姬塬油田X區塊長82油藏降壓增注技術適應性評價

黃新翠　馬下天

摘要：姬塬油田X區塊長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2009年投入注水開發以來，區塊平均注水壓力就超過18MPa，且部分注水井長期達不到配注要求。文章在研究該區儲層欠注機理的基礎上，通過現場試驗分析了研究區實施的多項降壓增注措施效果。

關鍵詞：欠注機理；特低滲透；降壓增注；現場試驗；油田開采 文獻標識碼：A

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

姬塬油田X區為同步注水區塊，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，地層能量得不到補充，致使注水開發效果受到影響。分析造成欠注的原因主要為：（1）儲層物性較差是造成研究區長82油藏高壓欠注的原因之一；（2）由于長時間注水開采，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，水質不配伍造成地層中CaSO4結垢加重堵塞地層是研究區高壓欠注的最主要原因。

本次研究針對高壓欠注井先后實施土酸酸化、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，但受儲層物性和注入水水質等因素的影響，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。針對這一現狀，深入開展了研究區儲層欠注機理和措施適應性的研究，以期能為后期同類儲層注水開發提供一定的技術依據。

1 欠注機理分析

1.1 儲層巖石學特征

長82儲層巖石類型主要為灰色、灰褐色細-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巖巖屑，其次為火成巖巖屑及沉積巖巖屑，反映出本區母巖是由早期的變質巖組成（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、高嶺石、方解石、鐵方解石，其中綠泥石、鐵方解石、硅質等成分含量相對較高（圖2）。由于研究區儲層石英礦物和硅質填隙物含量較高，后期可能存在氫氟酸酸敏，進行土酸酸化增注時，會產生氟硅酸沉淀，造成儲層二次污染，降低措施有效率。

1.2 儲層物性特征

根據對研究區及周邊延長組長82儲層常規物性資料分析認為，巖石孔隙類型以粒間孔為主，另見少量長石溶孔、巖屑溶孔。孔隙度主要分布范圍的9.0%～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、特低滲儲層，且儲層物性差異較大，非均質性較強，相同孔隙度樣品滲透率變化>10倍，表明儲層孔隙結構復雜，對注水開發極為不利。

1.3 水敏效應

根據研究區黏土礦物X衍射分析結果，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，這些敏感性礦物會從層間分開成為自由的片狀顆粒，與水溶液作用產生晶格膨脹或分散堵塞孔喉并引起滲透率下降，導致注水壓力上升，地層吸水能力

下降。

1.4 注入水配伍性分析

通過對研究區注入水及水型分析認為，研究區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Na2SO4，三相分離器水質與長6、長8、延9層位的水型為CaCl2；長6層位水質Ca2+含量偏高，為6412.8mg/L，總礦化度為86591.81mg/L；三相分離器水質中Ca2+含量在六種實驗水型中最高，為2244.48mg/L。通過室內定性實驗發現，各層位水質中不含有Ba2+、Sr2+。

通過對研究區長82油層采出水與不同類型回注水水型分析認為，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。其中，長82地層水與延9采出水30∶20時，結垢量最大，取樣體積為2mL時，結垢量高達320.96mg/L，注水壓力升高快；注入清水與長82層位不同比例水質混合后，最大失鈣（鎂）量為70.76mg/L（小于標準的100mg/L），實驗顯示僅產生輕微白色粘壁沉淀，無明顯結垢趨勢，水型配伍性較好。

2 措施情況及適應性評價

針對因高壓造成欠注甚至注不進的現象，研究區先后進行了土酸酸化、前置酸壓裂、混合水壓裂3種措施解堵技術，通過現場試驗分析及實驗室分析，得出了解決部分高壓欠注問題的成功經驗與做法。

2.1 土酸酸化

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

研究區回注的污水礦化度高，含有較高的（Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-等）成垢離子，同時水中含有顆粒細小的分散油滴，在注水開發中極易形成無機垢和有機垢的堵塞。土酸酸化措施初期解堵效果較好，措施后平均壓降1.7MPa，但由于受該區注水水質及儲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%。統計發現，儲層泥質含量與措施有效期存在明顯的正相關關系，當泥質含量大于16.5%時，措施有效期明顯縮短，而研究區平均泥質含量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。二者協同作用，利于形成長的酸蝕裂縫，主要通過酸液溶蝕提高儲層滲透性、抑制黏土礦物膨脹，提高裂縫導流能力，在解除油水井堵塞的同時，降低油層破裂壓力。當施工結束后，仍能保持裂縫處于開啟狀態，進而起到了提高注水能力的作用。

由于研究區儲層致密，平均孔隙度為12.34%，滲透率為1.73mD，滲透率極差大，具有較強的平面非均質性，是該區高壓欠注的主要原因。截至目前，研究區共實施前置酸壓裂12井次，與常規酸化措施相比，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12930m3，該措施對研究區儲層適應性較好（圖5）。

2.3 混合水壓裂實施效果及分析

針對研究區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模改造儲層，增強裂縫導流能力，以達到恢復水井正常注水的目的。2015年試驗2井次，措施后注水壓力為15.9～19.7MPa，平均單井日增注9m3，累計增注753m3。

以Y1井為例，初期油套壓高達19.3MPa/19.2MPa，2014年實施酸化增注2井次，措施有效期僅18天，措施無效，2015年7月實施前置酸壓裂，油套壓未降，措施無效。2015年10月試驗混合水壓裂，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，達到地質配注要求，措施效果較好（圖6）。

3 結論及建議

研究表明，研究區高壓欠注的原因主要為：儲層物性較差，平面非均質性強；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速度快，作用距離短，易使井壁巖石遭到破壞；二次沉淀對滲透率產生新的傷害，造成措施見效期短、頻繁措施容易導致剖面吸水狀況惡化，造成相近油井水淹或見水過快。

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

針對儲層致密，部分井多次措施無效井，應加大措施強度，選擇混合水壓裂及前置酸壓裂技術，能有效增加儲層的導流能力是研究區降壓增注的主要技術。

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（責任編輯：秦遜玉）