低滲透油藏回注水質指標與地層的適應性研究

1、長江大學二零一二年四月低滲透油藏回注水質指標與地層的適應性研究匯報提綱第一部分 項目概要第二部分 項目內容 一、采油三廠采出水回注基本情況及分析 二、采油三廠各區(qū)塊注水開發(fā)對儲層物性的影響分析 三、采出水不同處理精度對天然巖心的傷害程度和規(guī)律研究 四、采油三廠重點區(qū)塊采出水回注水質標準修訂第三部分 結論項目的提出現(xiàn)狀： 油田污水管理多年來一直以SY 532994碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法作為污水處理達標回注的考核指標。在生產實際運行中完全按照該標準進行生產管理，這在一定程度上缺乏針對性，即回注水水質指標該放寬的未放寬，增加了不必要的經濟投入；該嚴格控制的未控制好，從而缺乏對油層的有效

2、保護。因此，以開發(fā)區(qū)塊地質特征為前提，根據(jù)油田回注水水質的實際運行情況，研究采出水不同處理精度對相應儲層的傷害程度 ，制定出與地層相適應的、經濟合理的注水水質指標是十分必要的。 目標： 根據(jù)采出水不同處理精度對巖芯的傷害程度和規(guī)律，在室內研究分析基礎上，結合回注區(qū)塊地層吸水及吸水指數(shù)測試情況，確定長慶油田采油三廠重點區(qū)塊回注水質標準。 項目概要項目名稱：低滲透油藏回注水質指標與地層的適應性研究研究內容： 對采油三廠進行采出水回注區(qū)塊注水情況調查，進行水質與油藏的適應性分析，對目前回注區(qū)塊進行分類 ；通過近年靖安等油田檢查井取心資料，研究低滲儲層注水開發(fā)中后期儲層物性變化規(guī)律；研究采出水不同處理

3、精度對天然巖心的的傷害程度和規(guī)律 ；修訂完善采油三廠重點區(qū)塊采出水回注水質標準； 項目概要匯報提綱第一部分 項目概要第二部分 項目內容 一、采油三廠采出水回注基本情況及分析 二、采油三廠各區(qū)塊注水開發(fā)對儲層物性的影響分析 三、采出水不同處理精度對天然巖心的傷害程度和規(guī)律研究 四、采油三廠重點區(qū)塊采出水回注水質標準修訂第三部分 結論1、采油三廠回注水水質現(xiàn)狀 采油三廠目前回注水水質整體處理水平不能滿足行業(yè)標準和油田制定的采出水回注水質指標。 多年來現(xiàn)場水質檢測數(shù)據(jù)表明，回注水水質普遍較差，水質受見水程度、破乳效果、措施返排液的影響變化范圍大，水處理難度大。采油三廠回注水水質具有以下特點： 礦化度

4、高，水化學組分不穩(wěn)定（見表1）；機雜含量高；油含量高；細菌滋生；鐵含量高；硫含量高（見表2）。 表1表2表3 靖安長6正常注水井檢測表明（表3）靖安長6油層注水壓力呈穩(wěn)定和緩慢上升趨勢，吸水厚度有緩慢減小趨勢；油層解堵前后對比注水壓力沒有明顯變化，吸水厚度明顯增加、吸水量保持相對平穩(wěn)（表4）。說明地層傷害以深部堵塞和端面淺層堵塞兩種形式存在，解堵措施只能清除端面堵塞。 2、靖安長6采出水回注情況分析 表4柳69-38井吸水剖面變化圖 柳80-46井吸水剖面變化圖 柳82-50井吸水剖面變化圖 靖安長6油層，由于層間滲透率差異，長期注水后，吸水能力差異增大，上層的吸水能力降低，下層向尖峰狀吸水變

5、化。 柳82-50井近年注水壓力變化情況 柳80-46井近年注水壓力變化情況 柳69-38井近年注水壓力變化情況 柳84-36井近年注水壓力變化情況 靖安長6層在目前的注水水質現(xiàn)狀下，注水壓力呈逐年緩慢上升的趨勢，酸化解堵等措施只能短時間降低注水壓力，不能改變注水壓力持續(xù)上升的趨勢，反映出端面堵塞及堵塞物在地層深部不斷運移的特征。但總體來看注水壓力不高，在10MPa以下。 3、油房莊長1采出水回注情況分析 油房莊長1油層注水壓力基本穩(wěn)定，吸水厚度有增大趨勢，吸水強度呈不規(guī)律變化，反映出堵塞物在深部運移的特征。 定121-15井吸水剖面變化圖 定121-2井吸水剖面變化圖 油房莊長1油層經過長期

