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摘 要：滨南油田滨649块区块构造复杂，纵向上小层多、平面上砂体变化快、纵向和平面上非均质性均较强，自开发以来，注水量逐年下降，从S4段层间吸水状况来看，总体吸水较差，吸水好的只占15%左右，大部分层吸水差，S4段启动压力由早期的16MPa上升到25.1MPa，平均水井注水泵压达28.0MPa，注水仍然很困难。近些年不断对滨649块欠注井进行治理，应用酸化解堵工艺初期效果显著，但措施有效期逐年变短，需要对滨649块注水伤害机理进行深入研究分析，提出更有针对性措施。
关键词：注水；伤害；机理研究；对策；效果
1 基本概况
滨649块位于滨南油田滨一区西北部，主要含油层系沙三下、沙四上，沙三段平均孔隙度18.2%，渗透率71.6×10-3μm2，沙四段平均孔隙度16.6%，渗透率30.1×10-3μm2。沙三段地面原油密度为0.869g/cm3，地面原油粘度为27.1mPa.s，沙四段地面原油密度为0.867g/cm3，地面原油粘度为29.8mPa.s，属中低渗透构造岩性油藏。
从该块S4段层间吸水状况来看，总体吸水较差，吸水好的只占15%左右，大部分层吸水差。而且注水量逐年下降。2015年至今日注水平由633方下降到330方。近些年不断对滨649块欠注井进行治理，应用酸化解堵工艺初期效果显著，但措施有效期逐年变短，由2013年的180天降至目前132天。
所以有必要对滨649块注水伤害机理进行深入研究分析，提出更有针对性措施。
2 储层伤害机理研究
低渗透欠注是一个系统多种因素综合影响的结果，其根本原因是注入水与储层性质内外因相互作用导致的堵塞。为了找出滨649块水井欠注、低效注水的具体原因，从微观+宏观角度对滨649块注水过程中伤害机理进行综合研究，从而得出针对性的提高有效注水的对策。
2.1 微观渗流特征
沙四段平均孔隙度16.6%，渗透率30.1×10-3μm2，属低孔低渗油藏。在一定压力梯度范围内，低渗透油藏渗透率是压力梯度的函数，对低渗、特低渗油藏，普遍存在较高启动压力，尤其渗透率低于1.0×10-3μm2时，启动压力梯度急剧上升。
（1）喉道的大小和分布决定了有效渗流能力
从滨649块三块岩心实验看，孔隙大小和分布相近、不同空气渗透率的岩心，喉道的大小和分布差别大。滨649三块岩心孔隙大小和分布相近，均在15-40μm，但孔喉大小和分布差异较大，从0.4-1.6μm不等。
（2）边界层减小喉道有效流动半径
理论和实验研究表明，固液界面作用下固相表面存在边界层，且平均喉道半径与边界层厚度处于同数量级时，边界层对有效渗流能力的影响较大。边界层厚度主要分布区间为 0.2～1.0μm，滨649平均孔喉半径主要分布0.7-1.5μm，两者处于同一数量级，边界层对储层有效渗流能力影响较大。
2.2 注入水水质分析及伤害机理
通过对滨649块精细泵前水、精细泵后水及井口注入水进行取样分析发现，泵前水悬浮固体含量及悬浮物颗粒直径中值偏高，含油量也有所超标，不满足注入水水质要求，对地层存在伤害。
（1）悬浮物粒径与孔喉半径适配性分析
研究表明，当颗粒粒径与孔喉直径比，即Df/Dp值大于1/3时，颗粒不能通过孔喉，形成外滤饼；1/7-1/3时对储层伤害最严重，形成内滤饼，逐渐形成堵塞；小于1/7时顺利通过孔喉，对储层无伤害。
滨649井口注入水悬浮物粒径主要集中在0.2-0.7μm，粒径中值0.475μm，且存在部分大粒径悬浮物。根据岩心实验，滨649块孔喉半径在0.7-1.5μm之间，约占50%；小于0.7μm的约占23%；大于1.5μm的约占27%。由此可知，在目前水质情况下，仅有27%的孔喉未受到伤害。
（2）原油伤害分析
随着含油量的上升，渗透率伤害程度急剧上升，含油量达到5-7mg/L时，伤害程度达到65%，从滨649块水井井口水质分析看，含油量达到2.7mg/L，对应渗透率伤害程度达到35%。
3 治理对策及效果
通过对649块储层注水伤害机理的研究，确定影响滨649块水井有效注水的主要因素后我们得出提高该区有效注水的对策。
3.1 提高注入水水质
（1）水质细分
