超低滲油藏注水開發(fā)制約因素綜合分析——以吳起油田白河吳52井區(qū)長8油層為例

樊偉平，吳寶祥，劉大鵬

（延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西 延安 717600）

超低滲透油藏的孔隙復(fù)雜，孔隙顆粒非常細(xì)小，膠結(jié)物含量高，物性很差，造成滲透率很差，同時超低滲透儲層的非均值性強，天然的裂縫發(fā)育，水驅(qū)波及體積很低，造成水驅(qū)油效率也很低，影響了超低滲透油藏的注水開發(fā)效果，所以本文以白河吳52井區(qū)長8 儲層為例，研究超低滲透油藏的注水困難因素，有利于更好，更科學(xué)的開采超低滲透油藏，提高石油采收率。

1 超低滲油藏注水效果影響因素分析

1.1 孔隙結(jié)構(gòu)分析

超低滲透油藏的儲層滲流能力主要是受到儲層孔隙和喉道大小的控制，超低滲透油藏的儲層微觀孔隙非均質(zhì)性在不同程度上受到孔喉比的大小約束，進而制約著水驅(qū)效果，滲透率較低的儲層有著較高的孔喉比，孔隙體積中吼道體積占比較小，注入水僅能夠驅(qū)替與較大吼道連通的孔隙，導(dǎo)致水驅(qū)效果嚴(yán)重下降，注水波及體積嚴(yán)重降低。所以對于低滲透儲層來講，孔喉比較大，孔隙間連通性較差，水驅(qū)效果直接受到可滲流的大吼道制約，水驅(qū)波及體積較小，注水開發(fā)效果較差，從而導(dǎo)致油田采收率很低。

白河吳52井區(qū)長8儲層巖心鑄體薄片鏡下觀察結(jié)果表明，該區(qū)長8 儲層為粉-細(xì)砂巖。石英、巖屑為主要碎屑顆粒，含油少量的云母和長石，巖石顆粒的分選性較差，磨圓度也較差，粉砂質(zhì)為主要的雜基。晶間灰質(zhì)膠結(jié)明顯，亮方解石為主要的膠結(jié)物，有較少的雙晶線、多孔膠結(jié)和晶間長石顆粒填充。粒內(nèi)溶孔為主要的孔隙類型，分布較為廣泛，粒間溶孔夾雜在粒內(nèi)溶孔之間，分布十分分散，溶孔的分布、大小十分不均勻，顆粒溶蝕程度十分不均勻，差異較大，粒內(nèi)可觀察到細(xì)微的微裂縫，微裂縫發(fā)育程度較低。

1.2 潤濕性分析

地層流體的中極性組分占比以及原始巖石的表面性質(zhì)是決定儲層巖石潤濕性的主要影響因素，儲層巖石的潤濕性基本分為三類：親水性、親油性、中性。對于親水性巖石，潤濕相是水，非潤濕相是油；而對于親油性巖石，潤濕相則是油，非潤濕相是水，與親水性巖石完全相反。潤濕相在地層中的分布一般是處于一個比較連續(xù)的狀態(tài)，附著在儲層巖石顆粒的表面和孔壁上，充填著儲層大部分孔隙；非潤濕相則是以一種不連續(xù)的滴狀、塊狀和珠狀等形態(tài)分布在孔道的中心部位。儲層巖石的潤濕性會隨著油田注水開發(fā)的深入發(fā)生變化，一般情況下，儲層原始的潤濕性為偏親油性，二次采油中后期，儲層發(fā)生水淹現(xiàn)象之后，儲層的潤濕性會逐漸變成偏親水性，油田的注水開發(fā)過程，也是儲層含水飽和度變化的過程，含水飽和度不斷增大，儲層巖石的親水性也會逐漸增強。當(dāng)儲層巖石表面為親油性時，原始含水飽和度相對較低，水在儲層中的分布不連續(xù)，但水會充填在較大的孔道當(dāng)中，油雖然分布較廣，而且連續(xù)性較好，但大多占據(jù)的是較小的孔道，從而導(dǎo)致了油相相對滲透率大幅降低，而水相的相對滲透率大幅增高；反之，當(dāng)儲層巖石表面為親水性時，原始含水飽和度相對較高，油在儲層中的分布不連續(xù)，但油會充填在較大的孔道當(dāng)中，水雖然分布較廣，而且連續(xù)性較好，但大多占據(jù)的是較小的孔道，水相相對滲透率大幅降低，而油相的相對滲透率大幅增高。由此可以得出結(jié)論，注水開發(fā)后，儲層巖石潤濕性發(fā)生變化后，相對滲透率油相的增大、水相的減小，相滲圖版中等滲點會向右側(cè)移動。

白河油區(qū)吳52井區(qū)長8儲層的巖心潤濕性實驗研究表明，白河吳52井區(qū)長8 儲層巖心潤濕性為弱親水性，更加有利于油相的滲流，注水開發(fā)可以有效提高油田開發(fā)效率。

表1 吳127 井長8 層巖心潤濕性實驗結(jié)果

1.3 敏感性分析

儲層敏感性研究主要是為了降低隨著油田開發(fā)不斷深入，儲層流體類型、儲層巖石力學(xué)特性、儲層流體分布狀態(tài)等因素發(fā)生變化后，對儲層的滲透率、孔隙的連通性、孔隙結(jié)構(gòu)等制約儲層滲流能力的因素的影響，對于白河油區(qū)吳52井區(qū)長8 儲層的敏感性分析主要類型有酸敏分析、速敏分析、水敏分析、鹽敏分析、賈敏分析。

