超低滲透儲層注水開發過程中的敏感性與結垢分析

0低滲透油藏開發使用的技術對策隨著新疆油氣勘探和勘探技術的發展，致密、低滲透的新疆油田開發出來了。此類油藏開發前期主要通過優化井網形式、儲層改造及超前注水等技術手段來實現合理有效動用。如何在新區塊開發的初期就明確儲層損害的潛在因素,盡早采取有效的保護措施,是改善此類低滲透油藏開發效果、提高油田經濟效益所面臨的重要課題之一。以新疆油田某區塊超低滲透油藏為例,從儲層特征分析入手,研究了注水過程中主要的損害機理,并提出了相應的儲層保護措施,以期為超低滲透油藏注水開發過程中的儲層保護提供有力依據。1層的特性1.1儲層儲層類型及儲層參數新疆油田某區塊油藏含油層系為三疊系中統克拉瑪依組(T2k),油藏埋深為1678~2730m。克上組(T2k2)劃分為S1,S2,S3,S4和S5砂層組,克下組(T2k1)劃分為S6,S7和S8砂層組,其中S1,S5和S7砂層組為主要的含油層系。儲層巖性主要為砂礫巖、礫狀砂巖,其次為含礫砂巖與砂巖。礫巖成分主要為變質巖塊和凝灰巖,砂巖成分以凝灰巖和變質巖為主。碎屑顆粒以次棱角—次圓狀為主,其次為次棱角狀,分選差;雜基平均含量為4.5%;膠結物主要為方解石,平均含量為4.2%;膠結類型以孔隙型為主,顆粒接觸方式主要為線接觸。克上組儲層孔隙類型以粒內溶孔為主,其次為粒間溶孔和界面縫;克下組儲層孔隙類型以粒內溶孔和粒間溶孔為主,其次為界面縫及微裂縫。其儲層參數如表1所列。從表1可以看出,克上組儲層孔喉半徑和滲透率分布范圍較寬,其微觀孔隙結構非均質性較為嚴重,孔喉發育較差—中等,且連通性較差;克下組儲層孔喉半徑和滲透率發育情況較克上組要好,但孔喉發育和連通性均較差,因此該區塊儲層為典型的低孔、超低滲儲層。儲層的滲透率低,孔喉小以及連通性差,增加了油氣的滲流阻力,若水驅開發控制不當,造成黏土礦物膨脹分散和運移,則極易堵塞孔喉,對儲層造成很大的損害。1.2x射線衍射分析儲層的敏感性強弱與黏土礦物的類型和含量有關。根據美國學者摩爾的研究,儲層中黏土礦物含量小于5%的為較好儲層,而黏土礦物含量為5%~20%的儲層物性較差,尤其是水敏性礦物含量較高的儲層,容易造成儲層孔喉嚴重堵塞。根據X射線衍射黏土礦物分析可知,該區塊克拉瑪依組油藏儲層黏土礦物含量較高,以伊/蒙混層和高嶺石為主,其全巖心X射線衍射分析數據如表2所列。從表2可以看出:(1)含量較多的伊/蒙混層礦物多數呈薄膜狀分布于巖石顆粒表面,與外來流體接觸后容易發生水化膨脹,造成蒙脫石和伊利石分散剝落成細小顆粒,除引起速敏性損害之外,還會造成儲層孔隙和喉道縮小,滲透率下降。(2)伊利石和高嶺石顆粒是造成儲層速敏性損害的主要黏土顆粒,尤其是高嶺石,一般在孔隙和喉道中呈書頁狀、片狀或蠕蟲狀產出,多由長石顆粒遭受酸性溶蝕改造而形成,在堿性環境下易發生溶蝕,因此具有速敏、堿敏及水敏性潛在損害;鱗片狀伊利石以骨架顆粒薄膜狀產出,毛發狀、纖維狀伊利石在孔隙中搭橋生長、交錯分布,容易膨脹失穩,導致微粒運移,阻塞喉道,對儲層具有速敏、水敏和堿敏性潛在損害。(3)綠泥石以柳葉狀垂直骨架顆粒生長,或以絨球狀集合體充填于孔隙中;綠泥石與酸溶液反應,釋放出易于生成沉淀的陽離子(Fe2+,Mg2+),堵塞儲層孔喉,造成酸敏性損害。由此可以判斷出,該區塊儲層可能存在速敏與水敏性潛在損害。2儲層損害與黏土礦物的關系當外來流體進入儲層后,因與儲層巖石不匹配而導致儲層中的黏土礦物發生水化膨脹、微粒運移或產生沉淀堵塞孔喉,從而降低儲層滲透率,引起儲層損害,而幾乎儲層的每個損害環節均與黏土礦物的參與有關。其中引起速敏性損害的黏土礦物主要為伊利石和高嶺石;引起酸敏性損害的黏土礦物主要為綠泥石;引起水敏性損害的黏土礦物主要為蒙脫石;伊/蒙混層主要引起鹽敏與水敏性損害,其次為速敏性損害。選用百63井、百71井以及21012井的巖心進行了儲層損害分析實驗,并依據石油天然氣行業標準,評價了注入水對儲層的損害程度。