尹洪超，张伟森，李 伟，权 政

（中海油 能源发展工程技术分公司 中海油实验中心，天津 300452）

为保持地层能量、实现稳产增产，油田常采用注水方式进行开发[1-4]。近年来，渤海油田稳产3000万m3，其中85%的产能与注水密切相关。但由于注水不配伍性引发储层伤害、结垢、腐蚀造成产能损失问题越来越引起关注[5-7]。A油田2011年4月投产，经过多年注水开发，压力不断增高，采出程度、产液量低于ODP设计参数情况[8-10]。

本文以A油田为研究对象，以生产污水高效、经济、持续回注为目标，通过开展储层敏感性实验、配伍性及成垢规律分析，评价回注水适应性，确定注水压力高的主要影响因素，为油田实现注够水、注好水、精细注水提供依据。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验用水分为A油田生产污水、水源井水、注入水、东营组地层水。其中生产污水、水源井水、东营组地层水均取自生产现场，注入水为A油田生产污水先经水处理系统净化处理后再与水源井净化水按比例混合配制而成。

实验岩心来自A油田生产主力层取样，岩心样品呈现西区东营组物性，气测渗透率范围为1000～1400Dm，孔隙度约为30%。

1.2 实验方法

（1）为明确储层岩石矿物特征，依据SY/T 5368-2016《岩石薄片鉴定》、SY/T 5913-2004《岩心制片方法》评判岩石类型、填隙物组成及孔隙类型；

（2）为探究目标油田注水开发过程对储层状态的影响，针对东营组岩心开展水敏、盐敏、速敏等敏感性实验研究，依据SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》对分析项进行综合评价，明确岩心的敏感程度；

（3）为明确生产污水、水源井水、地层水的离子浓度、水型类别及其配伍性情况，依据SY/T 5523－2016《油气田水分析方法》、SY/T 5329－2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》对不同水质进行综合评价，并应用美国OLI公司ScaleCHem3.2垢化学分析软件，对不同比例回注水和地层水在不同温度、压力条件下的成垢趋势进行预测研究。

2 结果及讨论

2.1 储层岩石矿物特征分析

根据现场提供的开发资料可知，目标A油田位于渤海东部辽东湾海域，主力开发单元为西区东营组，属于中高孔、中高渗储层。为检测目标储层岩石的矿物特征，通过岩石薄片、非粘土矿物X射线衍射定量等分析手段，检测得出A油田储层岩石主要成为分为石英、斜长石、钾长石、方解石，平均含量分别为49.2%、24.1%、17.2%、1.8%。由粘土矿物检测分析结果可知，粘土矿物含量占据5.0%～11.0%，主要成分为高岭石和伊/蒙混层，平均含量分别为42.3%、36.2%；伊利石和绿泥石含量较低，含量在10%～13%范围内。

1.2.1 整地及土壤处理 苗圃地在育苗前进行全面深翻，捡出草根、石块，然后耙磨平整。在整地前做好防病虫害措施，将杀虫剂结合深翻翻入土层内，且随施随翻，防止药剂挥发、失效等。育苗前施入充分腐熟的有机肥。每667m2施5—8m3,另混配磷酸二铵、过磷酸钙等作基肥。在苗木生长速生期追施尿素。一年生苗当年6月底追施尿素1次。两年生苗在4月底5月初结合松土施磷酸二铵1次，每667m2施25-30kg，5月底、6月底结合灌溉各追施尿素1次，每667m2施10—15kg。

根据储层的岩石矿物特征分析可知，目标A油田粘土矿物含量较高，且伊/蒙混层和高岭石含量占比较大，在注入水注入过程中，容易致使储层发生水敏、速敏等渗透率损伤的现象。

2.2 储层敏感性实验结果及分析

2.2.1 水敏性评价实验 为检测不同矿化度水质进入储层后对目标油田储层岩心矿化度的影响，开展水敏感性评价实验。根据标准可知，随着流体矿化度降低，岩心渗透率变化大于20%时，所对应的前一个点的矿化度视为临界矿化度。A油田水敏储层的损害率见图1。

