低渗透油藏回注水质指标与地层的适应性研究

1、长江大学二零一二年四月低渗透油藏回注水质指标与地层的适应性研究汇报提纲第一部分 项目概要第二部分 项目内容 一、采油三厂采出水回注基本情况及分析 二、采油三厂各区块注水开发对储层物性的影响分析 三、采出水不同处理精度对天然岩心的伤害程度和规律研究 四、采油三厂重点区块采出水回注水质标准修订第三部分 结论项目的提出现状： 油田污水管理多年来一直以SY 532994碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法作为污水处理达标回注的考核指标。在生产实际运行中完全按照该标准进行生产管理，这在一定程度上缺乏针对性，即回注水水质指标该放宽的未放宽，增加了不必要的经济投入；该严格控制的未控制好，从而缺乏对油层的有效

2、保护。因此，以开发区块地质特征为前提，根据油田回注水水质的实际运行情况，研究采出水不同处理精度对相应储层的伤害程度 ，制定出与地层相适应的、经济合理的注水水质指标是十分必要的。 目标： 根据采出水不同处理精度对岩芯的伤害程度和规律，在室内研究分析基础上，结合回注区块地层吸水及吸水指数测试情况，确定长庆油田采油三厂重点区块回注水质标准。 项目概要项目名称：低渗透油藏回注水质指标与地层的适应性研究研究内容： 对采油三厂进行采出水回注区块注水情况调查，进行水质与油藏的适应性分析，对目前回注区块进行分类 ；通过近年靖安等油田检查井取心资料，研究低渗储层注水开发中后期储层物性变化规律；研究采出水不同处理

3、精度对天然岩心的的伤害程度和规律 ；修订完善采油三厂重点区块采出水回注水质标准； 项目概要汇报提纲第一部分 项目概要第二部分 项目内容 一、采油三厂采出水回注基本情况及分析 二、采油三厂各区块注水开发对储层物性的影响分析 三、采出水不同处理精度对天然岩心的伤害程度和规律研究 四、采油三厂重点区块采出水回注水质标准修订第三部分 结论1、采油三厂回注水水质现状 采油三厂目前回注水水质整体处理水平不能满足行业标准和油田制定的采出水回注水质指标。 多年来现场水质检测数据表明，回注水水质普遍较差，水质受见水程度、破乳效果、措施返排液的影响变化范围大，水处理难度大。采油三厂回注水水质具有以下特点： 矿化度

4、高，水化学组分不稳定（见表1）；机杂含量高；油含量高；细菌滋生；铁含量高；硫含量高（见表2）。 表1表2表3 靖安长6正常注水井检测表明（表3）靖安长6油层注水压力呈稳定和缓慢上升趋势，吸水厚度有缓慢减小趋势；油层解堵前后对比注水压力没有明显变化，吸水厚度明显增加、吸水量保持相对平稳（表4）。说明地层伤害以深部堵塞和端面浅层堵塞两种形式存在，解堵措施只能清除端面堵塞。 2、靖安长6采出水回注情况分析 表4柳69-38井吸水剖面变化图 柳80-46井吸水剖面变化图 柳82-50井吸水剖面变化图 靖安长6油层，由于层间渗透率差异，长期注水后，吸水能力差异增大，上层的吸水能力降低，下层向尖峰状吸水变

5、化。 柳82-50井近年注水压力变化情况 柳80-46井近年注水压力变化情况 柳69-38井近年注水压力变化情况 柳84-36井近年注水压力变化情况 靖安长6层在目前的注水水质现状下，注水压力呈逐年缓慢上升的趋势，酸化解堵等措施只能短时间降低注水压力，不能改变注水压力持续上升的趋势，反映出端面堵塞及堵塞物在地层深部不断运移的特征。但总体来看注水压力不高，在10MPa以下。 3、油房庄长1采出水回注情况分析 油房庄长1油层注水压力基本稳定，吸水厚度有增大趋势，吸水强度呈不规律变化，反映出堵塞物在深部运移的特征。 定121-15井吸水剖面变化图 定121-2井吸水剖面变化图 油房庄长1油层经过长期

6、注水开发后，吸水剖面由最初的不均匀吸水向均匀吸水转变，吸水厚度有增加的趋势。 3、油房庄长1采出水回注情况分析 定121-15井近年注水压力变化情况 定121-2井近年注水压力变化情况 油房庄长1定121-15和定121-2井从2001年开注至今注水压力较为平稳，定121-15维持在8MPa左右，定121-2维持在10MPa左右，期间注水压力波动的原因主要是配注量调整及注水管线施工而引起的。 3、油房庄长1采出水回注情况分析 3、油房庄长1采出水回注情况分析 以上对油房庄长1层吸水状况、吸水剖面图及注水井的注水压力曲线的分析结果说明，油房庄长1在目前的注水水质现状下，注水压力平稳，吸水厚度有增