6、注水開發(fā)后，吸水剖面由最初的不均勻吸水向均勻吸水轉變，吸水厚度有增加的趨勢。 3、油房莊長1采出水回注情況分析 定121-15井近年注水壓力變化情況 定121-2井近年注水壓力變化情況 油房莊長1定121-15和定121-2井從2001年開注至今注水壓力較為平穩(wěn)，定121-15維持在8MPa左右，定121-2維持在10MPa左右，期間注水壓力波動的原因主要是配注量調整及注水管線施工而引起的。 3、油房莊長1采出水回注情況分析 3、油房莊長1采出水回注情況分析 以上對油房莊長1層吸水狀況、吸水剖面圖及注水井的注水壓力曲線的分析結果說明，油房莊長1在目前的注水水質現(xiàn)狀下，注水壓力平穩(wěn)，吸水厚度有增

7、大的趨勢，吸水剖面向均勻吸水轉變。因此，目前采油三廠針對油房莊長1儲層執(zhí)行的回注水水質可滿足該層位對回注水水質的要求。 4、靖安侏羅系采出水回注情況分析 靖安侏羅系Y9油層注水壓力呈穩(wěn)定和緩慢下降趨勢，吸水厚度有減小趨勢 4、靖安侏羅系采出水回注情況分析 （Y9） 侏羅系Y9吸水剖面厚度措施前后有下降趨勢。延9吸水剖面厚度由措施前6.4米下降到4.6米，注水量有明顯增加，注水壓力不變。 靖安侏羅系Y9油層長期注水后，吸水剖面有從尖峰狀吸水向均勻吸水變化的趨勢，上層吸水能力降低。 柳29-47井吸水剖面變化圖 柳8-37井吸水剖面變化圖 柳20-28井吸水剖面變化圖 柳22-30井吸水剖面變化圖

8、 柳18-28井吸水剖面變化圖 柳24-26井吸水剖面變化圖 4、靖安侏羅系采出水回注情況分析（Y9） 柳29-47井近年注水壓力變化情況 柳8-37井近年注水壓力變化情況 開注壓力較高的注水井自開注以來注水壓力表現(xiàn)出緩慢下降的趨勢。柳29-34井近年注水壓力變化情況 柳24-26井近年注水壓力變化情況 注水井注水壓力較高（10MPa以上），注水壓力較為平穩(wěn)，但經過酸化解堵措施后注水壓力均有明顯下降，但有效期不長，表現(xiàn)出明顯的端面堵塞特征。 4、靖安侏羅系采出水回注情況分析（Y9） 開注壓力低的注水井（2MPa左右）（圖2-23和圖2-24），注水壓力呈緩慢上升趨勢，但注水壓力仍低于10MPa

9、。酸化等解堵措施后注水壓力明顯降低，但有效期短，不能改變注水壓力上升的趨勢，表現(xiàn)出明顯的端面堵塞與堵塞物深部運移的特征。 柳20-28井今年注水壓力變化情況 柳20-30井近年注水壓力變化情況 4、靖安侏羅系采出水回注情況分析 （Y10） 靖安侏羅系Y10油層注水壓力呈下降趨勢，吸水厚度有減小趨勢。 4、靖安侏羅系采出水回注情況分析 （Y10） 柳29-40井吸水剖面變化圖 柳33-48井吸水剖面變化圖 柳36-51井吸水剖面變化圖 靖安侏羅系Y10油層，注水井吸水剖面經過長期注水后均有由均有吸水向指狀吸水變化的趨勢，經過2010年酸化措施后吸水均勻度和吸水厚度均增加。 4、靖安侏羅系采出水回

