G8油藏欠注機理及治理措施研究與實踐

王文剛，張昭君，路存存，賀彤彤

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

G8油藏欠注機理及治理措施研究與實踐

王文剛，張昭君，路存存，賀彤彤

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

本文針對G8油藏隨著注水開發時間的推進，油藏注水欠注井數逐年增加，注水壓力上升速度較快，已達系統上限，嚴重制約了油藏能量的有效補充，導致油藏壓力下降，油井產量下降。通過結合欠注時機、措施增注效果、剖面吸水能力變化分析，深入研究油藏欠注機理，總結出欠注主要原因為儲層物性差、近井地帶堵塞、深部結垢三類，并采取地面納濾脫硫裝置預防，采用“酸化解堵、重復射孔、壓裂增注、提壓增注”等進攻性治理工藝，有效緩解了欠注升級態勢，并為后期的欠注治理提供了技術支撐。

欠注機理；納濾脫硫裝置；酸化解堵；重復射孔；壓裂增注

1 油藏基本現狀

1.1 油藏基本現狀

G83油藏位于陜西省定邊縣境內，主力含油層系長4＋5、長6，主要沉積亞相為三角洲前緣，主要的沉積微相是水下分流河道和分流間灣，水下分流河道沉積的細、粉砂巖是該區的主要儲集層，具有典型的超低滲透油藏特征，注水井吸水能力差，隨著注水時間的延長，注水井欠注甚至注不進現象日益突出，導致油層壓力保持水平低，油井產量下降較快，嚴重制約了周圍油井產能的有效發揮。

1.2 欠注井現狀及影響

目前G8油藏共有欠注井58口，占注水井開井數的34.9%，其中地質原因欠注井46口，日地質配注欠注量511 m3，主要集中在油藏東部；儲層深部結硫酸鋇鍶垢堵塞導致欠注井35口，為主要的地質欠注類型。

因欠注矛盾突出，嚴重制約了油田的穩產開發[1，2]。（1）欠注區域注采壓差增大。對比近年主要欠注區域注采壓差，除西部合采單元略有下降外，油藏東部欠注區注采壓差變大，注水受效程度變差。（2）東部欠注區域能量保持水平下降。受水井欠注影響，地層能量補充不足，油藏東部欠注集中區域能量保持水平出現不同程度下降，對比去年，東南單采長4＋5單元能量保持水平由92.9%下降到89.7%；單采長6單元、東部合采單元長6層能量保持水平分別由69.5%下降到61.3%、69.4%下降到64.6%；影響油藏的高效開發。（3）欠注區域遞減大。通過對比分析欠注區域遞減情況，欠注區域階段遞減為12.7%，較區域整體遞減（7.8%）大4.9%，欠注區域遞減明顯增大。

2 欠注機理研究

結合欠注時機、措施增注效果、剖面吸水能力變化分析，深入研究油藏欠注機理，將G8油藏地質原因欠注井分為儲層物性、近井地帶堵塞、深部結垢三類。

2.1 儲層物性差，吸水能力差

G8油藏油層滲透率主要分布在0.1 mD～5 mD，平均滲透率為0.39 mD～0.40 mD，屬于超低滲油層。儲層物性差，導致注水井投注即注水壓力高欠注。

巖礦特征：G8油藏礦物成熟度高，儲層黏土礦物發育，膠結物含量普遍較高。綠泥石、伊利石含量高是導致本區長4＋5儲層物性變差的主要因素之一。孔隙特征：耿83區油藏儲層孔隙類型以溶孔、溶孔-粒間孔隙為主（見圖1），孔喉半徑細小，面孔率僅為3.04%，從壓汞曲線來看（見圖2），排驅壓力（2.36 MPa）和中值壓力（9.94 MPa）均較高，巖石較致密。儲層敏感性：借用堡子灣區油井的敏感性分析資料，G8油藏油層為弱～中等偏弱水敏、弱速敏。當低鹽度水進入地層后，儲層內流體礦化度大幅降低將減弱砂粒顆粒與高嶺石間的結構力，使膠結不好的高嶺石礦物顆粒分離形成速敏，造成儲層滲透率受到傷害。

圖1 G83井粒間孔、溶孔電鏡示意圖

圖2 G83、G189地區儲層壓汞曲線

2.2 配伍性差，儲層深部結垢

G8油藏長4+5、長6地層水為CaCl2水型，注入水為洛河層水源，水型為Na2SO4型，富含硫酸根離子，通過對地層水和注入水配伍性試驗（60℃）發現，兩種水洗混合后，產生大量的鋇鍶成垢離子（見表1），并隨著時間的推進，結垢量增加，說明注入水與地層水不配伍，存在嚴重的硫酸鋇鍶結垢趨勢，導致注水壓力不斷上升，欠注井增加。

表1 G8油藏長4+5、長6地層水和注入水配伍性試驗結果（60℃）（單位：mg/L）

另外，通過對G8油藏儲層原始與目前電鏡掃描圖（見圖3）對比發現，目前電鏡掃描圖BaSO4、SrSO4等結晶體數量較多、分布較廣，主要填充至原儲層孔隙當中，致使儲層孔隙度下降，滲透能力變差，從而導致水井注入水無法向前推進，注水壓力升高，最終欠注。