7、大的趋势，吸水剖面向均匀吸水转变。因此，目前采油三厂针对油房庄长1储层执行的回注水水质可满足该层位对回注水水质的要求。 4、靖安侏罗系采出水回注情况分析 靖安侏罗系Y9油层注水压力呈稳定和缓慢下降趋势，吸水厚度有减小趋势 4、靖安侏罗系采出水回注情况分析 （Y9） 侏罗系Y9吸水剖面厚度措施前后有下降趋势。延9吸水剖面厚度由措施前6.4米下降到4.6米，注水量有明显增加，注水压力不变。 靖安侏罗系Y9油层长期注水后，吸水剖面有从尖峰状吸水向均匀吸水变化的趋势，上层吸水能力降低。 柳29-47井吸水剖面变化图 柳8-37井吸水剖面变化图 柳20-28井吸水剖面变化图 柳22-30井吸水剖面变化图

8、 柳18-28井吸水剖面变化图 柳24-26井吸水剖面变化图 4、靖安侏罗系采出水回注情况分析（Y9） 柳29-47井近年注水压力变化情况 柳8-37井近年注水压力变化情况 开注压力较高的注水井自开注以来注水压力表现出缓慢下降的趋势。柳29-34井近年注水压力变化情况 柳24-26井近年注水压力变化情况 注水井注水压力较高（10MPa以上），注水压力较为平稳，但经过酸化解堵措施后注水压力均有明显下降，但有效期不长，表现出明显的端面堵塞特征。 4、靖安侏罗系采出水回注情况分析（Y9） 开注压力低的注水井（2MPa左右）（图2-23和图2-24），注水压力呈缓慢上升趋势，但注水压力仍低于10MPa

9、。酸化等解堵措施后注水压力明显降低，但有效期短，不能改变注水压力上升的趋势，表现出明显的端面堵塞与堵塞物深部运移的特征。 柳20-28井今年注水压力变化情况 柳20-30井近年注水压力变化情况 4、靖安侏罗系采出水回注情况分析 （Y10） 靖安侏罗系Y10油层注水压力呈下降趋势，吸水厚度有减小趋势。 4、靖安侏罗系采出水回注情况分析 （Y10） 柳29-40井吸水剖面变化图 柳33-48井吸水剖面变化图 柳36-51井吸水剖面变化图 靖安侏罗系Y10油层，注水井吸水剖面经过长期注水后均有由均有吸水向指状吸水变化的趋势，经过2010年酸化措施后吸水均匀度和吸水厚度均增加。 4、靖安侏罗系采出水回

10、注情况分析 （Y10） 柳29-40井近年注水压力变化情况 柳36-51井近年注水压力变化情况 柳33-48井近年注水压力变化情况 酸化、洗井等措施后有效时间短，表现出典型的端面堵塞特征。但注水压力都在10MPa以下。 油房庄长8油层注水压力平稳，吸水厚度增加 ，措施后，吸水厚度大幅增加，吸水强度减小 。5、油房庄长8采出水回注情况分析 5、油房庄长8采出水回注情况分析 姚04-28井吸水剖面变化图 姚06-28井吸水剖面变化图注：2010年10月深部调剖 姚08-30井吸水剖面变化图注：2010年4月暂堵酸化 油房庄长8油层长期注水后，注水井吸水剖面有从尖峰状吸水向均匀吸水变化的趋势。 目前

11、油房庄长8油层回注水水质可满足该层位对回注水水质的要求。 6 、小结 （1）靖安长6层在目前的注水水质现状下，注水压力呈逐年缓慢上升的趋势，酸化解堵等措施只能短时间降低注水压力，不能改变注水压力持续上升的趋势，反映出堵塞物在地层深部不断运移的特征。（2）油房庄长1在目前的注水水质现状下，注水压力平稳，吸水厚度有增大的趋势，吸水剖面向均匀吸水转变。（3）靖安侏罗系油层在目前的注水水质现状下，高压（10MPa以上）注水压力表现出平稳下降趋势，酸化解堵等措施可降低注水压力，不改变注水压力下降趋势，表现出端面堵塞及堵塞物深部运移的特征；低压注水井注水压力平稳，酸化解堵措施可降低注水压力，有效时间较短，

12、表现出端面堵塞的特征。总体来说，靖安侏罗系Y9、Y10层注水压力呈稳定和缓慢下降趋势。6 、小结 （4）油房庄长8油层在目前的注水水质现状下，注水压力平稳，吸水厚度增加，吸水剖面向均匀吸水变化。（5）靖安长6层回注水水质主要指标需进行控制，油房庄长1层、油房庄长8层回注水质指标可保持不变，靖安侏罗系Y9、Y10层回注水水质主要指标可适当放宽。 汇报提纲第一部分 项目概要第二部分 项目内容 一、采油三厂采出水回注基本情况及分析 二、采油三厂各区块注水开发对储层物性的影响分析 三、采出水不同处理精度对天然岩心的伤害程度和规律研究 四、采油三厂重点区块采出水回注水质标准修订 检查井岩心分析表明：（1

