特低渗区块注水过程油层保护技术

何丕祥

(中国石油大港油田分公司 采油工艺研究院，天津 300280)

大港油田滨深X区块是滨海一区先导试验区块，油藏埋深3 300～4 402 m，平均孔隙度9.1%，平均渗透率0.24×10-3μm2，平均喉道半径为0.464 4 μm，属于低孔特低渗微喉储层。储层测试压力48.37～52.72 MPa，压力系数1.29～1.393，属于异常高压储层，温度109-143.6 ℃，温度梯度3.11～3.26 ℃/100 m，地层水总矿化度17 712 mg/L，水型为NaHCO3，由于该区块属于低渗特低渗油藏，在注水开发过程中油层保护要求比较高，因此本文从其储层敏感性评价、注入水的配伍性、添加的防膨剂以及水质主要指标等诸方面进行了实验研究和分析筛选[1-4]。

1 储层物性

该区块的矿物以石英、长石、岩块为主，胶结类型以孔隙、接触-孔隙为主；粘土矿物分析，矿物中以伊蒙混层为主，其次是高岭石；原油物性分析看，具有密度低、粘度低、含硫低、高凝固点、高含胶的特点；地层水离子分析，地层水矿化度高，水型为NaHCO3。

2 储层敏感性评价

选用该区块滨14-84井岩心进行水敏和盐敏评价试验(见表1和图1)。

表1 水敏评价数据

根据损害率计算公式[1]

(1)

实验曲线可以得出，使用矿化度为7 500 mg/L的模拟地层水时，岩心的渗透率变化率为23.96%，超过20%，即临界矿化度为其前一点的模拟地层水矿化度9 000 mg/L(见表2和图2)。

表2 盐敏评价数据

3 注水过程中油层保护研究

3.1 注入水水质检测情况

根据整体开发的需要，该断块有注水水源自大港油田的南一联合站或埕海联合站，为此进行了这两个联合站的注水水源的水质检测。

通过检测发现，这两个联合站的水质指标远大于C3级的标准。直接注入这两个联合站的水易造成油层污染，需要对这两个联合站的水质进行进一步处理(见表3)。

表3 注入水水质主要指标检测结果

3.2 不同机杂含量注入水的岩心伤害试验

依据注入水伤害因素的分析，结合该断块的储层特点，机杂堵塞是造成储层伤害的重要因素，因此针对南一联合站和埕海联合站的回注水开展了不同机杂含量对人造岩心的伤害试验[5]。

由图可以得出，随着机杂含量的升高，岩心渗透率明显下降，机杂含量为1 mg/L的时候，渗透率下降的趋势明显减缓。

通过压力变化曲线可以看出(见图3、4、5、6)，随着注入倍数的增加，注水压力逐渐上升，尤其是采用南一联合站和埕海联合站的水源造成注水压力快速升高；而经过处理后的注入水随着机杂含量的降低，注入压力上升速度明显减缓。

3.3 注入水水源的选择和综合伤害试验

3.3.1 注入水水源选择

选用1 mg/L机杂含量的实验结果进行对比，南一联合站注入水在压力上升率和渗透率伤害率上明显低于埕海联合站注入水，因此注水水源选用南一联合站。

3.3.2 水质指标推荐

根据滨深8储层特征及实验结果，推荐注水水颗粒直径小于2 μm，悬浮固体含量小于0.3 mg/L，推荐滨深8块水质指标为A1级。

4 防膨剂的优选

4.1 注入水离子分析

通过注入水离子分析，南一联合站和埕海联合站的注入水矿化度远远低于滨深X断块地层水矿化度，同时该断块临界矿化度为9 000 mg/L，因此储层需要进行防膨处理。

4.2 防膨剂的优选

4.2.1 防膨率实验

采用离心法对优选的5种粘土稳定剂水溶液进行防膨效果实验，当浓度为2%时，ZCY-05防膨剂、BRC-3-Ⅱ防膨防迁移处理剂和BRC-3-Ⅰ防膨剂等三种粘土稳定剂的防膨率均达到90%以上，故推荐防膨剂使用浓度为2%(见表4、表5)。

表4 注入水离子分析

表5 3种粘土稳定剂的防膨率数据对比表

4.2.2 粘土稳定剂的耐冲洗性评价

耐水洗性能是评价粘土稳定剂长效性的重要指标，这里将S7ZCY-05防膨剂等3种粘土稳定剂按照Q/SY DG 1190-2005 《注水井用粘土稳定剂通用技术要求与试验方法》标准进行耐冲洗实验，实验浓度为2%，实验结果见表6。

表6 粘土稳定剂长效性评价实验结果

通过实验可以看出，2% 有机低分子量的BCR-3-Ⅰ粘土稳定剂耐冲洗倍数最高，明显好于其它几种粘土稳定剂。

由于滨深X区块属特低渗油藏，因此，选择粘土稳定剂时，在保证稳定粘土效果的同时，还应采用低分子量的粘土稳定剂，以减少处理剂分子堵塞储层吼道造成油层新的污染。因此防膨剂推荐BCR-3-Ⅰ粘土稳定剂。

5 结论

1)低渗区块注水开发时必须优化注入水处理工艺，确保达到适应该储层注水需求的水质指标。

2)优选了低分子量BCR-3-Ⅰ粘土稳定剂，降低粘土稳定剂对储层的二次伤害。