特低渗透油田注水井储层伤害因素分析

杨宏拓 白璞

陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院 陕西 西安 710065

1 研究区概况

M 油田位于鄂尔多斯盆地西南部，面积约4000km2，控制地质储1.5×106t，含油面4.4×102km2，该区域储层弱水敏，有利于注水开发，长8储层含少量伊利石和水敏矿物伊/蒙混层，敏感性分析表现为弱水敏，有利于注水开发。采用注水开发，可大幅度提高采收率，长8储层无水期驱油效率25.8%左右，最终期驱油效率44.7%，注水开发提高采收率潜力较大。长8油层厚度平均9.5m，前期采用五点井网注水水驱效果差，递减大[1-2]。

2 注水井储层的伤害特点

2.1 岩石堵塞

注水井周围的岩石颗粒、粘土或沉积物等可能进入储层中，堵塞孔隙或通道，影响水的注入和流动。

2.2 水质变化

注入水的成分和性质可能与储层内原有水的成分不同，引起化学反应或沉淀，导致储层孔隙变小或堵塞。

2.3 水力剪切破坏

高压注入水可能对储层造成水力剪切破坏，导致储层孔隙崩溃、裂缝扩展或岩石变形。

3 注入水与储层岩石的配伍性研究

3.1 注入水水质分析

油田很多注水井经过长期注水作业，近井地带储层敏感性矿物（主要为粘土矿物）在长期注水过程中由于冲刷作用或之前的酸化溶蚀作用已经剩余很少，近井地带流动水也主要是注入水，地层水已经被驱替到深部储层。因此造成注水井堵塞的主要原因是由于外来注入水所致。对油田注水井水质以及堵塞物样品进行分析，从而进一步分析储层伤害，为酸化酸液优选提供依据[3-5]。

3.2 固相堵塞物综合分析

研究区的回注水型为NaCl型，总矿化度较高，钙镁离子占据一定含量，为典型的的高盐污水，钙镁离子与NaHCO3型地层水作用会产生碳酸盐垢。注入水中的乳化油和游离油进入地层也会产生有机垢形成“死油”造成伤害。油田注水井，注水水质分析表明该油田固相堵塞物主要是混合沉积垢，主要是固体沉积堵塞以及有机油类沉积堵塞。观察取样图片以及实验现象表明，该油田的沉积垢类型比较复杂，有有机沉积垢、铁腐蚀垢、固相沉积微粒等。这些都说明油田注水井系统伤害物不是单一类型。油田注水井系统、井下、管柱、配水器、水嘴等各个部位均有结垢现象，某些部位结垢堵塞还非常严重，这些结垢不但对储层造成严重堵塞，甚至对地面管线、井下注水管柱、配水器、水嘴等都可造成严重堵塞[6-7]。

3.3 游离油和乳化油滴产生的伤害

注入水中由于含有一定量的游离油和乳化油，注入地层后会对渗透率造成比较严重的伤害，油量增加则伤害度增加，含油量10×10-6时伤害率5.4%，含油量30×10-6时伤害率能够增长至16.5%，当游离油和乳化油进入地层时，油珠在岩石的渗滤面形成堵塞，尺寸较小的油珠能够进入地层的深部，形成聚集在孔壁和孔喉处，贾敏和水锁效应产生，造成注入水的流动阻力增大，注水效率大大减弱[8-9]。

3.4 细菌堵塞伤害

由于注入水水质不同，容易产生细菌堵塞对地层形成伤害。当注入到地层后，细菌会滋生、繁殖，形成粘液从而进入地层孔喉和附着在岩石表面，由细菌引起的腐蚀产物进入地层也会形成严重的伤害。由硫酸根引起的硫酸盐还原菌、腐蚀产生的腐生菌、由铁离子形成的铁细菌为注水系统中容易形成的有害细菌。

4 注水井储层保护措施

4.1 前期注水井评价

在注水井施工前进行储层评价，包括储层性质、孔隙结构、岩石强度等方面的分析，以了解储层的特点和潜在的伤害风险。合理设计注水井的位置、井筒直径、封隔和固井等，以最大程度地减少对储层的损害。通过对研究区注水井与大斜度段渗流区累计注水量的计算，得出研究区长8油藏压力达到原始地层压力的115%左右时，超前注水量为2003m3。注入水配伍性分析，M油田长8油藏地层水与洛河组注入水配伍性差，注水开发过程中要做好水质处理与储层保护。注水参数数值模拟表明，相同累计注入量下，注水强度越大，注入水在近井地带不能及时向外传播，压力剖面越陡峭，有效波及范围越小。注水强度越小，油水井间压力剖面分布越均匀，小水量、长周期的注水政策，有利于压力均匀分布[10-11]，见图1。