图1 A油田水敏储层的损害率Fig.1 Damage rate of water-sensitive reservoir in A Oilfield

由图1可知，当流体（即地层水）矿化度由4902.5mg·L-1下降至3676.9mg·L-1（即3/4地层水矿化度）时，岩心损害率变化值大于20%，因此，判断4902.5mg·L-1为临界矿化度。当实验用水采用蒸馏水时，水敏损害率最高可达27.5%，根据水敏损害程度评价指标可得，目标油田水敏损害程度较弱。分析认为，目标油田水敏损害程度主要取决于储层粘土矿物的类型和结构，而目标油田粘土矿物中含有较高占比的伊/蒙混层和高岭石，在注入水进入储层后，易引起粘土膨胀、分散、运移等现象的发生，致使储层岩心渗透率发生变化。

由水敏性评价实验可知，目标A油田储层呈现弱水敏特性，建议钻井液、注水体系应保证流体矿化度高于临界矿化度，以此减免粘土微粒膨胀、分散、运移等现象的发生，保证储层不受损伤。

2.2.2 流速敏感性评价实验 为检测流体的流动速度对储层岩心矿化度的影响，开展流速敏感性评价实验。根据标准可知，随着流体流速的增加，岩心渗透率变化大于20%时，所对应的前一个点的流速视为临界流速。A油田岩心速敏损害率见图2。

图2 A油田岩心速敏损害率Fig.2 Core velocity sensitivity damage rate of A Oilfield

由图2可知，当流体的驱替速度由0.6mL·min-1升至1.0mL·min-1时，岩心渗透率变化高于20%，因此，判断流动速度为0.6mL·min-1时为临界流速。当流速为1.5mL·min-1时，岩心损害率为41.9%，损害程度达到峰值。根据速敏损害程度评价指标可得，目标油田速敏损害程度呈现中等偏弱态势。分析认为，目标油田黏土矿物中含有大量的高岭石，是造成岩心速敏损伤的主要物质。随着流体流速的增大，易发生微粒运移，进而引起单个颗粒在孔喉处形成“卡堵”、多个颗粒在喉道处形成“桥堵”、细小微粒在孔喉中沉积或冲出孔喉，造成岩心的渗透率下降。

由流速敏感性评价实验判断，在加大生产开发力度的同时，注采流速应该低于0.5mL·min-1，由此降低流体流速对储层岩心造成损伤的可能性。

2.3 水质分析

为进一步检测水质对储层带来的影响，开展水质评价分析实验。根据油田应用标准对生产污水、水源井水、注入水和东营组地层水进行水型检测，确定出水质离子组成、浓度及配伍性现存问题。水质分析结果见表1。

表1 生产污水、水源井水、注入水、地层水水质分析结果Tab.1 Water quality analysis results of production sewage,water source wells water,injected water and formation water

2.4 结垢趋势预测研究

根据现场提供的水质结果及工艺参数，运用美国OLI公司ScaleChem3.2垢化学分析系统进行不同温度、不同压力下的结垢趋势预测，并考察温度、压力对成垢趋势的影响。其中注入水与地层水结垢量随压力变化趋势见图3、注入水与地层水结垢量随温度变化趋势见图4。

图4 注入水与地层水结垢量随温度变化趋势Fig.4 Variation trend of scaling amount of injected water and formation water with temperature

为模拟实际地层回注温度，软件设定环境温度为51℃，以此检测注入水与地层水结垢量随压力的变化趋势。由图3可知，当压力在0～20MPa范围内时，有CaCO3、SrCO3生成，但CaCO3和SrCO3的结垢量随着压力的升高呈现微量降低趋势。分析认为，碳酸垢所受压力敏感程度较低，当压力升高时，碳酸垢饱和指数略有降低，因此，会出现结垢量小幅度下降的趋势。为检测注入水与地层水结垢量随温度的变化趋势，软件设定压力为12.94MPa。