按照新水质标准，对A1级水质进行细分，滨649孔喉半径主要集中在0.7-1.5um，23%小于0.7um，需要A11-A14级水质，目前精细过滤后粒径分布0.2-0.7um，中值0.475um，仅达到A13标准，需要达到A11级水质标准以上，才能满足全部孔喉注水需求。需引进纳米级水处理技术进行源头治理。
（2）沿程控制
井口水质较精细过滤出口水质明显变差，说明沿程受到污染，注水管线内细菌、杂质影响。另外注水管柱管壁细菌、杂质也是影响注入水质的重要因素。注水管线日常清洗以及水井洗井工作相当必要。
3.2 水井综合管理
受技术水平以及资金投入限制，水质不可能无限提高，加强水井综合管理是注水长效的保障。
（1）采取合理配注。过量配注大流量引起储层速敏伤害，可能冲刷地层颗粒，导致储层堵塞伤害。
（2）水井平稳注水。频繁开关井引起地层孔隙压力变化，大压差下残余油渗析出来，与水乳化增加流动阻力；细孔喉启动压力高，重新注水需克服启动前静摩擦力，井口压力急剧上升。应平稳注水，减少停井。
3.3 针对性酸化攻欠
针对滨649块注水井低渗、含油的特点，配套以表面活性剂主剂，多种酸液共同作用的降压增注体系，解除贾敏效应，提高水相渗透率。
以滨649-斜51井为例，该井2014年投注，至2015.10月欠注，累注水2x104m3，2015.10.16因系统原因泵压下降，10.18欠注，10.28恢复泵压后日注水平没有恢复原先水平，之后一直欠注。分析该井欠注原因：油压突降导致储层激动，颗粒返吐、残余油析出造成地层堵塞欠注。对于该井，采取常规酸表面解堵+缓速酸深部解堵+表活剂降压增注复合体系。初期降压增注效果显著，日增注40m3，油压下降6MPa；目前日增注28m3，累增注1524m3。2016年在滨南低渗油藏累计实施降压增注工艺6井次，累增注1.6x104m3。
4 认识及结论
（1）低渗透欠注是一个系统多种因素综合影响的结果，其根本原因是注入水与储层性质内外因相互作用导致的堵塞。根据欠注原因可确定解堵方式，具体到单井需要按照一井一策或一层一策的技术要求具体论证，从而提高攻欠针对性。
（2）滨649块水井欠注主要原因为水质与孔喉的不匹配，酸化攻欠是事后補救手段，提高水质是减少欠注、提高注水效果的根本途径。
参考文献：
[1]王学武，杨正明，徐轩，刘霞霞. 注水对中低渗透储层伤害研究.石油地质与工程，2009，（1）；119-120
[2]张晓萍，张永亮.油田注水开发对储层伤害研究.内蒙古石油化工，2001，（2）；21-22
[3]胡尚明.注入水中固相颗粒对储层伤害的研究. 内蒙古石油化工，2015，（1）；130-133
关键词：注水；伤害；机理研究；对策；效果
1 基本概况
滨649块位于滨南油田滨一区西北部，主要含油层系沙三下、沙四上，沙三段平均孔隙度18.2%，渗透率71.6×10-3μm2，沙四段平均孔隙度16.6%，渗透率30.1×10-3μm2。沙三段地面原油密度为0.869g/cm3，地面原油粘度为27.1mPa.s，沙四段地面原油密度为0.867g/cm3，地面原油粘度为29.8mPa.s，属中低渗透构造岩性油藏。
从该块S4段层间吸水状况来看，总体吸水较差，吸水好的只占15%左右，大部分层吸水差。而且注水量逐年下降。2015年至今日注水平由633方下降到330方。近些年不断对滨649块欠注井进行治理，应用酸化解堵工艺初期效果显著，但措施有效期逐年变短，由2013年的180天降至目前132天。
所以有必要对滨649块注水伤害机理进行深入研究分析，提出更有针对性措施。
2 储层伤害机理研究
低渗透欠注是一个系统多种因素综合影响的结果，其根本原因是注入水与储层性质内外因相互作用导致的堵塞。为了找出滨649块水井欠注、低效注水的具体原因，从微观+宏观角度对滨649块注水过程中伤害机理进行综合研究，从而得出针对性的提高有效注水的对策。
2.1 微观渗流特征
沙四段平均孔隙度16.6%，渗透率30.1×10-3μm2，属低孔低渗油藏。在一定压力梯度范围内，低渗透油藏渗透率是压力梯度的函数，对低渗、特低渗油藏，普遍存在较高启动压力，尤其渗透率低于1.0×10-3μm2时，启动压力梯度急剧上升。
（1）喉道的大小和分布决定了有效渗流能力
从滨649块三块岩心实验看，孔隙大小和分布相近、不同空气渗透率的岩心，喉道的大小和分布差别大。滨649三块岩心孔隙大小和分布相近，均在15-40μm，但孔喉大小和分布差异较大，从0.4-1.6μm不等。
