姬塬油田注水地层伤害原因分析及防治技术研究.doc

姬塬油田注水地层伤害原因分析及防治技术研究高春宁，武平仓，王小琳，卢燕（长庆油田勘探开发研究院）摘要：长庆姬塬油田为典型低渗透油田。本文通过详实的储层岩石矿物组分、孔隙结构特征、储层敏感性、地层水化学特征及注入水水质等分析资料，通过软件预测和室内试验，发现长2储层在注水开发时将存在严重的地层BaSO4结垢及水敏伤害；通过室内防垢筛选研究，发现瞵基羧选共聚类防垢剂不仅具有良好的防BaSO4垢效果，同时还具有极好的粘土稳定效果。通过室内复配研究，开发出可降低药剂使用量和一剂多用的高效防膨防垢技术。室内岩芯流动试验结果表明该药剂对地层无伤害。通过注入水堵塞及腐蚀影响因素分析，结合长庆油田水处理工艺技术现状，提出了适合该油田实际情况的注水井防膨处理、注入水处理工艺及水质稳定技术。关键词：长庆油田、注水地层伤害、结垢预测、腐蚀预测、BaSO4结垢、水敏、防膨防垢综合处理、水处理技术姬塬油田位于鄂尔多斯盆地西部，为近年来长庆油田发现的大油田。姬塬油田主要开采层位为三叠系延长组长2层。该储层具有典型高孔低渗特征，孔隙度平均为13.7%，渗透率一般在1.0-15.010-3m2，平均仅为4.2310-3m2，为典型低渗透油田。为高效开发该油田，采用注水开发是唯一可行的方法。对于低渗透油田，在大规模注水前期必须研究注入水对地层可能造成的伤害，并在水处理过程中采取相应措施来消除地层伤害。1、姬塬油田注水水源及地层水化学指标由表1可见，该油田注入水总矿化度高达4.4g/L，为Na2SO4型，普遍高含SO42-根离子。长2地层水为典型原始地层水，地层水矿化度在110g/L左右，水中富含Ca2+、 Mg2+ 、Ba2+等成垢离子。表1姬塬油田注水水及地层水化学成分数据表井号K+Na+ mg/LCa2+ mg/LMg2+mg/LBa2+ mg/LSO42-mg/LCl- mg/LCO32+ mg/LHCO3- mg/L水型总矿g/L注入水88440210102484504053Na2SO44.4地层水319167920111910740668660267CaCl2109.22、储层岩矿特征、孔隙结构姬塬油田长2储层岩性主要为长石砂岩和碎屑砂岩，分别占65.4%和26.7%。储层成分成熟较高，碎屑成分主要以石英、长石和岩屑为主，含量分别为47.9%、40.4%和11.7%。储层中自生矿物总量平均值为9.7%，其中碳酸盐含量最高，为3.79%；高岭石和绿泥石含量分别占2.01%和2.63%，硅质胶结物仅占0.97%。粘土矿物成分分析表明，该区储层粘土矿物主要要有伊利石、高岭石、绿泥石、伊蒙混层，含量分别为16.0%、37.1%、42.8%、4.1%。长2油层砂岩以细粒岩屑长石砂岩为主薄片鉴定颗粒主要粒径0.1-0.25mm，最大粒径0.5 mm，分选中-好，为次棱角-次圆状，以孔隙胶结为主。砂岩储层孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主要储集空间，平均孔径43.8m，喉道中值半径为0.558m，属小孔细喉型储层。3、注水地层伤害因素分析注入水中含有大量离子、悬浮物，溶解气体、细菌微生物。一方面水中原有的铁离子、悬浮物、细菌造成地层孔隙吼道堵塞，另一方面，水中离子、溶解气体、细菌又加剧系统腐蚀，致使腐蚀产物进一步堵塞地层；低矿化度注入水注入地层后，改变了储层矿物周围的水环境，使其中的岩石矿物发生水化学反应，在注水条件下造成粘土矿物的膨胀、破碎和运移，产生地层的水敏伤害；地层水矿化度降低产生盐敏伤害；注入水和地层水不配伍，造成两种水在地层中混合后结垢，产生碳酸盐和硫酸盐等的垢沉淀，可导致注水地层的堵塞伤害，对特低渗透油层伤害尤其严重，从而使注水效率降低、注水系统能耗高甚至注不进水，油层压力增长或恢复速度慢，油井产能低、产液下降快。