超低渗透储层注水开发过程中的敏感性与结垢分析

超低渗透储层注水开发过程中的敏感性与结垢分析

0低渗透油藏开发使用的技术对策随着新疆油气勘探和勘探技术的发展，致密、低渗透的新疆油田开发出来了。此类油藏开发前期主要通过优化井网形式、储层改造及超前注水等技术手段来实现合理有效动用。如何在新区块开发的初期就明确储层损害的潜在因素,尽早采取有效的保护措施,是改善此类低渗透油藏开发效果、提高油田经济效益所面临的重要课题之一。以新疆油田某区块超低渗透油藏为例,从储层特征分析入手,研究了注水过程中主要的损害机理,并提出了相应的储层保护措施,以期为超低渗透油藏注水开发过程中的储层保护提供有力依据。1层的特性1.1储层储层类型及储层参数新疆油田某区块油藏含油层系为三叠系中统克拉玛依组(T2k),油藏埋深为1678~2730m。克上组(T2k2)划分为S1,S2,S3,S4和S5砂层组,克下组(T2k1)划分为S6,S7和S8砂层组,其中S1,S5和S7砂层组为主要的含油层系。储层岩性主要为砂砾岩、砾状砂岩,其次为含砾砂岩与砂岩。砾岩成分主要为变质岩块和凝灰岩,砂岩成分以凝灰岩和变质岩为主。碎屑颗粒以次棱角—次圆状为主,其次为次棱角状,分选差;杂基平均含量为4.5%;胶结物主要为方解石,平均含量为4.2%;胶结类型以孔隙型为主,颗粒接触方式主要为线接触。克上组储层孔隙类型以粒内溶孔为主,其次为粒间溶孔和界面缝;克下组储层孔隙类型以粒内溶孔和粒间溶孔为主,其次为界面缝及微裂缝。其储层参数如表1所列。从表1可以看出,克上组储层孔喉半径和渗透率分布范围较宽,其微观孔隙结构非均质性较为严重,孔喉发育较差—中等,且连通性较差;克下组储层孔喉半径和渗透率发育情况较克上组要好,但孔喉发育和连通性均较差,因此该区块储层为典型的低孔、超低渗储层。储层的渗透率低,孔喉小以及连通性差,增加了油气的渗流阻力,若水驱开发控制不当,造成黏土矿物膨胀分散和运移,则极易堵塞孔喉,对储层造成很大的损害。1.2x射线衍射分析储层的敏感性强弱与黏土矿物的类型和含量有关。根据美国学者摩尔的研究,储层中黏土矿物含量小于5%的为较好储层,而黏土矿物含量为5%~20%的储层物性较差,尤其是水敏性矿物含量较高的储层,容易造成储层孔喉严重堵塞。根据X射线衍射黏土矿物分析可知,该区块克拉玛依组油藏储层黏土矿物含量较高,以伊/蒙混层和高岭石为主,其全岩心X射线衍射分析数据如表2所列。从表2可以看出:(1)含量较多的伊/蒙混层矿物多数呈薄膜状分布于岩石颗粒表面,与外来流体接触后容易发生水化膨胀,造成蒙脱石和伊利石分散剥落成细小颗粒,除引起速敏性损害之外,还会造成储层孔隙和喉道缩小,渗透率下降。(2)伊利石和高岭石颗粒是造成储层速敏性损害的主要黏土颗粒,尤其是高岭石,一般在孔隙和喉道中呈书页状、片状或蠕虫状产出,多由长石颗粒遭受酸性溶蚀改造而形成,在碱性环境下易发生溶蚀,因此具有速敏、碱敏及水敏性潜在损害;鳞片状伊利石以骨架颗粒薄膜状产出,毛发状、纤维状伊利石在孔隙中搭桥生长、交错分布,容易膨胀失稳,导致微粒运移,阻塞喉道,对储层具有速敏、水敏和碱敏性潜在损害。(3)绿泥石以柳叶状垂直骨架颗粒生长,或以绒球状集合体充填于孔隙中;绿泥石与酸溶液反应,释放出易于生成沉淀的阳离子(Fe2+,Mg2+),堵塞储层孔喉,造成酸敏性损害。由此可以判断出,该区块储层可能存在速敏与水敏性潜在损害。2储层损害与黏土矿物的关系当外来流体进入储层后,因与储层岩石不匹配而导致储层中的黏土矿物发生水化膨胀、微粒运移或产生沉淀堵塞孔喉,从而降低储层渗透率,引起储层损害,而几乎储层的每个损害环节均与黏土矿物的参与有关。其中引起速敏性损害的黏土矿物主要为伊利石和高岭石;引起酸敏性损害的黏土矿物主要为绿泥石;引起水敏性损害的黏土矿物主要为蒙脱石;伊/蒙混层主要引起盐敏与水敏性损害,其次为速敏性损害。选用百63井、百71井以及21012井的岩心进行了储层损害分析实验,并依据石油天然气行业标准,评价了注入水对储层的损害程度。