由图4可知，当温度在20～100℃范围内时，有CaCO3、SrCO3生成，且CaCO3和SrCO3的结垢量随着温度的升高呈现上升趋势。分析认为，碳酸垢所受温度敏感程度较高，当温度升高时，碳酸垢饱和指数略有升高，因此，会出现结垢量小幅度增加的趋势。

2.5 静态配伍性研究

2.5.1 生产污水与水源井水静态配伍性实验评价为进一步检测生产污水和水源井水的配伍性，按照现场混配标准，开展生产污水与水源井水配比分别为1∶0、2∶9、3∶8、4∶7、5∶6、6∶5、7∶4、8∶3、9∶2、9∶1、0∶1共11种配比方式的配伍性实验研究。生产污水与水源井水配伍结垢趋势图见图5。

图5 生产污水与水源井水配伍结垢趋势图Fig.5 Scaling trend chart of production wastewater and source well water

由图5可知，随着生产污水配比量的增大，生产污水与水源井水配伍过程中的结垢量呈现先增加后减少的趋势。当生产污水与水源井水的配比为6∶5时，结垢量达到峰值275.0mg·L-1。目前，现场采取生产污水与水源井水的配比为9∶1，结垢量为105.0mg·L-1，满足较低的结垢配伍需求。

2.5.2 注入水与地层水静态配伍性实验评价 为进一步检测注入水和地层水的配伍性，按照现场混配标准，开展注入水与地层水配比分别为1∶0、2∶9、3∶8、4∶7、5∶6、6∶5、7∶4、8∶3、9∶2、0∶1共10种配比方式的配伍性实验研究。其中，注入水与地层水的配伍结垢趋势图见图6。

图6 注入水与地层水配伍结垢趋势图Fig.6 Scaling trend chart of injection water and formation water

由图6可知，随着注入水配比量的增大，注入水与地层水配伍过程中的结垢量呈现“M型”变化趋势。当注入水与地层水的配比为3:8时，结垢量达到峰值30.00mg·L-1。

综上所述，生产污水与水源井水配伍性较差，容易结垢，但经过处理后的注入水与地层水各项离子含量相差不大，结垢量较低，配伍性较好，满足现场的回注水要求。

2.6 注水适应性评价

为开展注入水对目标油田储层岩心的适应性评价，现场取样3块生产主力层西区东营组岩心，以此测试注入水对储层岩心的损伤程度。

实验结果表明，3块岩心渗透率损害程度分别为17.3%、17.8%、20.8%，平均损害率为18.6%，由此表明，注入水对目标油田储层岩心的损害程度较弱，符合生产运营要求。

3 结论

（1）储层岩石矿物特征分析结果为：A油田粘土矿物含量较高，且高岭土、伊/蒙混层平均含量较高，占比分别为42.3%和36.2%。

（2）A油田储层呈现弱水敏特性，建议钻井液、注水体系等流体矿化度低于临界矿化度；速敏损害程度呈现中等偏弱态势，临界流速为0.6mL·min-1，建议注采流速应低于临界流速，从而降低流速对储层岩心造成的损伤。

（3）生产污水、注入水、东营组地层水均属于NaHCO3水型，水源井水属于CaCl2型。温度对结垢量影响较大，压力影响较小，主要垢组成为CaCO3和SrCO3，建议A油田针对性选取防垢剂。

（4）当生产污水与水源井水配比为6∶5时，静态结垢量最大，目前，现场生产污水：水源井水为9∶1，结垢量为109.50g。注入水与地层水的配比为3∶8时，结垢量最大，但整体结垢量小，配伍性好，建议A油田考虑规避结垢最大比例，合理设计混注比例。

（5）现场配注比例评价储层岩心伤害率为18.6%，属于弱伤害，符合生产运营要求。