3.1、注入水与地层流体配伍性研究图1 姬塬油田注入水与地层水配伍性趋势图采用水化学结垢预测软件ScaleChem对该油田注入水与地层水在油层温度下的结垢趋势进行分析。由配伍性趋势图（图1）可看出，随着注入水比例增大，姬塬注水地层CaCO3结垢量逐渐降低，BaSO4结垢量先逐渐增大再逐渐降低。在注水开发过程中，姬塬注水地层CaCO3结垢趋势逐渐变弱。注水开发中初期，注水地层BaSO4结垢较为严重。大量长庆天然岩芯结垢流动试验结果表明，不配伍混合水体系在最大结垢混合条件下驱替时 ，会对岩芯渗透率造成极大伤害。马岭油田6口注水地层结垢检查取芯井资料证实：岩芯中有新生的碳酸盐、硫酸盐、铁质等矿物，主要附着在孔壁、喉道中生长，或与粘土矿物伴生。新生矿物的形成导致地层孔隙度损失3.3-10%，渗透率下降11-99.7%。在水洗明显的部位，垢矿物含量达到0.01-1.19%，平均在0.44%。这充分说明在姬塬油田注水过程中，注入水注入水与地层水不配伍会产生地层结垢，导致孔壁、喉道变小和堵塞喉道，引起地层渗透率下降。3.2、注入水与地层岩石配伍性研究该油田粘土矿物成分分析表明，储层粘土矿物主要要有伊利石、高岭石、绿泥石、伊蒙混层，含量分别为16.0%、37.1%、42.8%、4.1%。粘土矿物对储层伤害主要表现在：伊/蒙混层矿物有不同程度的膨胀，其蜂窝状形态有较高的微孔隙和较强的吸附性；伊利石在储层中以丝状分布于孔隙喉道中，降低了储集层的渗透率和喉道半径，丝状体易被流体打碎，产生微粒迁移；高岭石松散冲填于储集层中，易产生微粒迁移；绿泥石为富铁的辉绿石，是典型的酸敏矿物，与酸作用会产生二次沉淀，溶蚀后的残片也会产生微粒运移。注入水与地层岩石配配伍性主要包括：注水速度过快，引起地层中岩石表面颗粒分散、运移，产生速敏伤害；注入水导致地层水敏性粘土矿物水化、膨胀、剥落、运移，产生水敏伤害。储层敏感性评价试验结果表明：该区储层具有中等程度水敏伤害，水敏指数为0.45；盐敏伤害表现为弱伤害，临界矿化度15g/L；速敏伤害表现为弱，速敏指数0.12，临界流速9.4m/d。姬塬油田3口井6块天然岩芯的注入水水敏试验数据表明，注入水对长2地层岩石普遍具有中等水敏伤害，是影响注入水与地层岩石配伍性的主要因素。盐敏试验进一步表明，岩芯伤害是由于驱替溶液矿化度降低而产生的。3.3、影响注水水质的影响因素分析注入水的成份十分复杂，对于不同水源，因其地质储存环境不同，相互间差异也较大，各成分之间的互相作用也是不可忽略的。就注水系统而言，影响注水水质的主要因数为腐蚀、堵塞、结垢。图图3 姬塬油田注入溶解氧含量变化对动态腐蚀速率的影响 3.3.1注入水腐蚀性研究 注水系统腐蚀不仅增加了水中悬浮物含量，使水质变差，而且随着腐蚀的发生导致系统设备、管线损坏。研究表明影响腐蚀的最主要因素是溶解O2、SRB。溶解O2含量较低时SRB将大量繁殖，引起水质恶化，加剧腐蚀。3.3.1.1溶解O2对注入水腐蚀性影响在室内采用腐蚀预测软件CorrosionAnalyer对姬塬水源水的腐蚀性进行计算。 由图2，3可看出：注入水中溶解氧可急剧增加注入水对碳钢的腐蚀性。在注入水矿化度一定时，氧含量对腐蚀速度的影响十分严重。有氧流动状态下，腐蚀产物不会形成致密沉积膜，而是形成疏松腐蚀产物，此时不仅起不到保护作用，反而因疏松腐蚀产物与钢铁互为正负极，构成电化学腐蚀电池产生危害性更大的坑蚀。