（2）边界层减小喉道有效流动半径
理论和实验研究表明，固液界面作用下固相表面存在边界层，且平均喉道半径与边界层厚度处于同数量级时，边界层对有效渗流能力的影响较大。边界层厚度主要分布区间为 0.2～1.0μm，滨649平均孔喉半径主要分布0.7-1.5μm，两者处于同一数量级，边界层对储层有效渗流能力影响较大。
2.2 注入水水质分析及伤害机理
通过对滨649块精细泵前水、精细泵后水及井口注入水进行取样分析发现，泵前水悬浮固体含量及悬浮物颗粒直径中值偏高，含油量也有所超标，不满足注入水水质要求，对地层存在伤害。
（1）悬浮物粒径与孔喉半径适配性分析
研究表明，当颗粒粒径与孔喉直径比，即Df/Dp值大于1/3时，颗粒不能通过孔喉，形成外滤饼；1/7-1/3时对储层伤害最严重，形成内滤饼，逐渐形成堵塞；小于1/7时顺利通过孔喉，对储层无伤害。
滨649井口注入水悬浮物粒径主要集中在0.2-0.7μm，粒径中值0.475μm，且存在部分大粒径悬浮物。根据岩心实验，滨649块孔喉半径在0.7-1.5μm之间，约占50%；小于0.7μm的约占23%；大于1.5μm的约占27%。由此可知，在目前水质情况下，仅有27%的孔喉未受到伤害。
（2）原油伤害分析
随着含油量的上升，渗透率伤害程度急剧上升，含油量达到5-7mg/L时，伤害程度达到65%，从滨649块水井井口水质分析看，含油量达到2.7mg/L，对应渗透率伤害程度达到35%。
3 治理对策及效果
通过对649块储层注水伤害机理的研究，确定影响滨649块水井有效注水的主要因素后我们得出提高该区有效注水的对策。
3.1 提高注入水水质
（1）水质细分
按照新水质标准，对A1级水质进行细分，滨649孔喉半径主要集中在0.7-1.5um，23%小于0.7um，需要A11-A14级水质，目前精细过滤后粒径分布0.2-0.7um，中值0.475um，仅达到A13标准，需要达到A11级水质标准以上，才能满足全部孔喉注水需求。需引进纳米级水处理技术进行源头治理。
（2）沿程控制
井口水质较精细过滤出口水质明显变差，说明沿程受到污染，注水管线内细菌、杂质影响。另外注水管柱管壁细菌、杂质也是影响注入水质的重要因素。注水管线日常清洗以及水井洗井工作相当必要。
3.2 水井综合管理
受技术水平以及资金投入限制，水质不可能无限提高，加强水井综合管理是注水长效的保障。
（1）采取合理配注。过量配注大流量引起储层速敏伤害，可能冲刷地层颗粒，导致储层堵塞伤害。
（2）水井平稳注水。频繁开关井引起地层孔隙压力变化，大压差下残余油渗析出来，与水乳化增加流动阻力；细孔喉启动压力高，重新注水需克服启动前静摩擦力，井口压力急剧上升。应平稳注水，减少停井。
3.3 针对性酸化攻欠
针对滨649块注水井低渗、含油的特点，配套以表面活性剂主剂，多种酸液共同作用的降压增注体系，解除贾敏效应，提高水相渗透率。
以滨649-斜51井为例，该井2014年投注，至2015.10月欠注，累注水2x104m3，2015.10.16因系统原因泵压下降，10.18欠注，10.28恢复泵压后日注水平没有恢复原先水平，之后一直欠注。分析该井欠注原因：油压突降导致储层激动，颗粒返吐、残余油析出造成地层堵塞欠注。对于该井，采取常规酸表面解堵+缓速酸深部解堵+表活剂降压增注复合体系。初期降压增注效果显著，日增注40m3，油压下降6MPa；目前日增注28m3，累增注1524m3。2016年在滨南低渗油藏累计实施降压增注工艺6井次，累增注1.6x104m3。
4 认识及结论
（1）低渗透欠注是一个系统多种因素综合影响的结果，其根本原因是注入水与储层性质内外因相互作用导致的堵塞。根据欠注原因可确定解堵方式，具体到单井需要按照一井一策或一层一策的技术要求具体论证，从而提高攻欠针对性。
（2）滨649块水井欠注主要原因为水质与孔喉的不匹配，酸化攻欠是事后補救手段，提高水质是减少欠注、提高注水效果的根本途径。
参考文献：
[1]王学武，杨正明，徐轩，刘霞霞. 注水对中低渗透储层伤害研究.石油地质与工程，2009，（1）；119-120
[2]张晓萍，张永亮.油田注水开发对储层伤害研究.内蒙古石油化工，2001，（2）；21-22
[3]胡尚明.注入水中固相颗粒对储层伤害的研究. 内蒙古石油化工，2015，（1）；130-133