海上低渗储层注水水质指标试验研究

高波，徐国雄，史斌，苏延辉 陈华兴，江安，王朋（中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司，天津300452）

高建崇 （中海石油 （中国）有限公司天津分公司，天津300452）

注水是油田补充地层能量的主要方式，注水过程储层保护技术是保证油田注水效果的重要手段。注水水质又是注水过程储层保护技术研究的重点，注水水质的好坏直接影响油田注水开发效果[1]。根据SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》，以注入层平均空气渗透率进行划分，推荐注水水质指标。但是不同的储层由于孔喉结构特征不同，仍然需要进行试验研究来确定具体储层的注水水质指标。

1 储层孔隙结构特征

以渤中25－1油田沙河街组储层为研究对象。沙河街组二段 （Es2）储层岩心样品分析孔隙度平均为16.3%，渗透率平均为42.7mD；沙河街组三段 （Es3）储层岩心样品分析孔隙度平均为13.0%，渗透率平均为1.9mD。

Es2、Es3喉道半径均为微细－细喉道，以微细喉道所占比例较大；Es3喉道半径普遍要比Es2小，微细喉道所占比例较大。结构参数如表1所示。

表1 渤中25－1油田沙河街组储层孔隙结构参数

2 试验方法

注水过程中储层损害的主要因素是含油质量浓度、悬浮固体质量浓度、悬浮物颗粒直径中值等。试验中采用人造岩心分别进行含油质量浓度、悬浮固体质量浓度、悬浮物颗粒直径中值的单因素指标研究，根据单因素指标的研究结果提出注水水质综合指标，然后采用天然岩心进行渤中25－1油田综合注水水质指标的验证性试验。天然岩心参数如表2所示；试验所采用的人造岩心气测渗透率范围分别为10～50mD （模拟Es2储层）和1～10mD （模拟Es3储层）。

表2 Es2储层和Es3储层天然岩心参数

2.1 试验设计

主要考察注入水含油质量浓度、悬浮固体质量浓度、悬浮物颗粒直径中值3个指标。参照SY/T 5329—2012的控制指标，从低到高分别设计了3个指标的试验数值。其中含油质量浓度指标研究中分别采用含油为3.0、5.0、6.0、10.0mg/L的模拟注入水进行驱替试验。悬浮固体质量浓度指标研究中采用悬浮固体质量浓度为1.0、2.0、3.0、5.0mg/L的模拟注入水进行驱替试验。悬浮物颗粒直径中值指标研究中采用悬浮物颗粒直径中值为0.5、1.0、1.5、2.0μm的模拟注入水进行驱替试验。

2.2 模拟注入水配制方法

根据文献 [2]模拟不同含油质量浓度的注入水配制方法，选用柴油替代原油作为溶质基液，以适量蒸馏水作为溶剂，再在基液中加入乳化剂，配制成分散均匀的水包油型乳状液。常规模拟悬浮固体的注入水配制方法，试验流体采用蒸馏水，固体颗粒用超细碳酸钙，采用不同孔径的超细碳酸钙模拟悬浮物，并用不同孔径的微孔滤膜进行过滤，利用粒度分析仪进行悬浮物粒径中值测试，配制不同质量浓度和不同粒径的悬浮液[3]。研究提出用现场原油样品和现场水源井水样品进行模拟注入水的配制，结合研究需要建立了相应的配制方法。

2.2.1 不同含油质量浓度的模拟注入水配制方法

①将模拟地层水水浴加热到80℃，取300mL，在模拟地层水中加入质量分数0.05%的乳化剂OP－10，用玻璃棒搅匀；②将渤中25－1原油水浴加热到80℃，取3mL；③原油加入模拟地层水中，高搅5min，形成含油10mg/L的乳化液；④取10mL含油10mg/L的乳化液加入20mL模拟地层水中快速搅拌，稀释成含油质量浓度为5.0mg/L的模拟注入水。按此方法分别配成含油质量浓度为3.0、5.0、6.0、10.0mg/L的模拟注入水。

2.2.2 不同悬浮固体质量浓度的模拟注入水配制方法

①取渤中25－1水源井水样20L，水浴加热，除掉浮油和大颗粒杂质；②萃取法除掉溶解油，过滤除掉大颗粒杂质，得到颗粒直径中值为0.5μm模拟注入水原液；③采用0.45μm滤膜过滤，测得原液悬浮固体质量浓度为8.0mg/L；④模拟地层水与模拟注入水原液7∶1（体积比）将原液稀释8倍，配成悬浮固体质量浓度为1.0mg/L的模拟注入水。按此方法分别配成悬浮固体质量浓度为1.0、2.0、3.0、5.0mg/L的模拟注入水。

