百口泉71 井區儲層保護技術研究應用

艾賽提·吾斯曼Aisaiti Wusiman

（克拉瑪依職業技術學院石油工程系，克拉瑪依 833600）

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

1 緒論

1.1 國內外研究現狀 儲層保護研究是油氣田開發過程中的重要技術，是提高油氣勘探開發質量的重要環節，特別是在油田開發過程中，有利于儲層的穩產，增產及油氣資源的最大利用化，直接關系到油田勘探開發的成效。

低滲儲層本身具有物性差，層內、平面非均質性嚴重；孔隙通道半徑小，孔隙曲折性強，孔隙內表層粗糙程度大；特別是儲層流體和巖石接觸以后常會發生物理和化學作用，使儲集層滲透率進一步降低。這類油藏在開發過程中有如下特點：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。低滲透油田在開發過程中主要暴露出地層壓力下降快、能量嚴重不足、油井產量下降快、注水井注水壓力上升快等問題。

1.2 研究目的及技術路線 百71 井區白堿灘組油藏（百21 井區白堿灘擴邊區）位于已探明的百21 井區東北部，發現井為百71 井，該井于1991 年3 月完鉆，2010 年4月通過老井復查，發現百71 井白堿灘組砂層發育，物性較好，在T3b22-2層1437.0m～1421.5m 井段恢復試油，壓裂后機抽獲日產油13.6t，日產水5.22m3，累積產油373.61t，累積產水125.16m3，從而發現了百71 井區白堿灘組油藏。

該區的沉積環境與油藏性質與已開發的百21 井區相似，屬于低孔、特低滲、微孔微細喉道的差儲層。

1.2.1 研究目的

①明確百71 井區白堿灘組儲層損害機理和類型；

②研究制定注水開發過程中儲層保護方案與措施，為實現油藏高效開發的提供技術支撐。

1.2.2 研究內容

①儲層敏感性礦物組成及類型分析；

②儲層敏感性評價，損害機理綜合研究；

③注水開發儲層保護配套工藝技術研究應用。

1.2.3 技術路線 開展巖礦分析實驗，搞清楚儲層巖性、物性、孔隙結構等基本參數和性質，并在此基礎上開展敏感性實驗研究，研究制定出儲層保護及配套工藝措施，并投入現場應用，進行實施效果跟蹤。

2 儲層特征研究及敏感性礦物分析

百71 井區白堿灘組地層在全區廣泛分布，沉積厚度260m～370m，平均320m，油層主要發育在T3b22砂層組，T3b23砂層組為次要油層，油層厚度較薄且分散。T3b22砂層組又進一步細分為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，粒內溶孔，鑄模孔等；儲集空間主要為粒間溶孔。根據3 口取心井的常規物性分析，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、溫度系統的未飽和油藏。

2.1 巖性特征 百71 井區儲層巖性主要為中礫巖、含中礫細礫巖、砂礫巖，其次為含礫粗砂巖、中砂巖及細砂巖。礫石成分以凝灰巖為主，凝灰巖含量3%～90%，平均為26.6%，其次為變質巖，含量1%～60%，平均為13.3%。砂質成分以巖屑為主，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%。巖屑主要以凝灰巖為主（含量0.9%～34.0%，平均28.6%），其次為霏細巖、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構成熟度均低。

通過3 口取心井（百713、b7112、b711）的含油層段巖心觀察及室內薄片鑒定，表明百71 井區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 的粘土礦物進行XRD 衍射分析。由實驗結果可知，百71 井區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 儲層敏感性實驗評價

3.1 速敏性實驗評價

速敏評價結果見表1。

表1 百71 井區儲層巖心室內流速敏感性實驗評價結果

3.2 水敏性實驗評價

水敏評價結果見表2。

表2 百71 井區儲層巖心室內水敏感性實驗評價結果

3.3 酸敏性實驗評價

酸敏評價結果見表3。

3.4 堿敏性實驗評價

堿敏評價結果見表4。

3.5 應力敏性實驗評價

表3 百71 井區巖心室內酸敏感性實驗結果

表4 百71 井區巖心室內堿敏感性實驗結果

應力敏感性評價結果見表5。

表5 百71 井區巖心室內應力敏感性實驗結果

4 儲層保護工藝技術對策研究

4.1 藥劑類型及濃度篩選

4.1.1 阻垢劑類型及濃度篩選 結合在新疆油田阻垢劑應用的實際情況，通過濾膜抽濾法對百71 井區目前備選的3 種阻垢劑KXSZ-1，W7-21，NME-1 效果進行評價。[1]

①儲層溫度下，混合污水產生的總垢量約為100mg/L，當加入阻垢劑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 性能不夠穩定，相同濃度下，兩次現場實驗結果結果相差近一半，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，最佳濃度為90mg/L。

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

結合井區儲層的實際情況，考慮到要嚴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 三種防膨劑進行評價，從實驗結果可以看出，當TH-1、TH-2 濃度為0.1%時，防膨率極低，均小于5%；當將濃度提高至0.5%后，防膨效果明顯改善，超過85%；且TH-2防膨效果優于TH-1，當TH-2 濃度提高至2%后，防膨率可達90%以上；無機鹽KCl 是效果最好的一種，當其濃度為6000mg/L（1/2 地層水礦化度）時，防膨率已達到97%。