10、注情況分析 （Y10） 柳29-40井近年注水壓力變化情況 柳36-51井近年注水壓力變化情況 柳33-48井近年注水壓力變化情況 酸化、洗井等措施后有效時間短，表現(xiàn)出典型的端面堵塞特征。但注水壓力都在10MPa以下。 油房莊長8油層注水壓力平穩(wěn)，吸水厚度增加 ，措施后，吸水厚度大幅增加，吸水強度減小 。5、油房莊長8采出水回注情況分析 5、油房莊長8采出水回注情況分析 姚04-28井吸水剖面變化圖 姚06-28井吸水剖面變化圖注：2010年10月深部調剖 姚08-30井吸水剖面變化圖注：2010年4月暫堵酸化 油房莊長8油層長期注水后，注水井吸水剖面有從尖峰狀吸水向均勻吸水變化的趨勢。 目前

11、油房莊長8油層回注水水質可滿足該層位對回注水水質的要求。 6 、小結 （1）靖安長6層在目前的注水水質現(xiàn)狀下，注水壓力呈逐年緩慢上升的趨勢，酸化解堵等措施只能短時間降低注水壓力，不能改變注水壓力持續(xù)上升的趨勢，反映出堵塞物在地層深部不斷運移的特征。（2）油房莊長1在目前的注水水質現(xiàn)狀下，注水壓力平穩(wěn)，吸水厚度有增大的趨勢，吸水剖面向均勻吸水轉變。（3）靖安侏羅系油層在目前的注水水質現(xiàn)狀下，高壓（10MPa以上）注水壓力表現(xiàn)出平穩(wěn)下降趨勢，酸化解堵等措施可降低注水壓力，不改變注水壓力下降趨勢，表現(xiàn)出端面堵塞及堵塞物深部運移的特征；低壓注水井注水壓力平穩(wěn)，酸化解堵措施可降低注水壓力，有效時間較短，

12、表現(xiàn)出端面堵塞的特征?？傮w來說，靖安侏羅系Y9、Y10層注水壓力呈穩(wěn)定和緩慢下降趨勢。6 、小結 （4）油房莊長8油層在目前的注水水質現(xiàn)狀下，注水壓力平穩(wěn)，吸水厚度增加，吸水剖面向均勻吸水變化。（5）靖安長6層回注水水質主要指標需進行控制，油房莊長1層、油房莊長8層回注水質指標可保持不變，靖安侏羅系Y9、Y10層回注水水質主要指標可適當放寬。 匯報提綱第一部分 項目概要第二部分 項目內容 一、采油三廠采出水回注基本情況及分析 二、采油三廠各區(qū)塊注水開發(fā)對儲層物性的影響分析 三、采出水不同處理精度對天然巖心的傷害程度和規(guī)律研究 四、采油三廠重點區(qū)塊采出水回注水質標準修訂 檢查井巖心分析表明：（1

13、）長慶油田采油三廠注水開發(fā)油藏在長期注水過程中形成了豐富的新生結垢礦物，結垢礦物以方解石、重晶石為主。注水期新生礦物導致孔隙度減少。與注水前相比，孔隙度減少絕對量為1.8%；相對量最高達25.63，平均可達到12.67。注水新生礦物對孔隙及喉道的充填和堵塞造成儲層滲透性能變差。（2）注水過程粘土礦物產狀發(fā)生變化，在注入水水體的長期流動過程中對綠泥石膜的長期沖刷作用（部分綠泥石膜表面可見到明顯的沖刷痕跡），使的一部分細小的綠泥石晶片從綠泥石膜上脫落下來，在孔隙中形成分散的數(shù)微米的顆粒，堵塞喉道。1、注水開發(fā)對儲層物性的影響二、采油三廠各區(qū)塊注水開發(fā)對儲層物性的影響分析檢查井巖心分析表明：（3）長

14、期注水過程中，由于注入水中含有較多溶解氧氣，可對原油進行氧化，形成瀝青質沉積，改變儲層的潤濕性。（4）注水后大喉道明顯減少，而較小喉道增加明顯。（5）長期注水開發(fā)后，儲層敏感性出現(xiàn)明顯變化。速敏、酸敏、水敏分別由初期的中等偏弱改善到弱敏感程度。1、注水開發(fā)對儲層物性的影響二、采油三廠各區(qū)塊注水開發(fā)對儲層物性的影響分析（1）靖安油田侏羅系延9、延10油層注水井措施解堵前后吸水剖面變化統(tǒng)計表明：侏羅系吸水剖面厚度措施前后有下降趨勢。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，注水量和注水壓力有明顯增加和下降。（2）三疊系吸水剖面厚度措施前后有下

