黃新翠　馬下天

摘要：姬塬油田X區(qū)塊長82油藏是典型的特低滲透油藏，平均空氣滲透率為1.73×10-3μm2。研究區(qū)2009年投入注水開發(fā)以來，區(qū)塊平均注水壓力就超過18MPa，且部分注水井長期達(dá)不到配注要求。文章在研究該區(qū)儲(chǔ)層欠注機(jī)理的基礎(chǔ)上，通過現(xiàn)場試驗(yàn)分析了研究區(qū)實(shí)施的多項(xiàng)降壓增注措施效果。

關(guān)鍵詞：欠注機(jī)理；特低滲透；降壓增注；現(xiàn)場試驗(yàn)；油田開采 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

中圖分類號(hào)：TE348 文章編號(hào)：1009-2374（2016）21-0145-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.21.071

姬塬油田X區(qū)為同步注水區(qū)塊，注水井投注初期平均注水壓力為18MPa，后期注水壓力逐步升高，高壓欠注井逐漸增多，地層能量得不到補(bǔ)充，致使注水開發(fā)效果受到影響。分析造成欠注的原因主要為：（1）儲(chǔ)層物性較差是造成研究區(qū)長82油藏高壓欠注的原因之一；（2）由于長時(shí)間注水開采，地層黏土礦物等填隙物堵塞注水通道；（3）研究區(qū)采用污水回注后，注入水主要為延9及侏羅系地層采出水，回注水礦化度高，且含有較高的成垢離子，水質(zhì)不配伍造成地層中CaSO4結(jié)垢加重堵塞地層是研究區(qū)高壓欠注的最主要原因。

本次研究針對(duì)高壓欠注井先后實(shí)施土酸酸化、前置酸壓裂、混合水壓裂3種降壓增注措施，取得了一定的效果，但受儲(chǔ)層物性和注入水水質(zhì)等因素的影響，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天的井僅占12.8%，措施效果不理想。針對(duì)這一現(xiàn)狀，深入開展了研究區(qū)儲(chǔ)層欠注機(jī)理和措施適應(yīng)性的研究，以期能為后期同類儲(chǔ)層注水開發(fā)提供一定的技術(shù)依據(jù)。

1 欠注機(jī)理分析

1.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

長82儲(chǔ)層巖石類型主要為灰色、灰褐色細(xì)-中粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖，碎屑成分成熟度較低，石英含量為27.9%，長石含量為30.6%，巖屑含量30.9%。其中巖屑成分主要為變質(zhì)巖巖屑，其次為火成巖巖屑及沉積巖巖屑，反映出本區(qū)母巖是由早期的變質(zhì)巖組成（圖1）。填隙物總量平均值為10.6%，填隙物成分有綠泥石、水云母、硅質(zhì)、高嶺石、方解石、鐵方解石，其中綠泥石、鐵方解石、硅質(zhì)等成分含量相對(duì)較高（圖2）。由于研究區(qū)儲(chǔ)層石英礦物和硅質(zhì)填隙物含量較高，后期可能存在氫氟酸酸敏，進(jìn)行土酸酸化增注時(shí)，會(huì)產(chǎn)生氟硅酸沉淀，造成儲(chǔ)層二次污染，降低措施有效率。

1.2 儲(chǔ)層物性特征

根據(jù)對(duì)研究區(qū)及周邊延長組長82儲(chǔ)層常規(guī)物性資料分析認(rèn)為，巖石孔隙類型以粒間孔為主，另見少量長石溶孔、巖屑溶孔?？紫抖戎饕植挤秶?.0%～15.0%，平均孔隙度為12.34%，滲透率主要分布范圍為0.05～5.0mD，平均滲透率為1.73mD，為低孔、特低滲儲(chǔ)層，且儲(chǔ)層物性差異較大，非均質(zhì)性較強(qiáng)，相同孔隙度樣品滲透率變化>10倍，表明儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，對(duì)注水開發(fā)極為不利。

1.3 水敏效應(yīng)

