油田某区块早期注水油层保护试验研究

摘要：阐述了油层特性，分析了造成油层污染的原因，研究一种能够减少油层污染和所需大量的二次压裂费的油层保护方法。在采油过程中采用化学清蜡降粘，禁止热水洗井等方法，通过从钻井、射孔、压裂、投产过程中对油层的保护，以保证油井有较高生产能力。

关键词：油层保护 早期注水 恢复产量

1油层特征

（1）储层裂缝发育呈明显的方向性。某油田在储层中发育有大量的微细层理缝、层面缝，在37口井的870m岩心中发现有113条构造缝。分布密度达0.13条/m。通过从构造断层与裂缝的生成关系理论分析，主要裂缝的分布方向为东西向，即NE85。。分析表明，储层裂缝在通常情况下是闭合的。压裂人工缝的形态以垂直裂缝为主，压裂裂缝方位与构造缝的东西方向基本一致。在300×300m井距井网条件下，可以控制裂缝。

（2）渗透率低。由于储层物性差，油层致密，渗透率低，空气渗透率一般在5~30×10-3μm2，平均为12.2×10-3μm2，有效厚度的物性下限为0.5×10-3μm2，有效孔隙度在14.77%~17.77%，平均为17.7%，属特低渗透率性油田。

（3）导压能力低。原油粘度高，粘度在17.1~29.9MPa.S之间，平面为23.16MPa.S。凝固点33~39℃，平均36.3℃，析蜡温度43-48℃，平均为45.5℃。由于油层致密，原油粘度高，油水井间压力梯度变化大，储层导流能力差，数值模拟分析得出采油井近井地带10m范围内压力梯度变化大，压力梯从1.89MPa/m变化到0.18MPa/m。

（4）作业油层易受污染。某油田扶余油层胶结物以泥质为主，含量为14.5%，粘土矿物中蒙脱石―绿泥石混合层占40.7%，甚至高达60-70%。室内实验表明，油层水敏性属中一强水敏，发生水敏的主要原因是粘土矿物的分散运移及其遇水膨胀。从78口油井压力恢复曲线地层参数变化看，有30口井近井地带的渗透率小于油层深部渗透率，平均近井地带渗透率为23.8×10-3μm2，油层深部渗透率为33.7×10-3μm2，完善系数为1.2，分析表明，储层有污染特征，且部分油井由于污染有变坏的趋势。可见某油田油层在采油过程中污染是影响产量的重要因素。

2早期注水保护油层

针对某油田原始地层压力低，地饱压差小，油层物性差，原油物性差，压力传导慢，油层在开发过程中易受污 染等特点，在某区从钻井到投产的全过程，采取了一系列措施。

2.1投产前期的油层保护

（1）钻井过程中严格要求泥浆比重，将泥浆比重控制在1.15之内，防止泥浆比重过大，滤液侵入油层孔隙，因滤液与地层水矿化度不同而产生电化学不平衡，引起地层中粘土矿物膨胀或分散运移，从而堵塞油层。泥浆滤液的微细颗粒浸入油层并附着在岩石孔道表面，造成岩层渗透率下降。

（2）射孔全部采用负压射孔。由于射孔弹头的压实作用，弹头击碎油层岩屑及泥质胶结物使油层渗透率下降，采用负压射孔能够及时地将岩屑及泥质胶结物排出。

（3）油井压裂液中加入3%的聚季胺保护剂，并进行压裂液的及时返排。

（4）缩短从压裂到投产的时间。某油田目前生产的大部分油井，射孔压裂早，投产晚，压裂至投产周期长达3~6个月，不能及时排液造成对油层的伤害。岩心伤害试验表明，岩心经水浸泡1d后，平均渗透率从139.0×10-3μm2下降到20.0×10-3μm2，下降4.96倍，下降幅度85.6%。浸泡30d后则下降到11.4×10-3μm2，下降12倍以上，下降幅度91.8%。对比地质条件相近的四个区块，压裂后及时投产的井初期采油强度相对较高。某区压后及时投产，初期采油强度达到0.69t/d.m。某断块13口井投产距压裂4―5个月，采油强度0.50t/d.m，说明投产距压裂时间越长，其采油强度越低。