3.3.1.2 SRB对注入水腐蚀性影响由表4可看出，沿注水流程，随着溶解O2含量降低的同时SRB将大量繁殖，导致注入水铁含量增加，悬浮固体含量增加，颗粒粒径增大。 马岭含SRB注入水静态腐蚀试验表明：102-103个/ml 浓度SRB的存在使马岭低含氧注入水静态腐蚀增加了1-0.85倍。水中不含SRB时，钢片表面光洁如初，含SRB时，试验水样发黑，钢片表面附着有黑色FeS沉淀。从以上分析可看出，SRB的存在确实加剧了水对钢铁的腐蚀性。由于姬塬油田水源及注入水已检测出有SRB细菌存在，且该水不含氧，SO42-离子含量高，适合SRB细菌的生长繁殖。应当采取杀菌措施，长期抑制细菌生长繁殖。3.3.2 注入水堵塞性能研究注入水堵塞性能是评价注入水水质的基本指标，机杂含量、种类、形态，是影响堵塞性能的直接因素。堵塞的主要作用形式如下：固体颗粒在井壁上形成滤饼；固体颗粒进入地层，形成桥塞，导致地层深处堵塞；固体颗粒在重力作用下沉淀到注水井井底，减少吸水层厚度；固体颗粒堵塞射孔孔眼。注入水中机杂不仅包括水源水中本身的不溶性颗粒，还包括系统中产生的腐蚀产物如Fe2O3、FeS、Fe（OH）3以及细菌分泌物及其残骸。大量岩芯试验表明，对长庆低渗特低渗油田，注入水粒径中值小于2m、含量小于1 mg/L时，不会对地层造成堵塞。机杂堵塞地层的程度与地层孔隙喉道、机杂粒径大小、含量有直接关系。机杂含量越高，地层堵塞越严重；地层孔隙喉道与机杂粒径大小不同造成的堵塞后果也不一样。姬塬长2储层平均孔径43.8m，喉道中值半径为0.558m，喉道分选较好，属小孔细喉型储层。姬塬油田水源水悬浮固体含量及颗粒粒径中值分别为2.9 mg/L和0.72m，沿流程到注水井井口时上升到5.1mg/L和2.8m。悬浮固体可大量进入孔隙而不能通过喉道，必然造成悬浮物颗粒对地层深部伤害。表 4 姬塬油田注入系统水质变化数据部位水温OOC溶解氧mg/l总铁mg/l三价铁mg/l二价铁mg/l机杂mg/l粒径SRB 个/mlTGB 个/ml1#水源井17.500.3200.2350.0852.90.720-1000-100原水罐进口19.53.780.40.30.12.35.560-1000-100滤器出口20.60.850.02500.0251.10.80102-103 102-103喂水泵出口24.90.560.190.150.043.3/102-103103-104黄7-6井口26.70.180.3550.3150.045.12.08102-103103-1044、注水地层伤害防治技术研究由以上分析可看出，姬塬长2地层在注水过程中存在较为严重的BaSO4、 CaCO3和CaSO4结垢伤害、水敏伤害及沿注水流程水质恶化问题。必须进行防垢和防膨技术及水质稳定技术，降低、减缓注入水与地层水在地层中的结垢和水敏趋势，长期保持注水水质稳定。4.1、防垢技术研究为解决此问题，收集选择各采油厂在用防垢剂及具有典型分子结构防垢剂样品，采用室内强化离子配水法及现场实际水样法进行防垢剂综合防垢性能评价，筛选出性能稳定的防垢剂两种。试验结果见表5。表5油田现场在用防垢剂防垢性能评价防垢剂名称使用浓度(mg/L)防CaCO3垢率(%)防CaCO3垢率(%)防BaSO4垢率(%)防混合垢率(%)ZG-558530.91032.350.86.88.12035.255.438.133.94047.540.7BS-2000524.81031.866.231.817.52033.555.440.939.84050.952.6备注：强化离子配水法现场实际水样混合法由结果可见：两种防垢剂在不同区块地层水混合生成CaCO3垢水溶液体系的防垢效果优于在强化离子配水法生成的CaCO3垢的水溶液体系的防垢效果。