②防膨劑性能動態評價實驗。通過室內靜態評價實驗可以看出，TH-2 和無機鹽KCl 防膨效果較好。為了更加接近現場實際情況，通過室內巖心驅替實驗對TH-2 及無機鹽KCl 的動態防膨性能進行了評價。

4.2 注入工藝參數的確定

4.2.1 處理半徑 在現場實際實施過程中，考慮節約資金，處理半徑按3.5～5m 進行，結合本區儲集層的特性，建議處理半徑為4.0m。

4.2.2 注入量及注入工藝 根據本區實際情況，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；波及系數取0.65；油層厚度平均為10m。

從前面儲層敏感性評價實驗以及污水與儲集層配伍性實驗研究可知，研究區儲層低孔特低滲，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，視吸水指數下降，室內巖心動態實驗在注入孔隙體積10PV 后巖心滲透率基本保持穩定。因此研究制定出“投注前先期防膨，注水過程中段塞防膨”的注水儲層保護措施，先期防膨采用“分層、梯度式”實施工藝、后期注水過程中段塞防膨采用“脈沖式”實施工藝。[3]①先期分層、梯度式防膨實施工藝；②注水過程中段塞脈沖式防膨實施工藝。

4.2.3 最大注入壓力 最大注入壓力關系到油田的最大注水能力，設計最高注水壓力應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 井區白堿灘組油藏最大注水壓力以該區平均破裂壓力95%確定。目前國內外確定破裂壓力的方法很多，在確定研究區破裂壓力時，主要采用三種方法：①統計法：根據相鄰百21 井區白堿灘組油藏油井實際壓裂資料統計，地層破裂壓力平均為26.98MPa。②P.A 迪基經驗公式：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果，本區油藏破裂壓力取值26.0MPa，依據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，否則會出現微裂縫。

4.2.4 單井日注水量 根據儲層巖心室內流速敏感性實驗評價結果表明，百71 井區白堿灘組儲層實驗流速為0.75 ml/min～1.5ml/min，發生中等偏弱～強速敏損害。所以結合本區實際情況以及調研其它油田速敏實驗數據，流速應該控制在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微粒運移，堵塞喉道，損害儲層，影響正常注水。現場試注也說明這點：初期注水量已經遠遠超過這一數值，隨著注水時間延長，速敏損害的累積，注水量會明顯下降。

5 現場推廣應用情況跟蹤及效果分析

5.1 現場推廣應用情況跟蹤 至2013 年2 月底，共計實施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。同時在實施過程中嚴格控制注水強度和注水壓力：結合方案實施后，區塊含水為50%（方案設計為10%），單井注水量由12m3/d 優化調整為22m3/d，并控制注水強度、注水壓力以及采液速度。目前實際注水強度控制為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 井區白堿灘組油藏實施儲層保護措施后，與老區同投產階段對比，整體上開發效果優于老區：注入壓力保持穩定，吸水狀況良好，動用程度良好，取得了較好的開發效果。

5.2.1 注水壓力上升速度趨緩 投注18 個月后，老區注水壓力由6.7MPa 上升到9.2MPa，上升速度為37.31%；新區注水壓力由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：老區由3.0m3/d.MPa下降至2.6m3/d.MPa；新區由2.4m3/d.MPa 上升至2.9m3/d.MPa，目前穩定在2.8m3/d.MPa，視吸水指數的變化由下降變為穩定。

吸水指數：老區由3.9m3/d.MPa 下降至3.5m3/d.MPa；新區由3.1m3/d.MPa 上升至4.7m3/d.MPa，目前穩定在4.5m3/d.MPa，吸水指數的變化由下降變為上升。

特別是2012 年4 月對超前注水試驗試注井b7172 進行脈沖式防膨處理，防膨前，注入壓力由7.0MPa 逐漸上升到9.5MPa，視吸水指數由4.3m3/d.MPa 逐漸下降至2.6m3/d.MPa；防膨后，注入壓力穩定在9.5MPa 左右，視吸水指數持續穩定在2.7m3/d.MPa。對比實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、視吸水指數持續穩定，防膨取得較好效果。

6 結論

本文以百71 井區白堿灘組油藏為研究背景，結合前期相關資料，研究分析了儲層特征、儲層敏感性等，制定出適合該區注水開發過程中儲層保護方案與措施，通過論文研究，獲得的認識如下：①百71 井區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%，粘土礦物是儲層發生水敏、速敏的潛在損害源。②開展室內試驗研究，儲集層具有中等偏弱～強速敏性損害，中等偏強～強水敏損害，中等酸敏損害，無～中等堿敏損害，弱～中等偏弱應力敏感損害。③結合儲層損害機理，制定并實施了“先期防膨、早期分注”與“控制注水強度、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合的工藝技術，能夠滿足該區注水開發儲層保護需求，現場推廣應用后效果顯著。

[1]馬春燕.防膨劑注入工藝保護設計[J].油氣田地面工程，2010，29(2):33-34.

[2]張貴才，葛繼江，何小娟等.化學劑防碳酸鈣垢的機理研究進展[J].西安石油大學學報（自然科學版），2005，20(5):59-62.

[3]江建林，岳湘安，高震等.特低滲油藏注水粘土穩定劑及評價方法[J].油氣地質與采收率，2011，18(2):105-107.