根據(jù)研究區(qū)黏土礦物X衍射分析結(jié)果，長82油層巖心中黏土礦物含量偏高，主要成分為綠泥石、伊/蒙間層和伊利石，平均黏土含量為15.1%，部分井黏土礦物含量達(dá)到20%左右。由于綠泥石伊/蒙間層及伊利石均為水敏礦物，隨著后期注入水注入地層后，地層水礦化度不斷降低，這些敏感性礦物會(huì)從層間分開成為自由的片狀顆粒，與水溶液作用產(chǎn)生晶格膨脹或分散堵塞孔喉并引起滲透率下降，導(dǎo)致注水壓力上升，地層吸水能力

下降。

1.4 注入水配伍性分析

通過對(duì)研究區(qū)注入水及水型分析認(rèn)為，研究區(qū)注入水主要分為洛河層位清水、三相分離器處理后水、延9層位采出水、直羅組采出水四種類型。其中注入清水與直4層位的水型為Na2SO4，三相分離器水質(zhì)與長6、長8、延9層位的水型為CaCl2；長6層位水質(zhì)Ca2+含量偏高，為6412.8mg/L，總礦化度為86591.81mg/L；三相分離器水質(zhì)中Ca2+含量在六種實(shí)驗(yàn)水型中最高，為2244.48mg/L。通過室內(nèi)定性實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，各層位水質(zhì)中不含有Ba2+、Sr2+。

通過對(duì)研究區(qū)長82油層采出水與不同類型回注水水型分析認(rèn)為，水中含有大量的成垢陽離子Ca2+、Mg2+，和成垢陰離子SO42-、HCO3-，配伍性試驗(yàn)分析顯示三相分離器水、延9與直羅組水型長82地層水均屬于不配伍水質(zhì)。其中，長82地層水與延9采出水30∶20時(shí)，結(jié)垢量最大，取樣體積為2mL時(shí)，結(jié)垢量高達(dá)320.96mg/L，注水壓力升高快；注入清水與長82層位不同比例水質(zhì)混合后，最大失鈣（鎂）量為70.76mg/L（小于標(biāo)準(zhǔn)的100mg/L），實(shí)驗(yàn)顯示僅產(chǎn)生輕微白色粘壁沉淀，無明顯結(jié)垢趨勢，水型配伍性較好。

2 措施情況及適應(yīng)性評(píng)價(jià)

針對(duì)因高壓造成欠注甚至注不進(jìn)的現(xiàn)象，研究區(qū)先后進(jìn)行了土酸酸化、前置酸壓裂、混合水壓裂3種措施解堵技術(shù)，通過現(xiàn)場試驗(yàn)分析及實(shí)驗(yàn)室分析，得出了解決部分高壓欠注問題的成功經(jīng)驗(yàn)與做法。

2.1 土酸酸化

土酸酸化是水井增注的重要技術(shù)措施之一。多年來砂巖油藏常用土酸酸化，其對(duì)砂巖及其膠結(jié)物等有很強(qiáng)的溶蝕能力，且反應(yīng)速度快。土酸的主要酸液類型是鹽酸和氫氟酸，酸液進(jìn)入地層后，一部分與射孔孔眼和孔喉處的堵塞物（結(jié)垢或機(jī)雜）反應(yīng)；另一部分與地層礦物（長石、黏土礦物、碳酸鹽膠結(jié)物）快速發(fā)生反應(yīng)，有效成分主要消耗在近井地帶。同時(shí)與儲(chǔ)層中的石英礦物緩慢反應(yīng)生成氟硅酸沉淀，鹽酸會(huì)使泥質(zhì)形成膠狀沉淀，對(duì)儲(chǔ)層形成二次污染。

研究區(qū)回注的污水礦化度高，含有較高的（Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-等）成垢離子，同時(shí)水中含有顆粒細(xì)小的分散油滴，在注水開發(fā)中極易形成無機(jī)垢和有機(jī)垢的堵塞。土酸酸化措施初期解堵效果較好，措施后平均壓降1.7MPa，但由于受該區(qū)注水水質(zhì)及儲(chǔ)層中黏土礦物含量高等因素的影響，措施有效期縮短，有效期大于180天的僅8.3%（圖3），措施有效率僅44.4%。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)層泥質(zhì)含量與措施有效期存在明顯的正相關(guān)關(guān)系，當(dāng)泥質(zhì)含量大于16.5%時(shí)，措施有效期明顯縮短，而研究區(qū)平均泥質(zhì)含量18.8%，措施效果不理想（圖4）。