2.1稀油污水、稠油滤后水、成垢水及成垢离子组成分析该区块回注水全部来自百口泉注水联合站,该站所处理的污水主要为稠油区来液和稀油区来液,分别有稀油污水和稠油污水2套处理系统,注入水主要为稀油污水与稠油污水按照约1∶1混合注入。将现场取回的稀油污水和稠油污水用0.45μm的滤膜精细过滤,分别得到稀油滤后水和稠油滤后水,再将这2种滤后水按1∶1混合(下文简称1∶1混合水)作为敏感性评价实验用水。地层水、稀油滤后水、稠油滤后水及1∶1混合水这4种类型水样的离子组成、矿化度和水型分析如表3所列。从表3可看出,这4种水样均为弱酸性,成垢离子主要为Ca2+,而这4种水样均属于碳酸氢钠型,在酸性条件下,对地层具有一定的腐蚀性。依据行业标准,对储层敏感性进行了评价。结果表明:该区块储层无速敏性损害,但具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害。(1)储层黏土矿物的性质按照水敏性损害实验评价步骤,选取该区块3块岩心进行了水敏性损害评价实验,其结果如表4所列。实验结果表明,该区块储层的水敏指数为58.62%~65.05%,平均水敏指数为61.54%,表现为中等偏强的水敏。分析认为,克下组储层的黏土矿物以伊/蒙混层为主,扫描电镜下呈不规则状及似蜂巢状集合体(图1),一般呈薄膜状包裹于碎屑颗粒表面,具有较强的水化膨胀能力。伊利石主要以片状、发丝状和卷曲片状分布于粒间孔隙内或颗粒表面,使孔隙在原来的基础上变成大量的微孔隙,并使流体在孔隙中的通道变得曲折,渗透率大大降低,对储层存在较强的水敏性潜在损害。在注水开发过程中,注入油气层的流体首先与黏土薄膜发生反应,容易导致水化膨胀、分散、运移以及堵塞孔喉,严重损害储层。(2)储层中伊/蒙混层矿物含量与渗透率的关系根据评价标准,选用21012井的3-2号岩心进行了盐敏性损害评价实验(表5)。实验采用10000mg/L,6000mg/L,4000mg/L,3000mg/L,2000mg/L和1000mg/L的标准盐水及蒸馏水组成7级矿化度,其中标准盐水配方为NaCl∶CaCl2∶MgCl2·6H2O=7.0∶0.6∶0.4(质量比)。图2为岩心盐敏性损害实验曲线。图2中Ko表示实验中矿化度为10000mg/L时所测得的岩心渗透率,Ki表示实验中矿化度分别为6000mg/L,4000mg/L,3000mg/L,2000mg/L和1000mg/L时所测得的岩心渗透率,Kw表示实验中使用蒸馏水所测得的岩心渗透率。从表5和图2可以看出:随着标准盐水矿化度的降低,岩心渗透率损害程度逐渐增加。当标准盐水矿化度从6000mg/L降到4000mg/L时,岩心渗透率损害程度>5%,表明此时岩心已经发生了盐敏性损害,因此判定其临界矿化度为6000mg/L;而蒸馏水驱替过后的岩心渗透率为0.075mD,由此可以计算出盐敏指数为84.71%,表现为强盐敏。观察岩心扫描电镜(图3)可以发现,克下组储层中伊/蒙混层矿物含量较高,大量存在于孔隙和喉道中。随着注入水(标准盐水)矿化度的降低,伊/蒙混层矿物发生水化膨胀,缩小了孔隙空间和喉道,从而导致渗透率下降。此外,当伊/蒙混层矿物膨胀到一定程度时,会发生分散、运移,在孔喉缩径处形成堵塞,导致储层渗透率降低。(3)不同驱替液ph值对岩心渗透率的影响根据评价标准,选用百63井的16号岩心进行了碱敏性损害评价实验(表6)。实验采用与地层水矿化度等同的KCl盐水,在加入不同量的NaOH后,配成不同pH值的实验流体进行评价。图4为岩心碱敏性损害实验曲线。图4中Ko表示实验中pH值为6.4时所测得的岩心渗透率,Ki表示实验中pH值分别为7.0,8.0,9.0,11.0和13.0时所测得的岩心渗透率。从表6和图4可以看出:随着驱替液pH值的升高,岩心渗透率损害程度逐渐增加。当驱替液pH值从8升至9时,岩心渗透率损害程度>5%,表明此时岩心已发生碱敏性损害,因此判定其临界pH值为8;当驱替液pH值升至13时,岩心渗透率损害程度达到53.6%;随后,再继续使用与地层水等矿化度的KCl盐水驱替岩心,其渗透率仅恢复了8.8%。