圖3 G8油藏儲層原始與目前電鏡掃描圖對比

2.3 近井地帶堵塞

受注入水中雜質及儲層近井地帶顆粒運移等造成注水壓力快速上升，注水量下降，通過采取酸化降壓增注，能有效恢復到正常注水壓力，達到地質配注。（1）采出水回注區域，因為采出水水質機雜、含油、含鐵等超標，造成近井地帶堵塞；（2）化學堵水調剖井，注入化學藥劑在封堵高滲通道的同時將近井地帶堵塞；（3）注清水區域，注水過程中，細小顆粒隨著注入水運移至吼道處堵塞。

3 欠注治理技術應用實踐

依據G8油藏欠注機理的分析研究，根據各類欠注類型，有針對性的開展消欠措施，通過地面的水質預防，以及進攻性消欠措施治理，有效緩解了欠注升級態勢，并為后期的欠注治理提供了技術支撐。

3.1 注入水質凈化技術

針對注入水和地層水不配伍，造成儲層深部結硫酸鋇、硫酸鍶垢堵塞，通過在注水站安裝納濾脫硫裝置，降低注入水中硫酸根離子的含量，可降低地層中硫酸鋇、硫酸鍶垢的形成量，從而緩解欠注持續加劇的態勢。在注水站安裝納濾脫硫裝置投運后，注水站出口硫酸根離子濃度由1 556.56 mg/L下降到13.17 mg/L，注水井平均油壓上升幅度由0.8 MPa/a下降到0.3 MPa/a。

另外，針對受注入水中雜質及儲層近井地帶顆粒運移等造成近井地帶堵塞，通過以“加藥+洗井+段塞擠注”為主體工藝，加藥是對注入水的水質進行凈化處理，確保進入井筒里的水質滿足要求；洗井是及時清理井筒中的雜質，防止隨著注入水一起進入到地層，封堵近井地帶孔吼，造成堵塞；段塞擠注是針對近井地帶因雜質、地帶顆粒造成的近井地帶堵塞，通過段塞擠注，將近井地帶的雜質、地帶顆粒反洗出來，改善近井地帶孔滲性，達到消欠目的。

3.2 欠注井治理技術

針對前面欠注機理的分析，有針對性的對不同原因的欠注井，采用不同的治理技術進行試驗，取得了較好的實施效果。

3.2.1 酸化解堵技術 針對因近井地帶堵塞原因造成的堵塞井，主要采取酸化解堵技術，通過向地層擠入酸液，進而解除地層堵塞。同時針對G83油藏儲層物性差，酸化后酸液返排速度慢，返排液量少，因此當酸液返排時地層中酸液消耗，導致pH值的上升，在近井地帶形成二次沉淀，因此，在酸化施工過程中，采用不排酸酸化工藝，即向地層擠入酸液后，立即轉入注水，把污染物推向地層深部，減小對地層的二次傷害，縮短排液占井時間，提高水井的增注效果。近兩年共治理32井次，平均單井注水壓力下降0.8 MPa，單井日增注15 m3，23口對應油井累積增油635 t，治理效果較好。

3.2.2 重復射孔技術 針對多次酸化治理無效井，因近井地帶酸液無法溶解物質集聚，堵塞炮眼，通過采取符合射孔技術進行重復射孔，復合射孔可以集射孔與高能氣體壓裂于一體，實現對地層射孔和高壓氣體沿炮眼對近井地帶地層壓裂，形成孔縫結合型裂縫體系，改善近井地帶孔滲性。共治理5井次，平均單井注水壓力下降0.6 MPa，單井日增注12 m3，對應7口油井累積增油135 t，治理效果較好。

3.2.3 壓裂增注技術 針對儲層孔滲性差，在轉注初期就嚴重欠注的水井，通過壓裂增注措施，對注水井近井地帶形成孔縫結合型裂縫體系，提高儲層滲流能力，共治理3井次，平均單井注水壓力下降4.6 MPa，單井日增注20 m3，對應5口油井累積增油113 t，治理效果較好。

3.2.4 提壓增注技術 針對因距離注水系統較遠，注水系統壓力損失較多，導致該井組的管壓較低，導致欠注井，在末端井場安裝增壓注水裝置，提高注水系統末端壓力。目前在G8油藏共采用增壓注水裝置3臺，注水管壓可提高2.3 MPa，對應10口井日增注103 m3，對應12口油井累積增油236 t，治理效果較好。

4 結論及認識

（1）通過欠注機理的深入分析，并根據每種欠注類型井，采取有針對性的治理措施，可有效消除欠注問題。

（2）針對注入水和地層水不配伍，通過納濾脫硫裝置減少硫酸根離子，可有效減少結垢量，緩解欠注矛盾。同時，通過以“加藥+洗井+段塞擠注”為主體工藝，提高注入水水質，可有效預防注水井欠注。

（3）酸化解堵、重復射孔、壓裂等進攻性欠注治理技術，是治理欠注井的有效手段，具有很明顯的治理效果。

［1］胡永樂，等.低滲透油氣田開發技術［M］.北京：石油工業出版社，2002.

［2］王道富，李忠興，等.低滲透油藏超前注水理論及其應用［J］.石油學報，2007，28（6）：78-81.

TE357.62

A

1673-5285（2017）10-0031-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.008

2017-08-19

王文剛，2009年畢業于中國地質大學（北京）資源勘查工程專業，現為長慶油田第九采油廠地質研究所油田開發工程師，從事油田開發工作9年。