低渗透油藏注水井堵塞物的化学成因研究*

张紫航，卓兴家，曹广胜，张 宁，张人昱

（1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.大庆油田有限责任公司 第九采油厂，黑龙江 大庆 163853）

大庆外围的新站、敖南油田葡萄花层渗透率低、储层敏感性强[1-3]。经过长期注水，有些注水井近井地带储层发生伤害和堵塞，吸水能力下降，部分注水井实施了调剖措施后吸水能力也下降，致使欠注，不能满足配注量要求，影响了注水开发效果。对于注水井欠注的问题，国内外学者进行了讨论，一般认为水驱的欠注原因主要是油层的孔隙度渗透率过低等地质因素[4,5]；其次，外来流体入井后，无论是流体中原有的固相颗粒还是与储层岩石或流体发生反应产生的颗粒运移，都有可能堵塞孔隙[6,7]，从而导致欠注；注入水中的溶解气体和微生物等对注水管道产生腐蚀，同时产生的水不溶物会进入地层[8,9]，导致欠注；另外，注入水若含油，即使量少，但日积月累下产生的乳状液及其捕捉的杂质与悬浮物也会产生严重的欠注问题[10,11]。

为研究大庆外围的新站、敖南油田葡萄花储层的欠注原因，依据研究区块的生产实际情况，通过注入水质、堵塞物成分进行取样化验，检测水样中离子成分、悬浮物含量、细菌含量、矿化度等指标，结合室内岩心模拟实验和理论分析，得出造成欠注的主要原因。本文对新站、敖南油田解堵增注及水驱开发低渗透率油层具有重要意义。

1 新站、敖南油田概况分析

1.1 新站、敖南油田地质概况分析

新站油田葡萄花储层以薄层砂为主，单层砂岩、有效厚度小于1.0m 的层数分别占总层数的30%和60%[12]。岩石孔隙度范围5%～30%，平均有效孔隙度为12.4%；渗透率值主要集中在（0，1]和（1，5]这两个区间内，其中介于0～1×10-3μm2内占了61.44%，平均渗透率为1.99×10-3μm2。

敖南油田葡萄花油层砂地比在1.1%～64.0%之间，平均砂地比30%[13]。属于低孔、低渗油田，油层颗粒细，以细－粉砂为主，粒度中值在0.033～0.123mm之间，平均仅0.07mm，泥质含量高，平均值高达21.9%，储层物性差，空气渗透率为（0.86～91.03）×10-3μm2，平均为13.9×10-3μm2，有效孔隙度为18.2%～24.3%，平均为19.2%。

可以看出，新站、敖南油田渗透率较低，地层多孔介质内的孔隙吼道较小，当注入水中的固体颗粒含量较高时，则会造成孔隙吼道内的堵塞。另外储层岩石中黏土矿物含量较高，有可能存在蒙脱石等水敏感性矿物，在水驱过程中，地层内颗粒运移会造成进一步的堵塞。

1.2 注入井堵塞情况分析

统计新站、敖南油田注水井堵塞欠注情况，见表1。

表1 新站、敖南油田注水井欠注情况统计表Tab.1 Statistics of water injection wells in Xinzhan and Aonan Oilfields

2 敖南油田注入水及返排液水质分析

为了分析新站、敖南油田的欠注原因，取两个区块内的注入水及返排液进行了水质分析，包括水样中悬浮物含量及粒度，细菌含量，矿化度，各离子含量及结垢情况[14]。

2.1 悬浮物含量测量

有一些颗粒相对比较大的固体物质，当它们进入到地层中时，会对近井地带地层造成阻塞，从而引起欠注问题，所以有必要对这类固体物质含量进行测定。

5～100mg 样品量为最佳区间，这是由于当样品过多时，悬浮物中的水分会造成过滤难；样品过少时，将会导致误差较大，影响准确度。悬浮物含量C（mg·L-1）计算公式：

式中 C：水中悬浮物含量，mg·L-1；A：过滤后滤纸质量，g；B：原滤纸质量，g；V：样品体积，mL。

图1 新站、敖南油田注入水悬浮物和含油量变化Fig.1 Variation of suspended solids and oil content of injected water in Xinzhan and Aonan Oilfields

