姬塬油田耿271區(qū)長(zhǎng)8油藏注水傷害機(jī)理研究

同 松，張威娜，俞治學(xué)，張永德

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田耿271區(qū)長(zhǎng)8油藏位于陜西省定邊縣堡子灣鄉(xiāng)境內(nèi)，含油面積28.73 km2，探明儲(chǔ)量1 353.6×104t，主體帶砂體厚度大于15 m，平均油層中部深度2 593 m，平均孔隙度 8.66%，平均滲透率 0.38×10-3μm2。2011年采用反九點(diǎn)面積注水井網(wǎng)注水開發(fā)。目前油井開井?dāng)?shù)346口，日產(chǎn)油水平459 t，綜合含水率21.4%，地層壓力保持水平86.7%。注水井目前開井?dāng)?shù)119口，日注水水平2 394 m3。據(jù)統(tǒng)計(jì)，注水壓力小于15 MPa的注水井僅占總注水井?dāng)?shù)的36%，注水壓力超過(guò)21 MPa的注水井24口，占比高達(dá)16%，高壓欠注現(xiàn)象嚴(yán)重。

從對(duì)比分析長(zhǎng)慶油田其它同類型油藏儲(chǔ)層物性、注入水與地層水配伍性及注入水水質(zhì)等影響因素入手，判斷姬塬油田耿271區(qū)長(zhǎng)8油藏注水傷害機(jī)理、為正確“消欠”工藝提供理論依據(jù)是本文的主要目的。

1 長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖性特征分析

長(zhǎng)8儲(chǔ)層為細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，巖石結(jié)構(gòu)成熟度低，磨圓度為次棱角狀，顆粒支撐，線性接觸，膠結(jié)類型為薄膜～孔隙式膠結(jié)。

長(zhǎng)8儲(chǔ)層具有明顯的特低滲儲(chǔ)層物性特征，平均滲透率為0.95×10-3μm2，平均孔隙度10.20%。耿271區(qū)長(zhǎng)8油藏平均滲透率僅為0.38×10-3μm2，平均孔隙度為8.66%，與西峰、白豹、鎮(zhèn)北等儲(chǔ)層相比，物性更差（見表 1）。

表1 長(zhǎng)8儲(chǔ)層常規(guī)物性數(shù)據(jù)

長(zhǎng)8儲(chǔ)集砂巖的填隙物主要有高嶺石、鐵方解石、綠泥石、水云母等。統(tǒng)計(jì)分析長(zhǎng)8油藏的填隙物含量與滲透率關(guān)系可知：儲(chǔ)層填隙物含量越高，其滲透率相對(duì)較低（見圖1）。

圖1 長(zhǎng)8儲(chǔ)層填隙物含量與滲透率關(guān)系

耿271區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)集砂巖填隙物含量13.78%，其中高嶺石含量2.74%，與西峰、白豹、鎮(zhèn)北、馬嶺相比，僅略低于白豹地區(qū)（見圖2），不利于注水開發(fā)，對(duì)滲透率有不利影響。

圖2 長(zhǎng)8儲(chǔ)層填隙物含量對(duì)比圖

2 長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙類型分析

長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙類型主要為粒間孔，其次為長(zhǎng)石、巖屑溶孔。與西峰、白豹、鎮(zhèn)北、馬嶺等地區(qū)相比，耿271區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層面孔率低，平均孔徑較小，孔隙結(jié)構(gòu)為小孔～微細(xì)喉型，排驅(qū)壓力高（1.34 MPa），平均中值半徑0.14 μm。分析壓汞曲線，相比西峰油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層，耿271區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔喉分選性較差（見圖3、圖4）。

圖3 耿271區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層壓汞曲線

圖4 西峰油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層壓汞曲線

3 長(zhǎng)8儲(chǔ)層敏感性分析

統(tǒng)計(jì)分析長(zhǎng)8儲(chǔ)層敏感性礦物（見圖5）可知：耿271區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層高嶺石礦物含量較高，其次是綠泥石和伊利石，伊/蒙間層含量較低。西峰、鎮(zhèn)北、馬嶺等長(zhǎng)8儲(chǔ)層綠泥石、伊/蒙間層含量明顯偏高。

圖5 長(zhǎng)8儲(chǔ)層敏感性礦物含量對(duì)比

分析統(tǒng)計(jì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層敏感性（見表2）：耿271區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層屬中等～弱水敏、中等偏弱～弱速敏、改善～弱酸敏、弱鹽敏、中等～弱堿敏；儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，孔隙細(xì)微，敏感性對(duì)儲(chǔ)層傷害有一定影響，對(duì)注水壓力快速升高的注水區(qū)域和常規(guī)酸化無(wú)效的區(qū)域影響較大。

4 長(zhǎng)8注水地層水質(zhì)配伍性分析

統(tǒng)計(jì)各區(qū)注入水水質(zhì)，注入水礦化度沿耿271區(qū)-馬嶺-華慶-西峰方向逐漸較低，介于5.1～1.4 g/L之間，水型為Na2SO4型，注入水SO42-含量介于1 710～433 mg/L，其中以耿271區(qū)注入水SO42-含量最高。

長(zhǎng)8地層水礦化度普遍較高，水中富含Ca2+、Ba2+等成垢離子，水型為CaCl2型，地層水Ba2+含量介于2 180～709 mg/L。長(zhǎng)8油藏注水地層普遍存在較為嚴(yán)重的BaSO4結(jié)垢。耿271區(qū)長(zhǎng)8地層水中Ca2+、Ba2+含量及礦化度明顯高于其它地區(qū)，其注水地層BaSO4結(jié)垢較其它地區(qū)嚴(yán)重（見表3）。

5 注水系統(tǒng)水質(zhì)狀況分析

耿271區(qū)注入水中機(jī)雜含量偏高、粒徑較大，井口水質(zhì)不能滿足水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)要求，其它地區(qū)清水水質(zhì)保持較好，基本滿足水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)要求（見表4）。同時(shí)，耿271區(qū)、西峰油田采出水處理效果較差，主要表現(xiàn)為處理后的水質(zhì)機(jī)雜含量高、粒徑大，容易產(chǎn)生端面堵塞，難以滿足采出水回注水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)要求（見表5）。

6 討論

（1）耿271區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層物性差是造成投注初期注水壓力普遍偏高的主要原因。

（2）注入水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)，機(jī)雜含量高、粒徑大造成端面堵塞效應(yīng)導(dǎo)致注水壓力快速升高。

表2 長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙類型及含量對(duì)比表

表3 長(zhǎng)8儲(chǔ)層敏感性分析結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

表4 長(zhǎng)8油藏注水地層配伍性數(shù)據(jù)表

表5 姬塬、隴東油田部分站點(diǎn)清水水質(zhì)檢測(cè)數(shù)據(jù)

表6 姬塬、隴東油田部分站點(diǎn)采出水水質(zhì)檢測(cè)數(shù)據(jù)

（3）耿271區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層粘土含量高，填隙物中高嶺石、伊/蒙混層礦物含量較高，注水開發(fā)過(guò)程易造成水敏、速敏傷害。

（4）耿271區(qū)長(zhǎng)8注水儲(chǔ)層存在較嚴(yán)重的BaSO4結(jié)垢現(xiàn)象，且貫穿整個(gè)注水開發(fā)過(guò)程。地層結(jié)垢對(duì)儲(chǔ)層滲透率的傷害將造成注水開發(fā)后注水壓力持續(xù)升高。