王周紅，何學(xué)文

（中國(guó)石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田長(zhǎng)8 油藏埋深1 740～2 240 m，巖性以細(xì)粒-中粒、中粒長(zhǎng)石巖屑、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主；孔隙結(jié)構(gòu)以中孔-細(xì)喉組合為主，缺少粗喉型；滲透率均值在0.273～0.4 μm2，且非均質(zhì)性嚴(yán)重；屬于低孔、特低滲、中孔、細(xì)喉、分選中等型儲(chǔ)層。長(zhǎng)8 油藏富集的關(guān)鍵因素有油源、通道、斷裂及儲(chǔ)層物性。其中長(zhǎng)7 有效烴源巖品質(zhì)是長(zhǎng)8 油氣富集的基礎(chǔ)，斷層是油氣運(yùn)移的通道，裂縫是水平井高產(chǎn)的主要因素。根據(jù)區(qū)域構(gòu)造演化以及區(qū)域地質(zhì)研究認(rèn)為，紅河油田鎮(zhèn)涇區(qū)塊區(qū)域性裂縫發(fā)育區(qū)和較發(fā)育區(qū)主要位于區(qū)塊中部，裂縫發(fā)育區(qū)主要在斷層帶附近分布，形成了紅河油田特有的斷縫系統(tǒng)。鉆井、錄井、完井、壓裂等過(guò)程中固相堵塞、液相引起的水鎖、儲(chǔ)層的敏感性、壓差和浸泡時(shí)間等都會(huì)對(duì)低滲透儲(chǔ)層造成傷害。

1 紅河油田斷縫系統(tǒng)概況

在區(qū)塊西南以西約7 公里長(zhǎng)8 地層出露區(qū)，發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)8 地層北東組系裂縫發(fā)育，產(chǎn)狀281°∠48°，北西組系相對(duì)不發(fā)育。根據(jù)成像測(cè)井分析，該區(qū)裂縫走向主要以NE-SW、NEE-SWW 為主。裂縫傾角主要分布在50°～90°范圍內(nèi)，且以大于60°的高角度縫為主。紅河油田裂縫寬度分布在0.3 mm 以下、0.7～0.8 mm、0.9～1 mm范圍內(nèi)，其中泥質(zhì)巖類裂縫張開度低，砂巖類中裂縫張開度高。裂縫線密度的分布在0.03～2.6 條/米，平均為0.38 條/米。以未充填和半充填裂縫為主。

裂縫是致密砂巖油層的主要滲流通道，工作液濾液首先進(jìn)入裂縫通道，向地層深部推進(jìn)，而致密基質(zhì)部分濾液侵入較慢，主要是通過(guò)毛管自吸進(jìn)入儲(chǔ)層。同樣，進(jìn)入裂縫中的鉆井、完井等各種工作液在毛細(xì)管自吸作用下進(jìn)入基質(zhì)，將其中的油驅(qū)替到裂縫中或離裂縫面更遠(yuǎn)的地方。隨著浸泡時(shí)間的延長(zhǎng)，在井筒周圍形成一個(gè)高含水飽和度帶。而裂縫的存在使這個(gè)高含水飽和度帶離井筒更遠(yuǎn)，將在基質(zhì)區(qū)、人工壓裂縫和天然縫周圍形成水相圈閉損害帶，侵入儲(chǔ)層的外來(lái)流體返排困難，甚至不能返排，嚴(yán)重影響油氣向井筒的運(yùn)移，從而造成了外來(lái)流體對(duì)儲(chǔ)層的水鎖傷害。研究表明，水鎖傷害是低透滲儲(chǔ)層最主要的傷害形式,尤其是在斷縫系統(tǒng)發(fā)育的特低滲儲(chǔ)層，損害率一般為70 %～90 %。

2 低滲砂巖儲(chǔ)層傷害機(jī)理

2.1 固相傷害

低滲儲(chǔ)層孔喉細(xì)小，進(jìn)入儲(chǔ)層的顆粒均會(huì)對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生堵塞傷害；相同濃度的固相顆粒越小，進(jìn)入儲(chǔ)層形成內(nèi)濾餅的顆粒數(shù)量越多，對(duì)儲(chǔ)層的傷害越大；近井地帶污染半徑越小，傷害越大。因此低滲儲(chǔ)層鉆井過(guò)程中需要控制可以進(jìn)入儲(chǔ)層顆粒的量，尤其是粘土類亞微米顆粒的量，以防止內(nèi)泥餅的形成。

對(duì)紅河油田長(zhǎng)8 儲(chǔ)層依據(jù)錄井描述、薄片鑒定、鑄體圖象分析及掃描電鏡成果分析，粘土礦物含量在16%～20%，以綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層為主、伊利石次之，相對(duì)含量綠泥石36.3 %，高嶺石平均28.55 % ，伊/蒙混層平均28.3 %。粘土礦物的膨脹、化學(xué)沉淀、分散和運(yùn)移對(duì)儲(chǔ)層造成極大的傷害。