2.1稀油污水、稠油濾后水、成垢水及成垢離子組成分析該區塊回注水全部來自百口泉注水聯合站,該站所處理的污水主要為稠油區來液和稀油區來液,分別有稀油污水和稠油污水2套處理系統,注入水主要為稀油污水與稠油污水按照約1∶1混合注入。將現場取回的稀油污水和稠油污水用0.45μm的濾膜精細過濾,分別得到稀油濾后水和稠油濾后水,再將這2種濾后水按1∶1混合(下文簡稱1∶1混合水)作為敏感性評價實驗用水。地層水、稀油濾后水、稠油濾后水及1∶1混合水這4種類型水樣的離子組成、礦化度和水型分析如表3所列。從表3可看出,這4種水樣均為弱酸性,成垢離子主要為Ca2+,而這4種水樣均屬于碳酸氫鈉型,在酸性條件下,對地層具有一定的腐蝕性。依據行業標準,對儲層敏感性進行了評價。結果表明:該區塊儲層無速敏性損害,但具有中等偏強的水敏、較強的鹽敏以及中等偏強的堿敏性損害。(1)儲層黏土礦物的性質按照水敏性損害實驗評價步驟,選取該區塊3塊巖心進行了水敏性損害評價實驗,其結果如表4所列。實驗結果表明,該區塊儲層的水敏指數為58.62%~65.05%,平均水敏指數為61.54%,表現為中等偏強的水敏。分析認為,克下組儲層的黏土礦物以伊/蒙混層為主,掃描電鏡下呈不規則狀及似蜂巢狀集合體(圖1),一般呈薄膜狀包裹于碎屑顆粒表面,具有較強的水化膨脹能力。伊利石主要以片狀、發絲狀和卷曲片狀分布于粒間孔隙內或顆粒表面,使孔隙在原來的基礎上變成大量的微孔隙,并使流體在孔隙中的通道變得曲折,滲透率大大降低,對儲層存在較強的水敏性潛在損害。在注水開發過程中,注入油氣層的流體首先與黏土薄膜發生反應,容易導致水化膨脹、分散、運移以及堵塞孔喉,嚴重損害儲層。(2)儲層中伊/蒙混層礦物含量與滲透率的關系根據評價標準,選用21012井的3-2號巖心進行了鹽敏性損害評價實驗(表5)。實驗采用10000mg/L,6000mg/L,4000mg/L,3000mg/L,2000mg/L和1000mg/L的標準鹽水及蒸餾水組成7級礦化度,其中標準鹽水配方為NaCl∶CaCl2∶MgCl2·6H2O=7.0∶0.6∶0.4(質量比)。圖2為巖心鹽敏性損害實驗曲線。圖2中Ko表示實驗中礦化度為10000mg/L時所測得的巖心滲透率,Ki表示實驗中礦化度分別為6000mg/L,4000mg/L,3000mg/L,2000mg/L和1000mg/L時所測得的巖心滲透率,Kw表示實驗中使用蒸餾水所測得的巖心滲透率。從表5和圖2可以看出:隨著標準鹽水礦化度的降低,巖心滲透率損害程度逐漸增加。當標準鹽水礦化度從6000mg/L降到4000mg/L時,巖心滲透率損害程度>5%,表明此時巖心已經發生了鹽敏性損害,因此判定其臨界礦化度為6000mg/L;而蒸餾水驅替過后的巖心滲透率為0.075mD,由此可以計算出鹽敏指數為84.71%,表現為強鹽敏。觀察巖心掃描電鏡(圖3)可以發現,克下組儲層中伊/蒙混層礦物含量較高,大量存在于孔隙和喉道中。隨著注入水(標準鹽水)礦化度的降低,伊/蒙混層礦物發生水化膨脹,縮小了孔隙空間和喉道,從而導致滲透率下降。此外,當伊/蒙混層礦物膨脹到一定程度時,會發生分散、運移,在孔喉縮徑處形成堵塞,導致儲層滲透率降低。(3)不同驅替液ph值對巖心滲透率的影響根據評價標準,選用百63井的16號巖心進行了堿敏性損害評價實驗(表6)。實驗采用與地層水礦化度等同的KCl鹽水,在加入不同量的NaOH后,配成不同pH值的實驗流體進行評價。圖4為巖心堿敏性損害實驗曲線。圖4中Ko表示實驗中pH值為6.4時所測得的巖心滲透率,Ki表示實驗中pH值分別為7.0,8.0,9.0,11.0和13.0時所測得的巖心滲透率。從表6和圖4可以看出:隨著驅替液pH值的升高,巖心滲透率損害程度逐漸增加。當驅替液pH值從8升至9時,巖心滲透率損害程度>5%,表明此時巖心已發生堿敏性損害,因此判定其臨界pH值為8;當驅替液pH值升至13時,巖心滲透率損害程度達到53.6%;隨后,再繼續使用與地層水等礦化度的KCl鹽水驅替巖心,其滲透率僅恢復了8.8%。