艾賽提·吾斯曼Aisaiti Wusiman

（克拉瑪依職業(yè)技術(shù)學(xué)院石油工程系，克拉瑪依 833600）

（Department of Petroleum Engineering，Karamay Vocational &Technical College，Karamay 833600，China）

1 緒論

1.1 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀 儲層保護(hù)研究是油氣田開發(fā)過程中的重要技術(shù)，是提高油氣勘探開發(fā)質(zhì)量的重要環(huán)節(jié)，特別是在油田開發(fā)過程中，有利于儲層的穩(wěn)產(chǎn)，增產(chǎn)及油氣資源的最大利用化，直接關(guān)系到油田勘探開發(fā)的成效。

低滲儲層本身具有物性差，層內(nèi)、平面非均質(zhì)性嚴(yán)重；孔隙通道半徑小，孔隙曲折性強(qiáng)，孔隙內(nèi)表層粗糙程度大；特別是儲層流體和巖石接觸以后常會發(fā)生物理和化學(xué)作用，使儲集層滲透率進(jìn)一步降低。這類油藏在開發(fā)過程中有如下特點(diǎn)：啟動壓力隨滲透率的降低而增大；采收率隨滲透率的降低而降低；存在天然裂縫，在一定壓力下張開，加劇地層非均質(zhì)性；儲層水動力連通性差，單井控制泄油范圍小。低滲透油田在開發(fā)過程中主要暴露出地層壓力下降快、能量嚴(yán)重不足、油井產(chǎn)量下降快、注水井注水壓力上升快等問題。

1.2 研究目的及技術(shù)路線 百71 井區(qū)白堿灘組油藏（百21 井區(qū)白堿灘擴(kuò)邊區(qū)）位于已探明的百21 井區(qū)東北部，發(fā)現(xiàn)井為百71 井，該井于1991 年3 月完鉆，2010 年4月通過老井復(fù)查，發(fā)現(xiàn)百71 井白堿灘組砂層發(fā)育，物性較好，在T3b22-2層1437.0m～1421.5m 井段恢復(fù)試油，壓裂后機(jī)抽獲日產(chǎn)油13.6t，日產(chǎn)水5.22m3，累積產(chǎn)油373.61t，累積產(chǎn)水125.16m3，從而發(fā)現(xiàn)了百71 井區(qū)白堿灘組油藏。

該區(qū)的沉積環(huán)境與油藏性質(zhì)與已開發(fā)的百21 井區(qū)相似，屬于低孔、特低滲、微孔微細(xì)喉道的差儲層。

1.2.1 研究目的

①明確百71 井區(qū)白堿灘組儲層損害機(jī)理和類型；

②研究制定注水開發(fā)過程中儲層保護(hù)方案與措施，為實(shí)現(xiàn)油藏高效開發(fā)的提供技術(shù)支撐。

1.2.2 研究內(nèi)容

①儲層敏感性礦物組成及類型分析；

②儲層敏感性評價，損害機(jī)理綜合研究；

③注水開發(fā)儲層保護(hù)配套工藝技術(shù)研究應(yīng)用。

1.2.3 技術(shù)路線 開展巖礦分析實(shí)驗(yàn)，搞清楚儲層巖性、物性、孔隙結(jié)構(gòu)等基本參數(shù)和性質(zhì)，并在此基礎(chǔ)上開展敏感性實(shí)驗(yàn)研究，研究制定出儲層保護(hù)及配套工藝措施，并投入現(xiàn)場應(yīng)用，進(jìn)行實(shí)施效果跟蹤。

2 儲層特征研究及敏感性礦物分析

百71 井區(qū)白堿灘組地層在全區(qū)廣泛分布，沉積厚度260m～370m，平均320m，油層主要發(fā)育在T3b22砂層組，T3b23砂層組為次要油層，油層厚度較薄且分散。T3b22砂層組又進(jìn)一步細(xì)分為T3b22-1、T3b22-2，T3b22-1地層厚度從10m～45m 變化，平均厚度30m。T3b22-2地層厚度從15m～45m 變化，平均厚度25.5m。

白堿灘組儲層巖石面孔率普遍較低，儲層孔隙發(fā)育程度差～中等，孔隙類型有粒間溶孔，原生粒間孔，殘余粒間孔，粒內(nèi)溶孔，鑄?？椎龋粌臻g主要為粒間溶孔。根據(jù)3 口取心井的常規(guī)物性分析，孔隙度為3.48%～22.77%，平均為13.85%，氣測滲透率為0.01mD～655mD，平均為4.26mD。為低孔、特低滲的儲層。