2.2 前置酸壓裂

前置酸壓裂工藝技術(shù)是在泵注壓力大于地層破裂壓力的條件下，壓開地層形成新裂縫或張開地層原有裂縫的一種擠酸工藝。以酸蝕縫面和壓裂支撐劑的雙重作用保持裂縫。二者協(xié)同作用，利于形成長的酸蝕裂縫，主要通過酸液溶蝕提高儲(chǔ)層滲透性、抑制黏土礦物膨脹，提高裂縫導(dǎo)流能力，在解除油水井堵塞的同時(shí)，降低油層破裂壓力。當(dāng)施工結(jié)束后，仍能保持裂縫處于開啟狀態(tài)，進(jìn)而起到了提高注水能力的作用。

由于研究區(qū)儲(chǔ)層致密，平均孔隙度為12.34%，滲透率為1.73mD，滲透率極差大，具有較強(qiáng)的平面非均質(zhì)性，是該區(qū)高壓欠注的主要原因。截至目前，研究區(qū)共實(shí)施前置酸壓裂12井次，與常規(guī)酸化措施相比，降壓增注效率為44.4%～83.3%，降壓幅度為1.7～2.4MPa，措施有效期為78～136天。平均單井日增注5m3，單井降低油壓2.4MPa，累增注達(dá)12930m3，該措施對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層適應(yīng)性較好（圖5）。

2.3 混合水壓裂實(shí)施效果及分析

針對(duì)研究區(qū)部分高壓欠注井多次降壓措施無效的情況，通過低砂比、高液量的混合水壓裂措施大規(guī)模改造儲(chǔ)層，增強(qiáng)裂縫導(dǎo)流能力，以達(dá)到恢復(fù)水井正常注水的目的。2015年試驗(yàn)2井次，措施后注水壓力為15.9～19.7MPa，平均單井日增注9m3，累計(jì)增注753m3。

以Y1井為例，初期油套壓高達(dá)19.3MPa/19.2MPa，2014年實(shí)施酸化增注2井次，措施有效期僅18天，措施無效，2015年7月實(shí)施前置酸壓裂，油套壓未降，措施無效。2015年10月試驗(yàn)混合水壓裂，施工排量5.0m3/min，砂量20m3，砂比10.7%，措施后油壓為12.5～19.8MPa，目前油壓15.6MPa，單井日增注4m3，達(dá)到地質(zhì)配注要求，措施效果較好（圖6）。

3 結(jié)論及建議

研究表明，研究區(qū)高壓欠注的原因主要為：儲(chǔ)層物性較差，平面非均質(zhì)性強(qiáng)；注入水與地層水配伍性較差；措施工藝影響等。其中注入水與地層水配伍性較差是造成高壓欠注的主要因素。

土酸酸化能較好地解除井眼附近的堵塞，但由于土酸與礦物反應(yīng)速度快，作用距離短，易使井壁巖石遭到破壞；二次沉淀對(duì)滲透率產(chǎn)生新的傷害，造成措施見效期短、頻繁措施容易導(dǎo)致剖面吸水狀況惡化，造成相近油井水淹或見水過快。

研究區(qū)前期注入洛河層清水與長82地層水配伍性較好，無明顯結(jié)垢趨勢。后期采用污水回注后，長82地層水與注入污水配伍性較差，需對(duì)回注污水優(yōu)化處理，減少CaCO3結(jié)垢量，有效降低地層堵塞。

針對(duì)儲(chǔ)層致密，部分井多次措施無效井，應(yīng)加大措施強(qiáng)度，選擇混合水壓裂及前置酸壓裂技術(shù)，能有效增加儲(chǔ)層的導(dǎo)流能力是研究區(qū)降壓增注的主要技術(shù)。

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（責(zé)任編輯：秦遜玉）