姬塬油田X区块长82油藏降压增注技术适应性评价

摘要：姬塬油田X区块长82油藏是典型的特低渗透油藏，平均空气渗透率为1.73×10-3μm2。研究区2009年投入注水开发以来，区块平均注水压力就超过18MPa，且部分注水井长期达不到配注要求。文章在研究该区储层欠注机理的基础上，通过现场试验分析了研究区实施的多项降压增注措施效果。

关键词：欠注机理；特低渗透；降压增注；现场试验；油田开采 文献标识码：A

中图分类号：TE348 文章编号：1009-2374（2016）21-0145-03 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.21.071

姬塬油田X区为同步注水区块，注水井初期平均注水压力为18MPa，后期注水压力逐步升高，高压欠注井逐渐增多，地层能量得不到补充，致使注水开发效果受到影响。分析造成欠注的原因主要为：（1）储层物性较差是造成研究区长82油藏高压欠注的原因之一；（2）由于长时间注水开采，地层黏土矿物等填隙物堵塞注水通道；（3）研究区采用污水回注后，注入水主要为延9及侏罗系地层采出水，回注水矿化度高，且含有较高的成垢离子，水质不配伍造成地层中CaSO4结垢加重堵塞地层是研究区高压欠注的最主要原因。

本次研究针对高压欠注井先后实施土酸酸化、前置酸压裂、混合水压裂3种降压增注措施，取得了一定的效果，但受储层物性和注入水水质等因素的影响，部分井措施有效期短，其中有效期小于30天的井占20.15%，30～90天的井占36.2%，90～180天的占30.85%，有效期大于180天的井仅占12.8%，措施效果不理想。针对这一现状，深入开展了研究区储层欠注机理和措施适应性的研究，以期能为后期同类储层注水开发提供一定的技术依据。

1 欠注机理分析

1.1 储层岩石学特征

长82储层岩石类型主要为灰色、灰褐色细-中粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，碎屑成分成熟度较低，石英含量为27.9%，长石含量为30.6%，岩屑含量30.9%。其中岩屑成分主要为变质岩岩屑，其次为火成岩岩屑及沉积岩岩屑，反映出本区母岩是由早期的变质岩组成（图1）。填隙物总量平均值为10.6%，填隙物成分有绿泥石、水云母、硅质、高岭石、方解石、铁方解石，其中绿泥石、铁方解石、硅质等成分含量相对较高（图2）。由于研究区储层石英矿物和硅质填隙物含量较高，后期可能存在氢氟酸酸敏，进行土酸酸化增注时，会产生氟硅酸沉淀，造成储层二次污染，降低措施有效率。

1.2 储层物性特征

根据对研究区及周边延长组长82储层常规物性资料分析认为，岩石孔隙类型以粒间孔为主，另见少量长石溶孔、岩屑溶孔。孔隙度主要分布范围的9.0%～15.0%，平均孔隙度为12.34%，渗透率主要分布范围为0.05～5.0mD，平均渗透率为1.73mD，为低孔、特低渗储层，且储层物性差异较大，非均质性较强，相同孔隙度样品渗透率变化>10倍，表明储层孔隙结构复杂，对注水开发极为不利。

1.3 水敏效应

根据研究区黏土矿物X衍射分析结果，长82油层岩心中黏土矿物含量偏高，主要成分为绿泥石、伊/蒙间层和伊利石，平均黏土含量为15.1%，部分井黏土矿物含量达到20%左右。由于绿泥石伊/蒙间层及伊利石均为水敏矿物，随着后期注入水注入地层后，地层水矿化度不断降低，这些敏感性矿物会从层间分开成为自由的片状颗粒，与水溶液作用产生晶格膨胀或分散堵塞孔喉并引起渗透率下降，导致注水压力上升，地层吸水能力

下降。

1.4 注入水配伍性分析

通过对研究区注入水及水型分析认为，研究区注入水主要分为洛河层位清水、三相分离器处理后水、延9层位采出水、直罗组采出水四种类型。其中注入清水与直4层位的水型为Na2SO4，三相分离器水质与长6、长8、延9层位的水型为CaCl2；长6层位水质Ca2+含量偏高，为6412.8mg/L，总矿化度为86591.81mg/L；三相分离器水质中Ca2+含量在六种实验水型中最高，为2244.48mg/L。通过室内定性实验发现，各层位水质中不含有Ba2+、Sr2+。

通过对研究区长82油层采出水与不同类型回注水水型分析认为，水中含有大量的成垢阳离子Ca2+、Mg2+，和成垢阴离子SO42-、HCO3-，配伍性试验分析显示三相分离器水、延9与直罗组水型长82地层水均属于不配伍水质。其中，长82地层水与延9采出水30∶20时，结垢量最大，取样体积为2mL时，结垢量高达320.96mg/L，注水压力升高快；注入清水与长82层位不同比例水质混合后，最大失钙（镁）量为70.76mg/L（小于标准的100mg/L），实验显示仅产生轻微白色粘壁沉淀，无明显结垢趋势，水型配伍性较好。