白堿灘組油藏油藏原始地層壓力為14.18MPa，壓力系數(shù)0.97，地層溫度為44.24℃，飽和壓力為10.48MPa，地飽壓差為3.70MPa，飽和程度73.91%，屬于正常壓力、溫度系統(tǒng)的未飽和油藏。

2.1 巖性特征 百71 井區(qū)儲層巖性主要為中礫巖、含中礫細(xì)礫巖、砂礫巖，其次為含礫粗砂巖、中砂巖及細(xì)砂巖。礫石成分以凝灰?guī)r為主，凝灰?guī)r含量3%～90%，平均為26.6%，其次為變質(zhì)巖，含量1%～60%，平均為13.3%。砂質(zhì)成分以巖屑為主，巖屑含量2%～67%，平均42.3%，其次為石英、長石，石英含量1%～31.0%，平均9.9%，長石含量0%～26.4%，平均8.6%。巖屑主要以凝灰?guī)r為主（含量0.9%～34.0%，平均28.6%），其次為霏細(xì)巖、變泥巖等。碎屑顆粒以次棱角狀為主，其次為次棱角-次圓狀，分選差，儲層的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均低。

通過3 口取心井（百713、b7112、b711）的含油層段巖心觀察及室內(nèi)薄片鑒定，表明百71 井區(qū)含油層段巖性主要為灰色、深灰色含礫粗砂巖，其次為不等粒小礫巖、中砂巖及細(xì)砂巖。

2.2 敏感性礦物特征 對巖心樣品抽提粒度＜10μm 的粘土礦物進(jìn)行XRD 衍射分析。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，百71 井區(qū)白堿灘組粘土礦物絕對含量為9.0%～24.9%，平均13.7%。粘土礦物以高嶺石為主，含量為59.4%～92.4%，平均73.4%；其次為伊/蒙間層及綠泥石，其中伊/蒙間層含量為3.7%～18.1%，平均9.6%；伊利石含量為0.3%～10.6%，平均5.0%；綠泥石含量為3.6%～16.5%，平均11.0%。

3 儲層敏感性實(shí)驗(yàn)評價

3.1 速敏性實(shí)驗(yàn)評價

速敏評價結(jié)果見表1。

表1 百71 井區(qū)儲層巖心室內(nèi)流速敏感性實(shí)驗(yàn)評價結(jié)果

3.2 水敏性實(shí)驗(yàn)評價

水敏評價結(jié)果見表2。

表2 百71 井區(qū)儲層巖心室內(nèi)水敏感性實(shí)驗(yàn)評價結(jié)果

3.3 酸敏性實(shí)驗(yàn)評價

酸敏評價結(jié)果見表3。

3.4 堿敏性實(shí)驗(yàn)評價

堿敏評價結(jié)果見表4。

3.5 應(yīng)力敏性實(shí)驗(yàn)評價

表3 百71 井區(qū)巖心室內(nèi)酸敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表4 百71 井區(qū)巖心室內(nèi)堿敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

應(yīng)力敏感性評價結(jié)果見表5。

表5 百71 井區(qū)巖心室內(nèi)應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4 儲層保護(hù)工藝技術(shù)對策研究

4.1 藥劑類型及濃度篩選

4.1.1 阻垢劑類型及濃度篩選 結(jié)合在新疆油田阻垢劑應(yīng)用的實(shí)際情況，通過濾膜抽濾法對百71 井區(qū)目前備選的3 種阻垢劑KXSZ-1，W7-21，NME-1 效果進(jìn)行評價。[1]

①儲層溫度下，混合污水產(chǎn)生的總垢量約為100mg/L，當(dāng)加入阻垢劑KXSZ-1 濃度為60mg/L 后，懸浮垢含量從32mg/L 降至6mg/L，沉淀垢含量為0；當(dāng)阻垢劑濃度增至90mg/L 后，懸浮垢含量降至4mg/L，阻垢劑性能較好。

②阻垢劑W7-21 性能不夠穩(wěn)定，相同濃度下，兩次現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)結(jié)果結(jié)果相差近一半，且阻垢效果并未隨著W7-21 濃度加大而有顯著提高。

③通過對比，KXSZ-1 阻垢效果最優(yōu)，最佳濃度為90mg/L。

加入KXSZ-1 后未加阻垢劑前，沉淀垢含量高，細(xì)小的碳酸鈣垢定向、大量附著于蓋玻片上，含量高達(dá)70mg/L，加入60mg/L KXSZ-1 阻垢劑后鈣硬質(zhì)垢含量明顯減少，當(dāng)阻垢劑濃度增至90mg/L 后，已經(jīng)很難在蓋玻片上找到結(jié)晶的鈣質(zhì)沉淀垢[2]。