13、）长庆油田采油三厂注水开发油藏在长期注水过程中形成了丰富的新生结垢矿物，结垢矿物以方解石、重晶石为主。注水期新生矿物导致孔隙度减少。与注水前相比，孔隙度减少绝对量为1.8%；相对量最高达25.63，平均可达到12.67。注水新生矿物对孔隙及喉道的充填和堵塞造成储层渗透性能变差。（2）注水过程粘土矿物产状发生变化，在注入水水体的长期流动过程中对绿泥石膜的长期冲刷作用（部分绿泥石膜表面可见到明显的冲刷痕迹），使的一部分细小的绿泥石晶片从绿泥石膜上脱落下来，在孔隙中形成分散的数微米的颗粒，堵塞喉道。1、注水开发对储层物性的影响二、采油三厂各区块注水开发对储层物性的影响分析检查井岩心分析表明：（3）长

14、期注水过程中，由于注入水中含有较多溶解氧气，可对原油进行氧化，形成沥青质沉积，改变储层的润湿性。（4）注水后大喉道明显减少，而较小喉道增加明显。（5）长期注水开发后，储层敏感性出现明显变化。速敏、酸敏、水敏分别由初期的中等偏弱改善到弱敏感程度。1、注水开发对储层物性的影响二、采油三厂各区块注水开发对储层物性的影响分析（1）靖安油田侏罗系延9、延10油层注水井措施解堵前后吸水剖面变化统计表明：侏罗系吸水剖面厚度措施前后有下降趋势。延9吸水剖面厚度由措施前6.5米下降到5.9米，延10吸水剖面厚度由措施前6.4米下降到4.6米，注水量和注水压力有明显增加和下降。（2）三叠系吸水剖面厚度措施前后有下

15、降趋势。三叠系长6、长8油藏油层注水井措施解堵前后吸水剖面变化统计表明长6吸水剖面厚度由措施前8.8米上升到11.3米，长8吸水剖面厚度由措施前4.2米上升到6.7米，注水量和注水压力保持平稳。（3）侏罗系物性较好，地层伤害主要以大孔隙深部堵塞为主，解堵措施主要以对深部高渗段改造为主，表现出吸水厚度减少、吸水量增大现象。三叠系物性差，地层伤害主要以端面浅层堵塞为主，解堵措施主要以清除端面堵塞、恢复近井地带渗流能力为主，表现出吸水厚度增加、吸水量保持相对平稳。2、注水中过程中油层吸水状况变化规律 二、采油三厂各区块注水开发对储层物性的影响分析汇报提纲第一部分 项目概要第二部分 项目内容 一、采油

16、三厂采出水回注基本情况及分析 二、采油三厂各区块注水开发对储层物性的影响分析 三、采出水不同处理精度对天然岩心的伤害程度和规律研究 四、采油三厂重点区块采出水回注水质标准修订 采用具有普遍代表性的长庆油田采油三厂油层岩心，分别为长6（柳130）、Y9（柳18-41）、长8（坊131-182）选取不同渗透率的岩样，模拟地层条件进行污水回注试验。研究水质中不同含量的悬浮物、含油量等对岩心渗透率的影响，确定不同渗透率条件、不同孔隙结构情况下各项水质指标。 三、采出水不同处理精度对天然岩心的伤害程度和规律研究三、采出水不同处理精度对天然岩心的伤害程度和规律研究侏罗系Y9层不同油浓度对岩心伤害实验 侏罗

17、系Y9层不同颗粒浓度对岩心伤害实验 三叠系长6层不同颗粒浓度对岩心伤害实验三叠系长6层不同油浓度对岩心伤害实验 对于不同渗透率范围的岩心，岩心渗透率降低是悬浮固体杂质和原油共同作用的结果，当污水中存在固体杂质和原油时，岩心渗透率均随注入倍数的增加而下降。由于岩心孔隙数量大小、水中杂质和油珠含量的差异使得对渗透率的伤害也不同，但总的趋势是随水中悬浮物和油珠含量的增加伤害增大 。 水中悬浮颗粒含量在1mg/L以下时，即使含油量达30mg/L，对岩心的伤害也能控制在20%以下；与之对应，水中含油量小于10mg/L时，即使悬浮颗粒浓度达10mg/L，对岩心的伤害也能控制在20%以下，随悬浮颗粒含量上升

18、，对岩心的伤害程度增大。因此，污水中综合控制悬浮颗粒浓度小于3mg/L，油浓度小于10mg/L，即可使对岩心的伤害控制在20%以内。 三叠系长6、长8油层岩心伤害物理模拟实验结果 三、采出水不同处理精度对天然岩心的伤害程度和规律研究 实验用侏罗系Y9层岩心渗透率介于1010010-3m2之间，在这一渗透率区间内，水中悬浮颗粒含量在1mg/L以下时，即使含油量达50mg/L，对岩心的伤害也能控制在20%以下，随悬浮颗粒含量上升，对岩心的伤害程度增大。污水中综合控制悬浮颗粒浓度小于10mg/L，油浓度小于30mg/L，即可使对岩心的伤害控制在20%以内。 侏罗系Y9油层岩心伤害物理模拟实验结果 三、采出水不同处理精度对天然岩心的伤害程度和规律研究汇报提纲第一部