刘建升， 刘江波， 刘秀华， 彭俊发

(1中石油长庆油田分公司第三采油厂2中石油长庆油田分公司油气工艺研究院 3低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 4中石油长庆油田分公司第三采气厂)

0 引言

国内外低孔、低渗油藏普遍采用注水方式开发[1- 3]，但受储层敏感性、水质不配伍等因素影响，储层容易出现注水井堵塞，导致注水井压力升高，注水量下降，对应油井产能降低，影响油田的开发水平[4- 6]。

M油田属于典型的低孔、低渗储层，投产后一直采用注水开发，初期开发效果较好，但随着注水时间的延长，部分注水井压力明显升高，欠注现象严重。前期采用土酸酸化、胶束酸酸化等增注措施，初期注水井注入压力降低幅度大，但措施1～3月后，注水井的注入压力又逐渐升高[7- 12]。因此，针对M油田注水井注入压力升高较快、常规酸化解堵增注措施有效期较短的问题，急需对该油田注水井堵塞原因进行全面分析，并研究更加高效合理的解堵增注措施。

1 M油田注入水和地层水性质分析

为找出M油田注水井堵塞的主要原因，首先需要对该油田注入水和地层水的性质进行一个系统的分析，参照石油天然气行业标准SY/T5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》，对M油田注入水和地层水的离子组成进行了分析(表1)，并对注入水的固相悬浮物含量、粒径中值以及含油量进行分析，见表2。

表1 注入水和地层水离子组成检测结果

由表1结果看出，M油田注入水和地层水的水型均属于CaCl2型，含有较多的成垢钙、镁阳离子和碳酸氢根和硫酸根阴离子，在地层温度和压力条件下，两种水相互混合后容易产生无机垢沉淀，对地层造成堵塞。

表2 注入水水质分析结果

由表2结果可知，M油田注入水中悬浮物含量平均为52.29 mg/L，粒径中值为3.51 μm，含油量为35.99 mg/L，其中悬浮物含量和含油量均较高，在注水开发过程中，容易对地层造成固相颗粒堵塞和原油乳化堵塞损害。

2 M油田注水井堵塞原因分析

2.1 结垢堵塞

为了评价M油田注入水和地层水混合后结垢对地层造成堵塞损害的程度，室内使用蒸馏水配制的模拟注入水和地层水进行结垢量测定和岩心驱替评价实验。结垢量测定实验参照石油天然气行业标准SY/T 5523—2016《油田水分析方法》，采用EDTA滴定法测定两种水样不同比例混合后在不同温度下的结垢量(碳酸钙)(表3)。岩心驱替评价实验使用饱和模拟地层水的M油田储层段天然岩心进行，在储层温度下(70℃)测定注入不同PV注入水时岩心渗透率损害率的变化情况,见图1。

表3 注入水与地层水混合后结垢量

由表3结果可以看出，随着温度的升高，M油田地层水和注入水混合后的结垢量逐渐增大；而随着混合水样中注入水比例的增大，结垢量逐渐增大。

由图1可知，饱和模拟地层水的天然岩心随着注入水驱替PV数的增大，岩心渗透率损害率逐渐增大，当驱替100 PV时，岩心渗透率损害率可以达到45%以上。这是由于随着岩心孔隙中注入水的比例逐渐增大，导致结垢量逐渐增大，所以其对储层天然岩心产生的堵塞损害程度逐渐增大。

图1 结垢对岩心渗透率损害程度的影响

2.2 固相颗粒堵塞

为模拟固相颗粒对M油田储层天然岩心的堵塞损害情况，室内分别使用NaCl配制与地层水和注入水矿化度相同的模拟盐水，然后加入膨润土模拟固相颗粒，膨润土加量和粒径中值与表2结果一致，再使用岩心驱替实验评价固相颗粒对M油田储层天然岩心渗透率的损害情况，实验结果见图2。

图2 固相颗粒对岩心渗透率损害程度的影响

由图2结果可知，随着驱替PV数的逐渐增大，M油田天然岩心渗透率损害率逐渐增大，当驱替100 PV时，渗透率损害率可以达到35%以上。这是由于固相颗粒随着驱替过程的进行不断的进入到天然岩心孔隙中，会对其中的小孔隙产生一定的堵塞，然后随着注入量的增大，颗粒堵塞现象越来越严重。