用高含Ba2+、Ca2+离子地层水与富含SO42-离子注入水混合生成CaCO3和BaSO4混合垢体系中防垢剂效果也呈现出较稳定的效果。4.2.防膨技术研究表8粘土稳定剂筛选评价结果样品代号浓度(%)防膨率(%)ZG5580.001150.0160.1671.088BS20000.001120.01130.1661.092KCl0.05230.1461.0753.092采用部颁标准SY/T 5971-94注水用粘土稳定性能方法推荐的离心试管法进行粘土稳定剂的防膨性能测定。由试验结果（表8）可见，试验发现BS2000、ZG558防垢剂在适宜使用浓度下具有十分优异的防膨效果。4.3、粘土稳定剂复配研究在长庆油田，地层存在注入水水敏的同时，往往存在严重的地层结垢问题。在防治地层水敏的同时，防治地层结垢是现场施工迫切需要的技术。研究发现防垢剂具有优异的防膨性能，为实现防垢防膨配方研究提供了崭新的技术思路。油水井挤注清防垢技术为取得较长期效果，往往要求加大防垢剂使用量。一般使用浓度均在0.5-0.3%。水井周期性粘土稳定处理技术，KCl使用浓度在3%左右。对于采用注水站连续投加防垢剂的注水地层来说，采用低浓度防垢剂复配其它不影响防垢剂效率的粘土稳定剂来实现在防治地层水敏的同时防治地层结垢问题是可行的表9粘土稳定剂复配使用性能评价样品代号浓度（%）防膨率（%）ZG558KCl0.186.70.584.8BS200+KCl0.188.60.586.7由表 9看出，ZG558 、BS2000防垢剂与KCL复配后，在低浓度使用情况下可取得良好防膨效果。图4 复合防垢剂对岩芯渗透率影响采用姬塬天然岩心，地层水测渗透率后注入0.1%复合防垢剂2倍体积，正常注入水驱20倍，图4表明，复合防垢剂对地层无伤害。4.4、水质稳定技术分析4.4.1密闭、精细过滤体系 溶解氧是造成姬塬油田注入水腐蚀性和水质恶化的主要因素，不同水源的氧含量不同采用不同除氧工艺。由于洛河层埋藏较深，水中本身不含氧。现场运行多年表明：注水系统均采用胶囊密闭注水流程，可确保系统处于良好隔氧状态。采用PE管式精细过滤器过滤后，可将水中大颗粒悬浮固体除去，将悬浮固体含量及颗粒粒径中值分别降至1.0 mg/l在0.72m以下。4.4.2注水系统周期性投加杀菌剂 姬塬油田注入水中高SO42-离子、高矿化度、无溶解氧的水质特征，为SRB、TGB的生长创造了良好的条件。长庆油田先后研制开发引进WC-85、SQ-8，QS-95等多种杀菌剂，进行现场注水系统周期性、段塞式投加，一般采取二到三种杀菌剂交替投加，投加浓度100-80 mg/L，投加周期1次/5天。正常工艺参数运行下，SRB、TGB的杀灭率可达99%-100%。4.4.3注水系统连续投加防垢剂针对注入水与地层水存在不配伍的情况，通过注水系统连续投加防垢剂，通过注入水将防垢剂带入地层，与地层水混合，从而防止和减轻地层结垢伤害。在结垢严重的马岭油田、安塞油田等采用该方法改善注入水与地层水普遍存在的不配伍情况。现场效果检测均发现有见油井产液中成垢离子浓度增加或保持稳定，产液中防垢剂测出浓度与成垢离子浓度表现出较强的依数性关系。安塞油田产出液中出现Ba2+ 与SO42-离子共存的现象。油井动态也反映出，地层能量充足，油井产液平稳，而水井动态资料反映出注水压力、注水量稳定。多年使用效果说明该技术是目前较为经济和有效的防止和减轻地层结垢伤害的方法。5、结论姬塬油田注水过