从含油量看出，虽然井口来水含油量不高，但井下取样含油量均较高，说明存在地层油反吐现象。茂15（清水）含油量不高，敖南油田、大415（污水）、新站本部污水均含油，说明除了茂15（清水）区块不需要考虑有机质污染，其他几个测试区块均存在有机质污染。

进一步通过激光粒度仪测量注入水中悬浮物的固体颗粒尺寸变化，见图2。

图2 新站、敖南油田注入水中悬浮物尺寸变化Fig.2 Size change of suspended solids in injection water of Xinzhan and Aonan Oilfields

根据1/3 架桥理论，即颗粒粒度大于孔喉直径的1/3 时，可产生堵塞，计算新站、敖南油田孔喉分别为28、51μm。由图2 可以看出，新站、敖南油田部分井的底返排液中的悬浮物粒度中值差异较大，其粒度中值（μm）分别为：新站本部污水6.29，新站大415 区块污水12.26，茂15 区块所使用清水6，敖南清水的粒度中值较大，为18.96μm，因此，根据1/3架桥理论，新站大415 区块的注污水井、敖南油田所注清水井均有可能引起地层堵塞。

2.2 水样中细菌含量测量

注入水中若存在较多的细菌，细菌的代谢产物则会堵塞地层岩石孔隙，因此，我们开展了水样中细菌含量的测量实验。利用绝迹稀释法进行以下实验，把以上的测试瓶放在35℃恒温培养箱中。

由图3 可见，各区域井底返排液中均出现腐生菌和铁细菌，且细菌个数最高达到10000～100000 个·mL-1，敖南油田无硫酸盐还原菌，其余区域均含有SRB，且SRB 最高达10000～100000 个·mL-1。长期注水，地层中运移的杂质、油污为细菌提供营养源，加速细菌繁殖，可堵塞地层，这说明细菌问题也是导致欠注的原因。

图3 不同区块返排液中细菌的含量Fig.3 Bacterial content in the flowback fluid of different blocks

2.3 无机垢含量测定

通过挂片法来检测无机垢的结垢量[15]。首先，利用游标卡尺去测量盖玻片的长与宽，然后计算出该盖玻片的表面积；将盖玻片放置浸入在无水乙醇中，清洗并移入干燥皿中干燥30min；确保盖玻片干燥的情况下，称量其净重；分别取5 口井的污水样品各40mL 于烧杯中；用镊子将盖玻片（5 片·杯-1）斜置于呈有污水的烧杯中，保证其表面完全浸于污水中；设置恒温箱温度为50、60、70、80、90℃，将浸泡在污水中的盖玻片放入其中6h；取出盖玻片洗涤干净后，放置烘干箱中烘干5h，拿出，观察盖玻片上的结垢情况，称量其质量。

结垢量的计算公式：

式中 M：结垢量，mg·cm-2；A：盖玻片结垢后质量，g；B：盖玻片质量，g；S：盖玻片表面积，cm2。

由图4 可以看出，除了新站注入水的结垢量与温度呈正相关，随着其增加而变大外，其他水样的结垢量随温度变化并没有明显的规律，温度为70℃及更高时，结垢量普遍高于0.3mg·cm-2且不大于0.6mg·cm-2，显然这会对注水设备和井筒以及储层造成一定的损害，从而使注水井产生欠注问题。

图4 结垢量随温度变化趋势图Fig.4 Variation trend of scaling amount with temperature

3 新站、敖南油田储层敏感性实验研究

3.1 地层内黏土矿物分析

新站、敖南油田渗透率较低，孔隙结构较为细小，更容易被固体颗粒堵塞，若地层中存在较多水敏感性矿物，在水驱过程中，水敏感性矿物颗粒则容易从岩石表面脱落，从而导致地层堵塞。利用扫描电镜得到新站、敖南油田地层黏土矿物特征见图5。

图5 新站、敖南油田岩石扫描电镜观察结果Fig.5 SEM observation results of reservoir in Xinzhan and Aonan Oilfields

