为氯化钙型水，矿化度比较高，而沙河街地层水为碳酸氢钠型水。所以在温度和压力变化时，污水回注极有可能产生碳酸盐垢，造成地层伤害。
将水源水、污水和地层水按不同体积混合，水浴加热静置一段时间后，观察到混合水与地层水混合产生了不同程度的结垢，垢物经过X射线衍射分析是碳酸钙垢。由图 1可知，水源水、污水自身就有碳酸钙结垢趋势，不过结垢量少；当注入水与沙河街地层水混合后，随地层水比例的增加，结垢趋势先增大后减小；水源水在注入水中的比例越大，结垢程度会越严重。
(2) 注入水与地层水的动态配伍性。结合静态实验数据，选取结垢量最大，即V(清污混合水):V(地层水)=6:4的配比，改变污水与水源水之间的比例关系，并且对沙河街的4个渗透率级别A(10×10-3 μm2)、B(50×10-3 μm2)、C(150×10-3 μm2)、D(500×10-3 μm2)进行平行动态实验，比较其对岩心损害程度的变化。由图 2可知：动态实验结果与静态实验结果相吻合，当清污混合水回注沙河街地层时，其中水源水所占体积比例越大，对渗透率伤害越大；当污水与沙河街地层水体积比例达到6:4时，对各个级别的岩心渗透率伤害控制在20%以内。为避免沙河街储层回注能力减弱，建议单独回注污水。
目前, JX1-1油田沙河街储层注入水控制指标根据相似油田经验确定为：ρ(O)≤10 mg/L、ρ(SS)≤4 mg/L、悬浮物粒径中值≤2.5 μm。其确立依据不充分，经过注入水水质分析，其中悬浮物含量超标，达到8.9 mg/L。
(1) 固相颗粒粒径影响。配制颗粒质量浓度为3 mg/L，颗粒粒径中值分别为1 μm、2 μm、3 μm、4 μm和5 μm的实验用注入水，对A、B、C、D渗透率级别的岩样，进行驱替实验。由图 3可看出，颗粒质量浓度为3 mg/L时，粒径中值≤5 μm，岩样伤害率都可控制在20%以内；C、D级别岩样伤害随粒径的增大呈先增大后减小的趋势，其峰值在颗粒粒径为3 μm左右。
由表 2可知，整个油层主要喉道半径中值为9.07 μm，当颗粒粒径为3 μm时，伤害程度最大，符合J.H.Barkman和D.H.Dawidson[8]在研究钻井液滤饼时提出的保护储层并为大家公认的“1/3~1/7”定律，即位于“1/3~1/7”之间的颗粒进入岩样的孔隙喉道内形成内滤饼，将会严重伤害油层。所以，颗粒粒径为5 μm的反而没有粒径为3 μm的对油层伤害明显。A、B级别岩样的平均孔隙半径仅0.1~1.1 μm，固相颗粒只能在其喉道外形成外滤饼，无法进入岩心内部加深伤害。相对来说，C、D级渗透率岩样中大喉道所占比例更多，注入水中的固相颗粒更易进入岩心造成伤害。所以，相同粒径的固相颗粒对高渗透率岩心伤害程度反而高于低渗透率岩心。
(2) 固相颗粒浓度影响。配制颗粒粒径中值为3 μm、颗粒质量浓度分别为1 mg/L、3 mg/L、5 mg/L和7 mg/L的注入水。对A、B、C、D渗透率级别的岩样，进行驱替实验。由图 4可知，随着注入水固相颗粒浓度的增加，岩样渗透率伤害程度逐渐增大；当粒径中值为3 μm时，颗粒质量浓度≤3 mg/L，岩样伤害率仍可控制在20%以内。这是由于，随着固相颗粒浓度的增加，颗粒进入岩样喉道的比例增加，堵塞孔喉的概率变大，从而使渗透率伤害程度变大。
(3) 悬浮油浓度影响。配制乳化油质量浓度分别为5 mg/L、10 mg/L、15 mg/L和20 mg/L的注入水。对A、B、C、D不同渗透率级别的岩样，进行驱替实验。由图 5可知，随着注入水中悬浮油浓度增加，岩样渗透率伤害程度逐渐增大；当含油质量浓度≤10 mg/L，岩样伤害率都可控制在20%以内；当含油质量浓度≥15 mg/L时，除A级别岩心外，其他各级别岩心伤害程度均明显增大。这是由于含油浓度越大，乳化油滴在流动时会更容易产生贾敏效应，造成更大的堵塞。
(4) 综合因素影响。注入水水质综合因素评价实验以单一因素评价的结果为基础，检验了多个因素同时存在对储层伤害的影响，从而确定合理的综合指标。以单因素作用对渗透率伤害率＜20%为标准，设计油含量、悬浮物浓度、悬浮物粒径中值d三个因素，每因素油含量(5 mg/L、10 mg/L)、悬浮物浓度(3 mg/L、4 mg/L)、d(2 μm、3 μm)有两个水平，在此基础上设计三因素两水平的正交实验L4(23)，实验结果见图 6。
以控制储层伤害率在20%以内为基准，对A级别岩样：ρ(SS)≤4 mg/L、d≤3 μm、ρ(O)≤10 mg/L可行；对B级别岩样：ρ(SS)≤4 mg/L、d≤3 μm、ρ(O)≤5 mg/L或者ρ(SS)≤3 mg/L、d≤3 μm、ρ(O)≤10 mg/L可行；对C、D级别岩样：ρ(SS)≤3 mg/L、d≤3 μm、ρ(O)≤10 mg/L可行。
综合考虑，应控制注水水质的悬浮物粒径d≤3 μm，ρ(SS)≤3 mg/L，ρ(O)≤10 mg/L。
(1) 由于沙河街组储层伊蒙混层含量较高，其黏土矿物的膨胀、分散及运移对储层的伤害不容忽视。其中，水敏性伤害最为突出，建议注入水中加入黏土稳定剂。
(2) 回注过程中结钙质垢是清污混合回注时损害储层的关键因素之一。结垢指数满足污水回注 < 清污混注 < 清水；若生产污水能够满足配注量时，建议只注污水；若还需要清水补充时，建议选择清污交替注入或者添加适量CaCO3垢抑制剂。
(3) 污水水质不达标是造成储层损害的另一关键因素。其中，污水悬浮物含量高，对储集层孔喉堵塞的影响较大，需严格控制。推荐注水水质的悬浮物粒径d≤3 μm，ρ (SS)≤3 mg/L，ρ(O)≤10 mg/L。
2015, Vol. 44 Issue (2): 86-90
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