2 措施情况及适应性评价

针对因高压造成欠注甚至注不进的现象，研究区先后进行了土酸酸化、前置酸压裂、混合水压裂3种措施解堵技术，通过现场试验分析及实验室分析，得出了解决部分高压欠注问题的成功经验与做法。

2.1 土酸酸化

土酸酸化是水井增注的重要技术措施之一。多年来砂岩油藏常用土酸酸化，其对砂岩及其胶结物等有很强的溶蚀能力，且反应速度快。土酸的主要酸液类型是盐酸和氢氟酸，酸液进入地层后，一部分与射孔孔眼和孔喉处的堵塞物（结垢或机杂）反应；另一部分与地层矿物（长石、黏土矿物、碳酸盐胶结物）快速发生反应，有效成分主要消耗在近井地带。同时与储层中的石英矿物缓慢反应生成氟硅酸沉淀，盐酸会使泥质形成胶状沉淀，对储层形成二次污染。

研究区回注的污水矿化度高，含有较高的（Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-等）成垢离子，同时水中含有颗粒细小的分散油滴，在注水开发中极易形成无机垢和有机垢的堵塞。土酸酸化措施初期解堵效果较好，措施后平均压降1.7MPa，但由于受该区注水水质及储层中黏土矿物含量高等因素的影响，措施有效期缩短，有效期大于180天的仅8.3%（图3），措施有效率仅44.4%。统计发现，储层泥质含量与措施有效期存在明显的正相关关系，当泥质含量大于16.5%时，措施有效期明显缩短，而研究区平均泥质含量18.8%，措施效果不理想（图4）。

2.2 前置酸压裂

前置酸压裂工艺技术是在泵注压力大于地层破裂压力的条件下，压开地层形成新裂缝或张开地层原有裂缝的一种挤酸工艺。以酸蚀缝面和压裂支撑剂的双重作用保持裂缝。二者协同作用，利于形成长的酸蚀裂缝，主要通过酸液溶蚀提高储层渗透性、抑制黏土矿物膨胀，提高裂缝导流能力，在解除油水井堵塞的同时，降低油层破裂压力。当施工结束后，仍能保持裂缝处于开启状态，进而起到了提高注水能力的作用。

由于研究区储层致密，平均孔隙度为12.34%，渗透率为1.73mD，渗透率极差大，具有较强的平面非均质性，是该区高压欠注的主要原因。截至目前，研究区共实施前置酸压裂12井次，与常规酸化措施相比，降压增注效率为44.4%～83.3%，降压幅度为1.7～2.4MPa，措施有效期为78～136天。平均单井日增注5m3，单井降低油压2.4MPa，累增注达12930m3，该措施对研究区储层适应性较好（图5）。

2.3 混合水压裂实施效果及分析

针对研究区部分高压欠注井多次降压措施无效的情况，通过低砂比、高液量的混合水压裂措施大规模改造储层，增强裂缝导流能力，以达到恢复水井正常注水的目的。2015年试验2井次，措施后注水压力为15.9～19.7MPa，平均单井日增注9m3，累计增注753m3。

以Y1井为例，初期油套压高达19.3MPa/19.2MPa，2014年实施酸化增注2井次，措施有效期仅18天，措施无效，2015年7月实施前置酸压裂，油套压未降，措施无效。2015年10月试验混合水压裂，施工排量5.0m3/min，砂量20m3，砂比10.7%，措施后油压为12.5～19.8MPa，目前油压15.6MPa，单井日增注4m3，达到地质配注要求，措施效果较好（图6）。

3 结论及建议

研究表明，研究区高压欠注的原因主要为：储层物性较差，平面非均质性强；注入水与地层水配伍性较差；措施工艺影响等。其中注入水与地层水配伍性较差是造成高压欠注的主要因素。

土酸酸化能较好地解除井眼附近的堵塞，但由于土酸与矿物反应速度快，作用距离短，易使井壁岩石遭到破坏；二次沉淀对渗透率产生新的伤害，造成措施见效期短、频繁措施容易导致剖面吸水状况恶化，造成相近油井水淹或见水过快。

研究区前期注入洛河层清水与长82地层水配伍性较好，无明显结垢趋势。后期采用污水回注后，长82地层水与注入污水配伍性较差，需对回注污水优化处理，减少CaCO3结垢量，有效降低地层堵塞。

针对储层致密，部分井多次措施无效井，应加大措施强度，选择混合水压裂及前置酸压裂技术，能有效增加储层的导流能力是研究区降压增注的主要技术。

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