图1 不同注水强度下X方向压力升高幅度分布曲线

注水强度及超前注水时间应用考虑启动压力梯度和变形介质的直井拟稳态流动注水量公式计算合理注水强度，确定M油田长8油藏超前注水期合理注水参数，见图2。精细分层注水标准，依据M油田长8开发区油层、隔夹层特征和储层纵向物性的差异，结合分注工艺，制定了长8层分注标准，层间和层内分注相结合（1-2段）。注入水配伍性分析，环西地区水源井目的层为洛河组，矿化度1.6g/L左右，水型为MgCl2；通过简易沉降处理后，离子含量基本没有发生变化；环西地区生产井目的层长8，矿化度52.9～84.4g/L，水型为CaCl2，其中部分井还存在Ba2+离子。长8油藏地层水与洛河组注入水配伍性较差，因此注水开发过程中要加强水质处理与储层保护[12]。

图2 渗透率与注采井间有效驱替压差曲线

4.2 注入水水质调整

根据储层特点和水质要求，对注入水进行预处理或调整，使其与储层水的化学成分相适应，减少化学反应和沉淀的风险。确保注入水的质量符合储层要求，包括pH值、含盐量、悬浮物含量等，避免对储层产生不良影响。控制注入水的流量、压力和速度等参数，避免过高的注入压力和流速对储层造成损害。根据储层性质和特点，合理控制注水井的注入压力，避免过高的压力导致储层损伤或产生裂缝。控制注入水的流量，避免过高的注入速度，以减少水力剪切破坏和储层变形的风险。通过定期监测注水井的产量、压力、水质等指标，及时发现储层伤害的迹象，采取相应的修复和调整措施。

4.3 精细分层注水措施

研究区长8油藏油层厚度大，层内非均质性强，渗透率极差大，建议层内分2～3段精细注水，后期根据吸水剖面测试结果适当调整配注。随着各类油藏进入中高含水开发期及见水井逐渐增多，常规措施治理难度加大，油井措施后普遍呈现增油下降、含水上升现象，措施适应性逐年变差。早期措施以重复压裂和常规酸化为主，措施后油井含水普遍大幅上升，重复压裂和常规酸化等常规措施以原缝改造和解堵为主，工作液易沿原缝或高渗带延伸，容易沟通水驱前缘，措施后油井含水有较大幅度上升，不利于侧向剩余油动用。随着油田开发，各类油藏整体含水逐步上升，常规措施难度逐年加大，投产以来油井综合含水由14.3%上升到69.7%，以重复压裂和酸化解堵为主的常规措施效果越来越差。需要不断转变措施思路，研究较高含水状态下控水增油技术。经过持续探索研究，注水井增注技术体系逐步完善，措施针对性不断提升，形成了五种主体酸化技术体系，同时创新应用低成本解堵、活性水压裂等技术，增注治理手段不断丰富[13]。

4.4 增加沉淀物过滤器

在注水井的输送管道上安装沉淀物过滤器，以防止岩屑、颗粒物和其他杂质进入储层，减少堵塞风险。定期清洗注水井和输送管道，去除沉积物和堵塞物，保持通畅的流动路径。在注入水中加入适量的防堵剂，以防止颗粒物堆积、沉淀和岩石堵塞，保持储层的通透性。建立完善的监测系统，定期检测注水井的产量、压力、水质等参数，及时发现异常情况并采取相应的措施。

5 结束语

通过储层岩石学特征分析以探明引起注水井欠注的内因，结果表明该储层含有绿泥石、伊利石等致敏矿物，对岩心进行储层敏感性分析发现储层整体呈弱敏感性，但具有中等稍弱的速敏及碱敏，容易出现黏土颗粒运移或酸化后处理不当引起二次伤害的现象，进而堵塞地层。为得到造成注水井欠注的外因，对区块注入流体进行水质测定与配伍性分析实验，结果表明回注水中携带较多悬浮固体颗粒，易堆积于孔道外部。回注水中的油污也易粘附于井筒及岩层壁面，进入地层后引起贾敏伤害。此外，清水与地层水不配伍混合后产生大量碳酸钙堵塞喉道，引起地层伤害。