由此表明,當巖心發生堿敏性損害后,其滲透率基本不可恢復,而堿敏指數為53.6%,表現為中等偏強堿敏。分析認為,高嶺石礦物在堿性溶液中易發生電化學反應,導致分散、運移而堵塞孔喉。高嶺石在掃描電鏡下呈六邊形鱗片狀或柱狀(圖5),隨著pH值的升高,高嶺石容易失穩溶解,并分散、運移,這是導致儲層堿敏性損害的主要因素之一。此外,地層水中的Ca2+和Mg2+在堿性環境下,與溶液中的OH-結合生成難溶于堿的Mg(OH)2和Ca(OH)2沉淀,與溶液中的CO32-和HCO3-生成MgCO3和CaCO3沉淀,進一步降低了儲層的滲透率。2.2儲層用滲排垢與沉降垢的物理結果油藏采用稀油污水和稠油污水按1∶1混合作為注入水,由于回注污水通常含有各種成分的離子,而不同水型的水在混合或回注過程中隨著環境條件的改變(如溫度、壓力、離子平衡等)而發生變化,使原來穩定的水體系失穩,不僅造成注水系統結垢,管線腐蝕,還會在巖石孔隙表面產生沉淀,堵塞儲層孔喉,引起注水壓力升高,從而影響油田正常生產。碳酸鹽垢是油田生產過程中最為常見的一種沉積物。常用的預測碳酸鈣結垢趨勢的方法有2種:一種是飽和指數法(SI);另一種是穩定指數法(SAI)。其結垢趨勢預測結果如表7所列。從表7可以看出:在儲層溫度(44℃)條件下,經精細過濾后的稀油濾后水有結垢的趨勢,稠油濾后水有輕度結垢的趨勢,而1∶1混合水也有結垢的趨勢。因此,基于行業標準的相關方法,使用物理配伍方法研究稠油濾后水與稀油濾后水混合結垢的情況。將物理-化學反應后再次形成于水中的垢稱為懸浮垢,將附著于錐形瓶表面的垢稱為沉降垢,將懸浮垢量與沉降垢量之和定義為總垢量。稠油濾后水與稀油濾后水混合結垢變化情況如表8所列。從表8可以看出:在儲層溫度(44℃)條件下,這3種水樣都有一定的結垢產生,而單一的稀油濾后水總垢值最大,且主要為沉降垢。當稀油濾后水和稠油濾后水按1∶1混合后,形成了大量的懸浮垢和沉降垢。由此可見,當注采井網直接采用稀油污水和稠油污水按1∶1混合注入的注水方式時,容易形成結垢物,堵塞注入管線,甚至在注入地層之后堵塞孔喉,損害儲層,造成注入壓力升高,嚴重影響油藏的開采工作。利用掃描電鏡對懸浮垢和沉降垢的形貌作了進一步分析。從圖6可以看出:濾膜懸浮垢顆粒分布較分散,晶體發育良好,同時可見方解石式菱面體晶面,粒徑為40~60μm[圖6(a)];而沉降垢顆粒分布密集,部分顆粒呈定向性排列,晶形發育差,粒徑為20~40μm[圖6(b)]。因此,稀油濾后水和稠油濾后水按1∶1混合后形成的懸浮垢和沉降垢粒徑遠遠大于儲層平均孔喉半徑(克上組平均孔喉半徑為0.21μm,克下組平均孔喉半徑為0.34μm),在混合注入中容易堵塞孔喉,造成儲層損害。通過X射線能譜分析,對1∶1混合水產出垢樣進行了元素分析,其分析統計如表9所列。從表9可看出,盡管懸浮垢和沉降垢在分布形態、晶形、粒徑等方面存在明顯差異,但結垢成分基本相同,C,O和Ca這3種元素含量之和超過95%,因此判定垢型為CaCO3。3加入水對敏感性的影響該區塊儲層的臨界礦化度為6000mg/L,而混合水的礦化度為4891.26mg/L,注入水礦化度過低容易導致儲層巖心發生水敏性損害,給油田開發帶來極為不利的影響,因此采取有效的措施預防水敏性損害顯得尤為重要。在注入水中添加合適的防膨劑,以防止黏土水化膨脹,同時聚結黏土礦物防止分散、運移;或者添加鉀鹽增加注入水的礦化度,同時可以通過離子擴散讓敏感性礦物晶層得到K+,使晶體結構發生變化,從而使膨脹性礦物轉變成穩定的礦物。混合注入水水質不達標,結垢較為嚴重,且以沉降垢為主。若直接采用稀油污水和稠油污水混合注入,可能會由于注入水的結垢而堵塞注入管線及儲層孔喉,造成注入壓力升高,嚴重影響油藏的開采工作。因此,應制定嚴格的回注水標準,采取精細過濾等措施控制注入水中的