15、降趨勢。三疊系長6、長8油藏油層注水井措施解堵前后吸水剖面變化統(tǒng)計表明長6吸水剖面厚度由措施前8.8米上升到11.3米，長8吸水剖面厚度由措施前4.2米上升到6.7米，注水量和注水壓力保持平穩(wěn)。（3）侏羅系物性較好，地層傷害主要以大孔隙深部堵塞為主，解堵措施主要以對深部高滲段改造為主，表現(xiàn)出吸水厚度減少、吸水量增大現(xiàn)象。三疊系物性差，地層傷害主要以端面淺層堵塞為主，解堵措施主要以清除端面堵塞、恢復近井地帶滲流能力為主，表現(xiàn)出吸水厚度增加、吸水量保持相對平穩(wěn)。2、注水中過程中油層吸水狀況變化規(guī)律 二、采油三廠各區(qū)塊注水開發(fā)對儲層物性的影響分析匯報提綱第一部分 項目概要第二部分 項目內容 一、采油

16、三廠采出水回注基本情況及分析 二、采油三廠各區(qū)塊注水開發(fā)對儲層物性的影響分析 三、采出水不同處理精度對天然巖心的傷害程度和規(guī)律研究 四、采油三廠重點區(qū)塊采出水回注水質標準修訂 采用具有普遍代表性的長慶油田采油三廠油層巖心，分別為長6（柳130）、Y9（柳18-41）、長8（坊131-182）選取不同滲透率的巖樣，模擬地層條件進行污水回注試驗。研究水質中不同含量的懸浮物、含油量等對巖心滲透率的影響，確定不同滲透率條件、不同孔隙結構情況下各項水質指標。 三、采出水不同處理精度對天然巖心的傷害程度和規(guī)律研究三、采出水不同處理精度對天然巖心的傷害程度和規(guī)律研究侏羅系Y9層不同油濃度對巖心傷害實驗 侏羅

17、系Y9層不同顆粒濃度對巖心傷害實驗 三疊系長6層不同顆粒濃度對巖心傷害實驗三疊系長6層不同油濃度對巖心傷害實驗 對于不同滲透率范圍的巖心，巖心滲透率降低是懸浮固體雜質和原油共同作用的結果，當污水中存在固體雜質和原油時，巖心滲透率均隨注入倍數(shù)的增加而下降。由于巖心孔隙數(shù)量大小、水中雜質和油珠含量的差異使得對滲透率的傷害也不同，但總的趨勢是隨水中懸浮物和油珠含量的增加傷害增大 。 水中懸浮顆粒含量在1mg/L以下時，即使含油量達30mg/L，對巖心的傷害也能控制在20%以下；與之對應，水中含油量小于10mg/L時，即使懸浮顆粒濃度達10mg/L，對巖心的傷害也能控制在20%以下，隨懸浮顆粒含量上升

18、，對巖心的傷害程度增大。因此，污水中綜合控制懸浮顆粒濃度小于3mg/L，油濃度小于10mg/L，即可使對巖心的傷害控制在20%以內。 三疊系長6、長8油層巖心傷害物理模擬實驗結果 三、采出水不同處理精度對天然巖心的傷害程度和規(guī)律研究 實驗用侏羅系Y9層巖心滲透率介于1010010-3m2之間，在這一滲透率區(qū)間內，水中懸浮顆粒含量在1mg/L以下時，即使含油量達50mg/L，對巖心的傷害也能控制在20%以下，隨懸浮顆粒含量上升，對巖心的傷害程度增大。污水中綜合控制懸浮顆粒濃度小于10mg/L，油濃度小于30mg/L，即可使對巖心的傷害控制在20%以內。 侏羅系Y9油層巖心傷害物理模擬實驗結果 三、采出水不同處理精度對天然巖心的傷害程度和規(guī)律研究匯報提綱第一部