2.2 液相傷害

液相在油藏中聚集或滯留是水鎖損害的主要因素，而且油藏滲透率越低，水鎖損害的程度越嚴(yán)重。水鎖損害指外來(lái)流體的侵入造成含水飽和度增加，使油的相對(duì)滲透率下降的現(xiàn)象。其本質(zhì)是由于存在毛細(xì)管壓力而產(chǎn)生了一個(gè)附加的表皮壓降，它等于毛細(xì)管彎液面兩側(cè)非潤(rùn)濕相壓力與潤(rùn)濕相壓力之差，其大小可由任意曲界面的拉普拉斯方程確定。

式中：Pc-毛細(xì)管壓力，Pa；σ-界面張力，N/m；r1，r2-油相界面曲率半徑，m。

同時(shí)根據(jù)Poiseuille 公式：

式中：Q-流量，m3；L-近井地層自吸侵入深度，m；μ-流體黏度，mPa·s；P-壓力，Pa；r-毛細(xì)管半徑，m；σ-界面張力，N/m；θ-潤(rùn)濕角，°。

廖銳全等根據(jù)Laplace 公式和Poiseuille 定律，按照毛管束模型，當(dāng)儲(chǔ)層親水時(shí)，在毛管壓力作用下，外來(lái)流體侵入，可得到在壓差△p（Pa）作用下，將半徑為r（m）的毛細(xì)管中長(zhǎng)度為L(zhǎng)（m）的外來(lái)流體排出所需要的時(shí)間T（s）推導(dǎo)為：

式中：σ-界面張力，N/m；θ-潤(rùn)濕角，°；μ-流體黏度，mPa·s。

由此可見(jiàn)，造成水鎖損害除與儲(chǔ)層內(nèi)在因素孔喉半徑有關(guān)外，孔喉半徑越小，排液時(shí)間越長(zhǎng)；還與侵入流體的表面張力、潤(rùn)濕角、流體粘度以及驅(qū)動(dòng)壓差和外來(lái)流體的侵入深度等外在因素有關(guān)。滲透率越低，孔喉半徑越小，油層壓力越低，越容易產(chǎn)生水鎖損害。其中，油水界面張力對(duì)水鎖損害的影響更明顯。

改變儲(chǔ)層的潤(rùn)濕性、減小油水界面張力、降低賈敏效應(yīng)等化學(xué)方法和消除鉆井液濾餅堵塞、增大生產(chǎn)壓差、改變儲(chǔ)層孔隙幾何形態(tài)和地層加熱技術(shù)等物理方法可解除或降低水鎖損害。

3 裂縫型低滲砂巖儲(chǔ)層水鎖的影響因素[1]

3.1 壓差對(duì)近井地帶含水飽和度分布影響

西南石油大學(xué)的楊建等人在“裂縫性致密砂巖儲(chǔ)層井周液相時(shí)空分布規(guī)律”中指出，隨正壓差增加，濾液在基塊、裂縫中侵入深度均加深，裂縫內(nèi)含水飽和度增加尤其明顯，且侵入深度超過(guò)1 m（見(jiàn)圖1）。

圖1 定壓差下基塊及裂縫含水飽和度分布

3.2 裂縫長(zhǎng)度對(duì)近井地帶含水飽和度分布影響

模擬裂縫長(zhǎng)度為0.15～1.00 m 的裂縫性致密儲(chǔ)層，在正壓差條件下打開240 h，井壁無(wú)濾餅有效屏蔽條件下，井周含水飽和度隨著徑向分布預(yù)測(cè)（見(jiàn)圖2）。隨著裂縫長(zhǎng)度的增加，濾液侵入深度隨之加深，井周含水飽和度升高。

圖2 裂縫長(zhǎng)度對(duì)濾液侵入深度影響

3.3 浸泡時(shí)間對(duì)近井地帶含水飽和度分布影響

模擬正壓差條件下打開儲(chǔ)層24～120 h，近井地帶含水飽和度隨徑向距離變化。隨著浸泡時(shí)間的延長(zhǎng)，基塊侵入深度增加，但是侵入深度未超過(guò)1 m，而對(duì)于裂縫，隨著浸泡時(shí)間延長(zhǎng)，侵入深度增大，可以達(dá)到裂縫尖端（見(jiàn)圖3）；隨著浸泡時(shí)間的延長(zhǎng)，臨近裂縫的基塊含水飽和度受裂縫影響增大，裂縫內(nèi)侵入液相通過(guò)滲吸傳遞給基塊的增多，含水飽和度比無(wú)裂縫影響的基塊要高，微裂縫的存在加大了濾液的侵入速度和侵入深度。