由图5 可以看出，新站、敖南油田葡萄花油层中存在较多的水敏性矿物，绿泥石和蒙脱石矿物，因此，在注水开发的过程中，地层本身就具有较强的水敏感特征，选用清水驱替原油会造成地层岩石渗透率的降低。

3.2 储层敏感性实验研究

测量岩心初始渗透率后，用50%地层水注入，注入速度与初始流速保持一致，注入10～15PV，停止注入，保持围压和温度不变，使50%地层水与岩石矿物反应12h 以上；将泵速调整为初始流速，然后用25%地层水注入，来测定岩心的渗透率；利用同样的方法进行蒸馏水驱替岩心的实验，并检测出在蒸馏水下岩心的渗透率，见图6。

图6 新站、敖南油田储层水敏感性实验结果Fig.6 Water sensitivity test results of putaohua reservoir in Xinzhan and Aonan Oilfields

由图6 可知，在注入不同浓度的地层水之后，新站、敖南油田的渗透率都会发生明显的改变，这说明采用清水等低矿化度的流体注入地层之后，会大幅度的降低储层的渗透率，所以这也是导致注水井的注入量逐渐降低的主要原因。

4 新站、敖南储层流动性实验

由水质化验结果可见，新站和敖南两个油田的注入水均存在不同程度的悬浮物和结垢等堵塞地层的物质条件，但对于能否造成堵塞和堵塞的程度，则需要通过岩心模拟注水实验来进行研究。

测定岩样的基础数据，通过利用模拟的地层水来饱和岩心。并用模拟的地层水测量岩心的原始渗透率，记为K1；取1000mL 水样，选取不同编号岩心，以0.3mL·min-1的注入速度向样品中注入10PV 注入水，然后进行水测渗透率记为K2；用不同编号的岩样，过滤后的水样称量1000mL，以0.3mL·min-1的注入速度向岩样中注入10PV 返排液，然后进行水测渗透率记为K3；记录相应数据。

有机堵塞和无机堵塞的混合堵塞率为P0、无机堵塞率为P1、有机堵塞率为P2，可由公式（3）～（5）计算：

式中 P0、P1、P2：混合堵塞率、无机堵塞率、有机堵塞率，%；K1、K2、K3：由上述步骤中测得不同情况下的岩心渗透率，10-3μm2。

表2 岩心基础数据Tab.2 Basic core data

选取以上岩心进行注入水堵塞岩心实验，结果见图7。

图7 随注入体积增加渗透率变化Fig.7 Permeability changes with the increase of injection volume

由图7 可见，随着注入体积的增加，无论注入水是否进行过滤，岩心的渗透率都会急剧下降，并且在注入体积为4PV 左右，下降速度开始放缓。经过计算，新站油田的混合堵塞率为79.9%，无机堵塞率为76.4%，有机堵塞率为3.5%，说明对于新站油田堵塞物中无机堵塞占主导，有机物如浮油对地层的伤害很小；敖南油田的混合堵塞率为79.0%，无机堵塞率为70.0%，有机堵塞率为9.0%，敖南油田的混合堵塞率和新站油田相差不大，有机堵塞率是其两倍以上，虽然有机堵塞率不到10%，但其对油藏的损害仍然需要重视。

5 结论

（1）储层物性差，渗透率、孔隙度均较小，注入水中悬浮物含量和悬浮物粒径尺寸均为不符合标准要求，极易造成堵塞，同时注入水中钙镁等成垢离子浓度不符合标准要求，进入地层后在岩石孔道中结垢。

（2）注入井回注的水里含有污油，会滞留在井眼附近岩石孔隙中，从而导致堵塞地层；另外，游离油和分散油会对悬浮颗粒造成胶结效果，因此，增加了桥堵的可能。

（3）无机堵塞多数为注入水中离子超标进入储层结垢导致的，油层中存在较多的水敏性矿物，因此，在注水开发的油藏中，选用清水驱替原油会造成地层岩石渗透率的降低。

（4）新站油田堵塞物中无机堵塞占主导，有机物如浮油对地层的伤害很小；敖南油田的混合堵塞率和新站油田相差不大，有机堵塞率是其两倍以上，虽然有机堵塞率不到10%，但其对储层的损害仍然不可忽视。