姬塬油田超低滲透油藏欠注機理研究

金紹臣，胥中義，張 維，張棟梁，陳春坤，路存存

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田超低滲透油藏屬典型的多油層疊合發育油藏，主要發育長4+5、長6 層，近年隨著注水開發時間的不斷延長，開發中欠注井增多，且多次治理無效矛盾日益突出。油藏累計欠注井83 口，目前欠注井50口，平均注水壓力19.8 MPa，日欠注量770 m3，其中20口井多次治理無效。生產急需深入認識油藏儲層的微觀變化規律，研究注水井欠注機理，從而解決目前姬塬油田注水井欠注、注水壓力高、欠注治理無效的問題，并為此類超低滲透油藏欠注治理提供技術支撐。

1 儲層物性差吸水能力弱

1.1 儲層物性特征

巖石類型以極細-細長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，礦物成分成熟度非常低，分選性好，磨圓度為次棱角狀。石英含量較多，導致酸化增注時，產生氟硅酸沉淀，造成儲層二次污染[1]。儲層整體孔隙發育差，石英次生加大常見（見圖1）。長4+5 儲層平均面孔率5.5 %，長6 儲層平均面孔率6.9 %。長4+5、長6 儲層的最大粒徑0.23 μm。砂巖的儲集和滲透能力主要依賴于基質孔隙與喉道，而不均勻的層理縫、層間縫及微裂縫對改善儲層的孔隙和滲透率貢獻相對有限[2]，孔隙度10 %～14 %，滲透率1 mD～5 mD，整體物性較差。儲層致密、滲流能力差，是造成該區注水過程中注水困難、注水井欠注的直接原因。

圖1 儲層物性鑄體薄片、掃描電鏡示意圖

1.2 黏土礦物特征

X 衍射分析表明黏土礦物主要為高嶺石，其次為綠泥石和伊利石，少量的伊/蒙間層（見表1）。黏土礦物產狀主要分為薄膜式、搭橋式和分散質點三種，高嶺石分布在粒間，少量在顆粒表面，綠泥石多以薄膜狀膠結形式出現，伊利石填充于粒間。

表1 姬塬油田超低滲透油藏儲層X 衍射黏土分析數據表

1.3 儲層敏感性特征

研究區速敏程度為弱速敏；水敏程度為弱水敏；鹽敏程度為弱鹽敏；酸敏損害中等偏弱到中等偏強；應力損害中等偏弱（見表2）。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、綠泥石間的結構力，使膠結不好的黏土礦物顆粒分離運移，堵塞孔喉[3]。同時由于酸敏導致酸化效果不佳，有效期短，敏感性是注水井欠注的原因之一。

表2 姬塬油田超低滲透油藏儲層敏感性實驗統計表

2 地層水配伍性差，儲層易結垢

該區塊注入水為洛河層水源，Na2SO4水型，水中富含SO42-等成垢離子，地層水為CaCl2水型，水中富含Ca2+、Ba2+、Sr2+等成垢離子。

通過不同配比下配伍性實驗表明，各配比情況下都存在明顯結垢現象，隨著地層水水樣比例的增大，結垢量增加。結垢類型以硫酸鋇鍶垢沉淀為主，不含碳酸鹽成分，沉淀物易堵塞孔隙喉道（見表3）。

表3 注入水與采出地層水配伍性結果

3 礦物顆粒運移導致儲層堵塞

通過室內水驅油實驗，測定黏土礦物組分并通過CT 掃描圖像對比分析。水驅實驗后黏土礦物的絕對含量明顯減少，表明有部分黏土礦物發生運移，隨液體流出了巖心[4]，黏土含量變化情況（見表4）。平均黏土礦物總量由實驗前的6.08 %降至水驅實驗后的4.49 %，下降幅度26.15 %，伊利石、高嶺石、綠泥石和伊/蒙混層平均下降幅度分別為43.95 %、31.96 %、21.19 %、30.61 %。

表4 水驅前后黏土礦物絕對含量數據表

CT 掃描結果顯示水驅后喉道兩側巖石顆粒破裂，與原礦物脫離，注入前端喉道得到了擴大，注入后端受顆粒機械搬運聚集影響[5]，喉道堵塞（見圖2、圖3）。因此在注水開發過程中，要控制注水速度，減小速敏影響。

4 結論與認識

（1）姬塬地區超低滲透油藏儲層物性差是導致該區欠注井多，治理困難的直接原因。

（2）注入水與地層水配伍性差，造成儲層結垢嚴重是導致欠注的原因之一。

（3）水驅實驗后黏土礦物的絕對含量明顯減少，表明有部分黏土礦物發生運移，同時CT 掃描結果顯示巖心喉道變小，并有顆粒堆積造成一定程度的儲層傷害。

圖2 L62-9 巖心水驅油前后CT 掃描對比圖片

圖3 LC62-12 巖心水驅油前后CT 掃描對比圖片

（4）注水開發過程中礦物顆粒機械搬運與聚積作用對儲層的傷害不容小覷，需控制注水速度，減小速敏影響。