圖3 浸泡時(shí)間對(duì)基塊及裂縫含水飽和度影響

模擬結(jié)果表明，微裂縫的存在加快了濾液的侵入速度、加大了濾液的侵入深度，并顯著提高了微裂縫鄰近基塊的液相飽和度。

4 抑制和解除水鎖損害的方法

4.1 提高返排速度

用紅河油田ZJ18-22 井和ZJ18-18 井的巖心做返排實(shí)驗(yàn)。首先抽空巖心并飽和煤油，在一定排量下測(cè)定煤油滲透率；而后反向注水，測(cè)定水的滲透率；再在同一排量下測(cè)煤油滲透率，最后提高排量再測(cè)煤油滲透率，觀察用提壓返排方法抑制水鎖效應(yīng)造成傷害的效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表1）。

由表1 可知，提高排液速度可以增加油相滲透率，提高滲透率的保留率。在油藏實(shí)際開發(fā)過(guò)程中，當(dāng)外來(lái)流體侵入地層后，提高排液速度，可以減小外來(lái)流體的浸泡時(shí)間和侵入深度，從而減弱因外來(lái)流體侵入造成的水鎖效應(yīng)。

表1 滲透率保留率實(shí)驗(yàn)結(jié)果表

4.2 擠注表面活性劑

向已產(chǎn)生水鎖效應(yīng)的巖心中擠注一定濃度的表面活性劑，關(guān)閉一定時(shí)間后，會(huì)有效提高油相滲透率的保留率，減弱和部分消除水鎖效應(yīng)。這主要是因?yàn)榧尤氡砻婊钚詣┛梢詳?shù)量級(jí)地降低油水之間的界面張力，減小低滲儲(chǔ)層中的毛管力，減少原油滲流的初始?jí)毫μ荻?，使油水流度更加接近，減少油的“卡斷”現(xiàn)象，從而改善低滲透油藏因水鎖產(chǎn)生的開發(fā)效果。

紅河油田12 井區(qū)HH12P40 井自2012 年11 月2 日投產(chǎn)以來(lái)，初期平均日產(chǎn)液53.9 t，平均日產(chǎn)油42.1 t，綜合含水21.8 %，2013 年3 月29 日被HH12P39 井壓竄，日產(chǎn)液陡升至84.9 t，日產(chǎn)油降至10.1 t，含水升至87.8 %，2013 年4 月27 日、28 日連續(xù)被HH12P142井、HH12P143 井壓竄，含水升至100 %后恢復(fù)到日產(chǎn)液51.7 t，日產(chǎn)油2.85 t，含水94.4 %，產(chǎn)生水鎖。2013年6 月25 日上解水鎖措施，措施后穩(wěn)產(chǎn)日產(chǎn)油18.1 t左右，含水74.9 %。

紅河油田37 井區(qū)HH37P15 井2012 年1 月壓裂15 段投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油13.8 t，含水率49.4 %，生產(chǎn)356 d，累產(chǎn)油1 154 t 后不上液。2012 年8 月20 日被HH37P38 井壓竄，含水升高，2012 年10 月進(jìn)行了鉆銑滑套作業(yè)后效果不明顯。分析認(rèn)為HH37P15 井儲(chǔ)層被污染，2013 年5 月30 日注復(fù)合解堵劑解水鎖，措施后穩(wěn)產(chǎn)日產(chǎn)油10 t 左右，含水45.8 %。

5 結(jié)論

（1）紅河油田長(zhǎng)8 油藏具有典型的低孔特低滲儲(chǔ)層特點(diǎn)，儲(chǔ)層孔喉細(xì)小，天然微裂縫發(fā)育，入井液易污染儲(chǔ)層。水鎖傷害是低透滲儲(chǔ)層最主要的傷害形式,尤其是在斷縫系統(tǒng)發(fā)育的特低滲儲(chǔ)層，損害率一般為70 %～90 %。

（2）紅河油田長(zhǎng)8 儲(chǔ)層粘土礦物以綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層為主，且裂縫發(fā)育的長(zhǎng)度、寬度等是造成儲(chǔ)層產(chǎn)生水鎖效應(yīng)的內(nèi)在因素。而侵入流體的表面張力、潤(rùn)濕角、流體粘度、驅(qū)動(dòng)壓差、侵入時(shí)間以及侵入深度是水鎖傷害的外在因素。

（3）外來(lái)流體侵入地層造成水鎖傷害后，提高返排速度，減少浸泡時(shí)間，或向已產(chǎn)生水鎖效應(yīng)的巖心中擠注一定濃度的表面活性劑，均可減弱和部分消除水鎖。

［1］ 田紅政.腰英臺(tái)油田水鎖損害影響因素及其減輕和解除方法研究［J］.天然氣地球科學(xué)，2006，17（2）：223-226.

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