結(jié)合井區(qū)儲層的實(shí)際情況，考慮到要嚴(yán)格控制注入水中懸浮物含量，推薦使用KXSZ-1，加量為80mg/L-90mg/L。

4.1.2 防膨劑類型及濃度篩選

①離心法評價防膨劑。采用離心法對KCl、TH-1、TH-2 三種防膨劑進(jìn)行評價，從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，當(dāng)TH-1、TH-2 濃度為0.1%時，防膨率極低，均小于5%；當(dāng)將濃度提高至0.5%后，防膨效果明顯改善，超過85%；且TH-2防膨效果優(yōu)于TH-1，當(dāng)TH-2 濃度提高至2%后，防膨率可達(dá)90%以上；無機(jī)鹽KCl 是效果最好的一種，當(dāng)其濃度為6000mg/L（1/2 地層水礦化度）時，防膨率已達(dá)到97%。

②防膨劑性能動態(tài)評價實(shí)驗(yàn)。通過室內(nèi)靜態(tài)評價實(shí)驗(yàn)可以看出，TH-2 和無機(jī)鹽KCl 防膨效果較好。為了更加接近現(xiàn)場實(shí)際情況，通過室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對TH-2 及無機(jī)鹽KCl 的動態(tài)防膨性能進(jìn)行了評價。

4.2 注入工藝參數(shù)的確定

4.2.1 處理半徑 在現(xiàn)場實(shí)際實(shí)施過程中，考慮節(jié)約資金，處理半徑按3.5～5m 進(jìn)行，結(jié)合本區(qū)儲集層的特性，建議處理半徑為4.0m。

4.2.2 注入量及注入工藝 根據(jù)本區(qū)實(shí)際情況，處理半徑R 取4m、孔隙度Ф 取14%、PV，因處理劑的濃度不同而不同；波及系數(shù)取0.65；油層厚度平均為10m。

從前面儲層敏感性評價實(shí)驗(yàn)以及污水與儲集層配伍性實(shí)驗(yàn)研究可知，研究區(qū)儲層低孔特低滲，隨污水注入量不斷的增加，井底向周圍能量擴(kuò)散速度較慢，從而會引起近井地帶憋壓，引起井口壓力上升，視吸水指數(shù)下降，室內(nèi)巖心動態(tài)實(shí)驗(yàn)在注入孔隙體積10PV 后巖心滲透率基本保持穩(wěn)定。因此研究制定出“投注前先期防膨，注水過程中段塞防膨”的注水儲層保護(hù)措施，先期防膨采用“分層、梯度式”實(shí)施工藝、后期注水過程中段塞防膨采用“脈沖式”實(shí)施工藝。[3]①先期分層、梯度式防膨?qū)嵤┕に嚕虎谧⑺^程中段塞脈沖式防膨?qū)嵤┕に嚒?/p>

4.2.3 最大注入壓力 最大注入壓力關(guān)系到油田的最大注水能力，設(shè)計最高注水壓力應(yīng)遵循三個方面的原則：一是工藝允許；二是不超過油層破裂壓力；三是不損害井況。百71 井區(qū)白堿灘組油藏最大注水壓力以該區(qū)平均破裂壓力95%確定。目前國內(nèi)外確定破裂壓力的方法很多，在確定研究區(qū)破裂壓力時，主要采用三種方法：①統(tǒng)計法：根據(jù)相鄰百21 井區(qū)白堿灘組油藏油井實(shí)際壓裂資料統(tǒng)計，地層破裂壓力平均為26.98MPa。②P.A 迪基經(jīng)驗(yàn)公式：計算出地層破裂壓力為25.18MPa。③B.B 威廉計算公式：計算得出破裂壓力為25.88MPa。

綜合以上三種方法計算結(jié)果，本區(qū)油藏破裂壓力取值26.0MPa，依據(jù)注水井最大流壓不超過破裂壓力95%的原則，即注水井井底最高允許壓力為25MPa 左右，考慮到井筒摩阻損失，建議最大井口壓力不要超過12MPa，否則會出現(xiàn)微裂縫。

4.2.4 單井日注水量 根據(jù)儲層巖心室內(nèi)流速敏感性實(shí)驗(yàn)評價結(jié)果表明，百71 井區(qū)白堿灘組儲層實(shí)驗(yàn)流速為0.75 ml/min～1.5ml/min，發(fā)生中等偏弱～強(qiáng)速敏損害。所以結(jié)合本區(qū)實(shí)際情況以及調(diào)研其它油田速敏實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，流速應(yīng)該控制在1.5ml/min 以下。