2.2水敏试验

（1）水敏实验。某油田自然产能很低，油井必须经过压裂后才投产。压裂液为水基压裂液，其主要成分是田菁胶，平均每口井压裂液注入量100m3左右，气举可排出15-30%。用三块岩样作了某联过滤水和原水的水敏实验曲线，以注入水相当于岩样孔隙体积倍数为横轴，以比渗透率（kw/ko ）为纵轴，得到四种注入水的水敏曲线，可以看出加聚季胺水渗透率下降幅度最低，氯化钾水和过滤水次之，注入原水导致水敏程度最大，渗透率下降幅度最大。 见图1、图2、表1。

表1水敏试验对比表

kw/ko（%） 备注

注入水型 原水 过滤水 2%kCL水 2%聚季胺水

某联合站 30.0 47.2 40.8 49.3

某联合站原水、过滤水做3块岩心，2%kCL水2%聚季胺水各做2块岩心。

25.8 36.2 38.0 51.5

36.5 32.9

平均 27.4 38.8 39.4 50.4

（2）水样粒径试验。同时又各用2块岩样作某联原水，过滤水和2%kCL水的进出口水样粒径分布图，见图3。结果表明，出口水样所含大粒径（>6.35μm）微粒体积百分数明显增加，很明显，这是岩样孔道中的微粒随注入一同运移至出口的结果。某油层发育史表明，该油层后生、次生作用较强，粘土矿物在孔隙中主要以内衬式和桥塞式两种产状存在，孔隙内矿物颗粒与孔壁接触不牢固，很容易受冲刷，剥蚀，从而堵塞孔道，降低储层的渗透率。

2.3采油过程中化学清蜡降粘技术

某油田原油含蜡量高，含胶量高，采油过程中易引起蜡卡。某区应用化学加药清蜡降粘技术不仅解决了油井蜡卡问题，还避免了由于热洗及作业过程中水对油层的污染。清防蜡剂采用Cy―II，加药量一次在150~200kg，加药周期20~40d，油井液面深加药周期短，液面浅加药周期长。沉没度小于200m的井加药周期一般在15~20d；沉没度在200~400m的井，加药周期一般在20~50d，沉没度大于400m的井加药周期在30~40d。

2.4早期注水恢复产能

基于某油田原始地层压力低，地饱压差小，原油物性差，压力传导慢的特点。在某区投产时首先采用排液井集中高强度排液，待油井正常投产时注水采油同步进行。

（1）试验区数值模拟的结果表明早期注水开发效果好。试验区按300m井距，反九点面积井网注水，注采比1.6的条件分别计算出弹性能量开采4个月、8个月和18个月的转注方案，在相同的综合含水条件下，以4个月转注的CIII方案采出程度最高，压力恢复时间最短，稳产时间最长。

（2）从国外油田开发实践看，早期转注被大多数油田所采用。如原苏联从四十年代中期以来，油田开发都是采用早期注水的方法。做到当年开发当年注水，例西西伯利亚的萨马特洛尔油田等，并在油田开发方案中作为一条原则规定先钻注水井排的井，使油田一投产就在原始地层压力下开采。

2.5早期注水保护油层效果好

（1）早期注水地区油井日产水平高，超过设计产能。某区油井投产初期日产油6.6t，投产第二个月排液井及时转注，转注前单井日产油4.4t，采油强度0.46t/d.m。试验区转注初期日产油2.4t，采油强度0.33t/d.m，（投产8个月转注）。采油强度比试验区高0.13t/d.m。

（2）能量得到及时补充，地层压力在饱和压力以上生产。由于早期注水，油井能量及时得到补充，地层压力保持在较高的水平，目前地层压力为6.6MPa，饱和压力在6.4MPa以上。

（3）油井在完善超完善状态下生产，油井产能得到了充分发挥。由于加强了油层保护措施，防止了水与油层的接触，使油井在完善超完善状态下生产，近井附近渗透率大于油层深部渗透率，平均渗透率为66.9×10-3μm2，完善系数为-1.25。

3结束语

早期注水可有效地预防地层压力下降，保证油井有充足的能量供给，避免油层在低于饱和压力下生产时的油层脱气等不利因素。该区断层发育，水驱控制储量低，在断层复杂区应进行注采系统调整，可有效地提高水驱控制程度。

参考文献

[1]韩显卿.提高采收率原理[M].北京，石油工业出版社，1993.

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