2.2.3 不同悬浮物颗粒直径中值的模拟注入水配制方法

①取渤中25－1水源井水样12L，水浴加热，除掉浮油和大颗粒杂质；②萃取法除掉溶解油，再分别用不同孔径滤膜各过滤4L，经库尔特粒度分析仪测得悬浮物颗粒直径中值为0.5、1.0、1.5、2.0μm的模拟注入水原液；③采用0.45μm滤膜过滤，测得各原液悬浮固体质量浓度分别为8、12、15、35mg/L；④模拟地层水与模拟注入水原液7∶1（体积比）将原液稀释8倍，配成悬浮固体质量浓度为1.0mg/L的模拟注入水。按此方法将其他粒径悬浮固体质量浓度都稀释为1.0mg/L的模拟注入水。

2.3 岩心驱替试验

根据标准SY/T 5358—2010[4]，设计岩心驱替试验流程，通过前后渗透率的变化评价不同模拟注入水对岩心的损害程度。

3 试验结果与讨论

3.1 Es2储层注水水质指标

Es2储层单因素指标试验研究结果见表3。由表3可知，在含油质量浓度为6.0mg/L、悬浮固体质量浓度为2.0mg/L、悬浮固体直径中值为1.5μm的模拟注入水驱替后，单因素影响下人造岩心渗透率伤害率20%左右。

表3 Es2储层单因素指标对人造岩心伤害试验结果

利用渤中25－1油田沙河街组储层段天然岩心1＃和2＃对Es2储层注水水质综合指标进行验证性试验，试验结果见表4。由表4可知，气测渗透率为10～50mD的Es2储层天然岩心，在含油质量浓度为6.0mg/L、悬浮固体质量浓度为2.0mg/L、悬浮固体直径中值为1.5μm的综合因素影响下，天然岩心渗透率伤害率约30%左右，属于弱伤害。

表4 Es2储层天然岩心综合伤害试验结果

3.2 Es3储层注水水质指标

Es3储层单因素指标试验研究结果见表5。由表5可知，在含油质量浓度为1.0mg/L、悬浮固体质量浓度为1.0mg/L、悬浮固体粒径中值为1.0μm的模拟注入水驱替后，单因素影响下人造岩心伤害率为23%～25%。

表5 Es3储层单因素指标对人造岩心伤害试验结果

利用渤中25－1油田Es3储层天然岩心3＃和4＃，分别对Es3储层注水水质综合指标进行验证性试验，结果见表6。由表6可知，气测渗透率为1～10mD的Es3储层天然岩心，在含油质量浓度为5.0mg/L、悬浮固体质量浓度为5.0mg/L、悬浮固体直径中值为1.0μm的综合因素影响下，天然岩心渗透率伤害率约28%，属于弱伤害。

表6 Es3储层天然岩心综合损害试验结果

3.3 油藏注水水质推荐指标

综合渤中25－1油田Es2和Es3储层孔渗及喉道特征，含油质量浓度、悬浮物质量浓度、悬浮物颗粒直径中值等主要因素对于储层岩心的伤害试验结果，推荐渤中25－1油田沙河街组低渗储层的注水水质指标采用表7所示推荐指标。

表7 渤中25－1油田沙河街组油藏注水水质推荐指标

4 结论

1）创新了模拟注入水的配制方法，利用现场油水样进行不同含油质量浓度、悬浮固体质量浓度和悬浮物颗粒直径中值的模拟注入水配制。

2）通过试验研究，推荐了适合渤中25－1油田沙河街组储层的注水水质主要控制指标。

[1]罗英俊 .油田开发生产过程中的保护油层技术 [M].北京：石油工业出版社，1996.

[2]王永清，李海涛，祝渝培，等 .注入水中乳化油滴对储层损害的实验研究 [J].西南石油学院学报，2003，25（1）：43～46.

[3]叶珏男，唐洪明，吴小刚，等 .储层孔喉结构参数与悬浮物粒径匹配关系 [J].油气地质与采收率，2009，16（6）：92～94.

[4]SY/T 5358—2010，储层敏感性流动实验评价方法 [S].