可以算得，建議單井每米日注水量最高為2.5m3/d.m，避免注水量過大、流速過快造成儲層內(nèi)微粒運(yùn)移，堵塞喉道，損害儲層，影響正常注水?，F(xiàn)場試注也說明這點(diǎn)：初期注水量已經(jīng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過這一數(shù)值，隨著注水時間延長，速敏損害的累積，注水量會明顯下降。

5 現(xiàn)場推廣應(yīng)用情況跟蹤及效果分析

5.1 現(xiàn)場推廣應(yīng)用情況跟蹤 至2013 年2 月底，共計實(shí)施34 井次，其中先期分層、梯度式防膨20 井次，注水過程中段塞脈沖式防膨8 井次。同時在實(shí)施過程中嚴(yán)格控制注水強(qiáng)度和注水壓力：結(jié)合方案實(shí)施后，區(qū)塊含水為50%（方案設(shè)計為10%），單井注水量由12m3/d 優(yōu)化調(diào)整為22m3/d，并控制注水強(qiáng)度、注水壓力以及采液速度。目前實(shí)際注水強(qiáng)度控制為1.25-1.90m3/m·d、注水壓力控制為4.5-11.5MPa、注采比保持在1.0 左右。

5.2 效果分析 百71 井區(qū)白堿灘組油藏實(shí)施儲層保護(hù)措施后，與老區(qū)同投產(chǎn)階段對比，整體上開發(fā)效果優(yōu)于老區(qū)：注入壓力保持穩(wěn)定，吸水狀況良好，動用程度良好，取得了較好的開發(fā)效果。

5.2.1 注水壓力上升速度趨緩 投注18 個月后，老區(qū)注水壓力由6.7MPa 上升到9.2MPa，上升速度為37.31%；新區(qū)注水壓力由7.8MPa 上升到8.4MPa，上升速度為7.69%，上升速度減緩了29.62%。

5.2.2 吸水狀況改善 視吸水指數(shù)：老區(qū)由3.0m3/d.MPa下降至2.6m3/d.MPa；新區(qū)由2.4m3/d.MPa 上升至2.9m3/d.MPa，目前穩(wěn)定在2.8m3/d.MPa，視吸水指數(shù)的變化由下降變?yōu)榉€(wěn)定。

吸水指數(shù)：老區(qū)由3.9m3/d.MPa 下降至3.5m3/d.MPa；新區(qū)由3.1m3/d.MPa 上升至4.7m3/d.MPa，目前穩(wěn)定在4.5m3/d.MPa，吸水指數(shù)的變化由下降變?yōu)樯仙?/p>

特別是2012 年4 月對超前注水試驗(yàn)試注井b7172 進(jìn)行脈沖式防膨處理，防膨前，注入壓力由7.0MPa 逐漸上升到9.5MPa，視吸水指數(shù)由4.3m3/d.MPa 逐漸下降至2.6m3/d.MPa；防膨后，注入壓力穩(wěn)定在9.5MPa 左右，視吸水指數(shù)持續(xù)穩(wěn)定在2.7m3/d.MPa。對比實(shí)施前后效果可以看出，注水井防膨后注入壓力上升速度得到減緩、視吸水指數(shù)持續(xù)穩(wěn)定，防膨取得較好效果。

6 結(jié)論

本文以百71 井區(qū)白堿灘組油藏為研究背景，結(jié)合前期相關(guān)資料，研究分析了儲層特征、儲層敏感性等，制定出適合該區(qū)注水開發(fā)過程中儲層保護(hù)方案與措施，通過論文研究，獲得的認(rèn)識如下：①百71 井區(qū)白堿灘組儲層巖性主要為砂礫巖、含礫粗砂巖，其次為不等粒小礫巖等；粘土礦物（粒徑＜10μm）絕對含量為13.7%，其中高嶺石相對含量平均為73.4%，伊/蒙間層礦物平均含量9.6%，粘土礦物是儲層發(fā)生水敏、速敏的潛在損害源。②開展室內(nèi)試驗(yàn)研究，儲集層具有中等偏弱～強(qiáng)速敏性損害，中等偏強(qiáng)～強(qiáng)水敏損害，中等酸敏損害，無～中等堿敏損害，弱～中等偏弱應(yīng)力敏感損害。③結(jié)合儲層損害機(jī)理，制定并實(shí)施了“先期防膨、早期分注”與“控制注水強(qiáng)度、保持注采平衡”對策措施，形成了先期分層、梯度式防膨與后期注水過程中段塞脈沖式防膨相結(jié)合的工藝技術(shù)，能夠滿足該區(qū)注水開發(fā)儲層保護(hù)需求，現(xiàn)場推廣應(yīng)用后效果顯著。

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