2.3 原油乳化堵塞

为模拟原油乳化对M油田储层天然岩心的堵塞损害情况，室内分别使用NaCl配制与地层水和注入水矿化度相同的模拟盐水，然后加入一定量的乳化剂和储层原油，高速搅拌后得到模拟原油乳化液，原油加量与表2中含油量一致，再使用岩心驱替实验评价原油乳化对M油田储层天然岩心渗透率的损害情况，实验结果见图3。

由图3结果可知，随着驱替PV数的逐渐增大，天然岩心渗透率损害率逐渐增大，当驱替100 PV时，渗透率损害率可以达到30%以上。这是由于模拟水中的乳化油滴在注入岩心孔隙中时容易吸附在岩石表面，形成油膜，对岩心端面孔隙产生一定的堵塞，使岩心渗透率下降。

图3 原油乳化对岩心渗透率损害程度的影响

综合以上针对M油田注水井堵塞原因分析的结果，认为M油田注水井堵塞主要包括注入水和地层水不配伍造成的结垢堵塞、注入水中固相悬浮颗粒堵塞以及原油乳化堵塞，其中结垢堵塞程度最为严重，固相悬浮颗粒堵塞程度次之，原油乳化堵塞程度较小。

3 解堵增注措施研究

3.1 解堵增注液研究

M油田注水井存在结无机垢堵塞、固相颗粒堵塞、原油乳化堵塞等现象，因此采用单一的土酸或盐酸酸化措施无法达到良好的解堵增注效果。所以室内通过大量实验优选及评价，研究出了一种高效复合解堵增注液体系，其中主要处理剂为新型复合有机酸FQ- 2，能够对无机垢和地层矿物等固相颗粒产生良好的溶蚀效果；另外，该解堵增注液体系还含有高效渗透剂SQ- 13和互溶剂HQ- 03，能够对原油乳化产生的有机堵塞产生良好的溶解作用；最后，该解堵增注液体系还包括一定量的缓蚀剂HS- 11、防膨剂FP- 3和铁离子稳定剂WT- 02，能够确保M油田注水井解堵增注施工措施的顺利进行。高效复合解堵增注液体系的具体配方为：5%FQ- 2+3%SQ- 13+3%HQ- 03+1.5%HS- 11+2.5%FP- 3+1.0%WT- 02。

3.2 综合解堵增注效果评价

室内对高效复合解堵增注液体系的解堵效果进行了评价，具体实验步骤为：

(1)将M油田注水井储层段天然岩心洗油烘干后饱和模拟地层水，并测定气测渗透率和孔隙度。

(2)使用模拟地层水驱替岩心，观察驱替压力变化情况，直至压力恒定不变，记录稳定压力p1。

(3)然后继续使用M油田现场注入水驱替岩心，记录驱替压力变化情况，直至压力升高至初始压力p1的两倍左右为止，记录压力值p2。

(4)注入2 PV高效复合解堵增注液体系，关闭进出端阀门，静置24 h。

(5)继续使用模拟地层水驱替岩心，直至驱替压力稳定不变，记录压力值p3。岩心驱替实验均在储层温度下(70℃)进行，实验结果见表4和图4。

表4 综合解堵增注效果评价结果

图4 M- 8#岩心驱替压力变化情况

图4结果可以看出，M油田储层段天然岩心经过现场注入水污染后，驱替压力明显升高，而注入高效复合解堵增注液体系后，驱替压力显著下降，最终解堵后的驱替压力值低于初始压力值，说明高效复合解堵增注液体系不仅能够解除注入水对天然岩心孔隙产生的堵塞，还能对岩心基质孔隙进行改造，提高天然岩心的渗流能力，降低注入压力，起到良好的降压增注作用，能够满足M油田注水井解堵增注的需要。

4 结论

(1)M油田注入水和地层水性质分析结果表明，两种水中均含有较多的成垢离子组分，结垢是造成注水井堵塞的主要原因之一。另外，注入水中悬浮物含量和含油量均较高，容易对注水井造成固相颗粒堵塞和原油乳化堵塞损害。

(2)M油田注入水和地层水不配伍造成的结垢堵塞、注入水中固相悬浮颗粒堵塞以及原油乳化堵塞是目标油田注水井堵塞的主要原因，其中结垢堵塞损害程度最为严重。

(3)解堵增注措施研究结果表明，M油田储层段天然岩心使用现场注入水污染后，注入压力明显增大，而注入2 PV高效复合解堵增注液体系后，岩心驱替压力显著降低，起到了良好的解堵增注效果。