由此表明,当岩心发生碱敏性损害后,其渗透率基本不可恢复,而碱敏指数为53.6%,表现为中等偏强碱敏。分析认为,高岭石矿物在碱性溶液中易发生电化学反应,导致分散、运移而堵塞孔喉。高岭石在扫描电镜下呈六边形鳞片状或柱状(图5),随着pH值的升高,高岭石容易失稳溶解,并分散、运移,这是导致储层碱敏性损害的主要因素之一。此外,地层水中的Ca2+和Mg2+在碱性环境下,与溶液中的OH-结合生成难溶于碱的Mg(OH)2和Ca(OH)2沉淀,与溶液中的CO32-和HCO3-生成MgCO3和CaCO3沉淀,进一步降低了储层的渗透率。2.2储层用渗排垢与沉降垢的物理结果油藏采用稀油污水和稠油污水按1∶1混合作为注入水,由于回注污水通常含有各种成分的离子,而不同水型的水在混合或回注过程中随着环境条件的改变(如温度、压力、离子平衡等)而发生变化,使原来稳定的水体系失稳,不仅造成注水系统结垢,管线腐蚀,还会在岩石孔隙表面产生沉淀,堵塞储层孔喉,引起注水压力升高,从而影响油田正常生产。碳酸盐垢是油田生产过程中最为常见的一种沉积物。常用的预测碳酸钙结垢趋势的方法有2种:一种是饱和指数法(SI);另一种是稳定指数法(SAI)。其结垢趋势预测结果如表7所列。从表7可以看出:在储层温度(44℃)条件下,经精细过滤后的稀油滤后水有结垢的趋势,稠油滤后水有轻度结垢的趋势,而1∶1混合水也有结垢的趋势。因此,基于行业标准的相关方法,使用物理配伍方法研究稠油滤后水与稀油滤后水混合结垢的情况。将物理-化学反应后再次形成于水中的垢称为悬浮垢,将附着于锥形瓶表面的垢称为沉降垢,将悬浮垢量与沉降垢量之和定义为总垢量。稠油滤后水与稀油滤后水混合结垢变化情况如表8所列。从表8可以看出:在储层温度(44℃)条件下,这3种水样都有一定的结垢产生,而单一的稀油滤后水总垢值最大,且主要为沉降垢。当稀油滤后水和稠油滤后水按1∶1混合后,形成了大量的悬浮垢和沉降垢。由此可见,当注采井网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时,容易形成结垢物,堵塞注入管线,甚至在注入地层之后堵塞孔喉,损害储层,造成注入压力升高,严重影响油藏的开采工作。利用扫描电镜对悬浮垢和沉降垢的形貌作了进一步分析。从图6可以看出:滤膜悬浮垢颗粒分布较分散,晶体发育良好,同时可见方解石式菱面体晶面,粒径为40~60μm[图6(a)];而沉降垢颗粒分布密集,部分颗粒呈定向性排列,晶形发育差,粒径为20~40μm[图6(b)]。因此,稀油滤后水和稠油滤后水按1∶1混合后形成的悬浮垢和沉降垢粒径远远大于储层平均孔喉半径(克上组平均孔喉半径为0.21μm,克下组平均孔喉半径为0.34μm),在混合注入中容易堵塞孔喉,造成储层损害。通过X射线能谱分析,对1∶1混合水产出垢样进行了元素分析,其分析统计如表9所列。从表9可看出,尽管悬浮垢和沉降垢在分布形态、晶形、粒径等方面存在明显差异,但结垢成分基本相同,C,O和Ca这3种元素含量之和超过95%,因此判定垢型为CaCO3。3加入水对敏感性的影响该区块储层的临界矿化度为6000mg/L,而混合水的矿化度为4891.26mg/L,注入水矿化度过低容易导致储层岩心发生水敏性损害,给油田开发带来极为不利的影响,因此采取有效的措施预防水敏性损害显得尤为重要。在注入水中添加合适的防膨剂,以防止黏土水化膨胀,同时聚结黏土矿物防止分散、运移;或者添加钾盐增加注入水的矿化度,同时可以通过离子扩散让敏感性矿物晶层得到K+,使晶体结构发生变化,从而使膨胀性矿物转变成稳定的矿物。混合注入水水质不达标,结垢较为严重,且以沉降垢为主。若直接采用稀油污水和稠油污水混合注入,可能会由于注入水的结垢而堵塞注入管线及储层孔喉,造成注入压力升高,严重影响油藏的开采工作。因此,应制定严格的回注水标准,采取精细过滤等措施控制注入水中的