酸敏分析：酸化壓裂是鄂爾多斯盆地延長組下組合油層措施增產(chǎn)的重要手段之一，儲層如果存在著一定程度的酸敏性，在酸化壓裂過程中就要考慮到壓裂酸的類型與儲層流體、巖石的配伍性,否則通過酸化壓裂不但不能起到改善儲層滲流能力的作用，反而會大幅降低儲層原本的導(dǎo)流能力，造成儲層傷害，最終使油井停產(chǎn)。通過研究區(qū)巖心的酸敏實驗，可以為優(yōu)選酸化壓裂的酸液配方提供理論依據(jù)，白河油區(qū)吳52井區(qū)長8 巖心酸敏實驗表明，該區(qū)長8 儲層為弱酸敏性，通過壓裂改造可以有效提高儲層近井地帶導(dǎo)流能力，酸化后有效改善儲層的滲透率。

鹽敏分析：注水開發(fā)是油田開發(fā)提高采收率和采油速度的重要方法，注入水的礦化度和儲層水的礦化度有所不同，研究儲層的鹽敏性，對于確定油田注入水水質(zhì)有一定指導(dǎo)意義，儲層流體礦化度下降后，黏土礦物晶層會產(chǎn)生擴張、增大現(xiàn)象，導(dǎo)致黏土礦物膨脹，致使儲層滲透率大幅下降。通過儲層巖心鹽敏分析實驗，尋找到會導(dǎo)致儲層滲流能力嚴(yán)重下降的臨界點，即為臨界鹽度或臨界礦化度。研究區(qū)長8 儲層巖心鹽敏實驗結(jié)果表明，該區(qū)長8儲層為中等偏弱鹽敏性，臨界礦化度為3 000 mg·L-1左右，注入水水質(zhì)礦化度應(yīng)高于臨界礦化度，才能有效避免鹽敏效應(yīng)。

表2 白河油區(qū)長8 儲層巖心酸敏實驗結(jié)果表

圖1 鹽敏實驗曲線

速敏分析：在油田開發(fā)過程中，注采速度不同會導(dǎo)致儲層流體的流速不同，較大的注采速度會導(dǎo)致儲層巖石膠結(jié)物、黏土和微粒發(fā)生運移，堵塞滲流通道，導(dǎo)致儲層滲透率變差，而且這類儲層傷害是不可逆的，超低滲油藏中速敏效應(yīng)影響更加嚴(yán)重，合理的注采速度是影響超低滲油田注水開發(fā)效果的因素之一。通過巖心速敏實驗，可以確定油田合理的注采速度，尋找到儲層巖石臨界速度，判斷油田開發(fā)的合理驅(qū)替壓差。研究區(qū)長8 儲層巖心速敏實驗結(jié)果表明，該區(qū)長8 儲層中等偏弱速敏性，臨界的驅(qū)替壓差為5～7 MPa，儲層速敏指數(shù)為0.465 6。

水敏分析：儲層水敏性主要取決于兩個方面，一方面是儲層巖石的黏土礦物含量，黏土礦物含量越高的儲層，越容易發(fā)生水敏效應(yīng)，導(dǎo)致儲層滲透率下降；另一方面是注入水的礦化度和配伍性，和地層流體配伍性約差的注入水會導(dǎo)致更加嚴(yán)重的巖石黏土膨脹、分散、運移，導(dǎo)致儲層的滲透率下降。

圖2 流速-驅(qū)替壓差關(guān)系曲線

圖3 速敏曲線

通過白河油區(qū)吳52井區(qū)長8儲層巖心的全巖實驗結(jié)果和黏土礦物分析結(jié)果，可以看出長8 儲層黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20%，利用酸化壓裂的工藝可以有效改善儲層的滲流能力，但黏土礦物中伊蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)61%左右，充分說明，在注水開發(fā)過程中存在著水敏效應(yīng)的風(fēng)險，儲層更易于水化膨脹，導(dǎo)致微粒分散、運移，造成儲層敏感性傷害。

表3 白河吳52井區(qū)長8 儲層巖心全巖分析結(jié)果

表4 白河吳52井區(qū)長8 儲層巖心黏土礦物分析結(jié)果

通過原始礦化度地層水、50%礦化度地層水和蒸餾水三種不同流體流過巖心，檢測巖心滲透率變化情況，確定儲層巖石的水敏性。研究區(qū)長8 儲層水敏實驗結(jié)果表明，該區(qū)長8 儲層中等偏弱水敏，水敏指數(shù)為0.313 7。

表4 巖心水敏實驗結(jié)果表

賈敏分析：在超低滲透砂巖油田開發(fā)過程中，隨著油田綜合含水不斷升高，油井近井地帶的地層溫度會不斷降低，儲層巖石潤濕相發(fā)生變化，產(chǎn)生大量的分散油珠，油水界面張力增大，產(chǎn)生嚴(yán)重的賈敏效應(yīng)，導(dǎo)致油田注水開發(fā)效果變差。

綜上所述，白河油區(qū)吳52井區(qū)長8 儲層敏感性為弱酸敏，速敏、水敏、鹽敏均為中等偏弱，臨界礦化度在2 000 mg·L-1左右，臨界驅(qū)替壓差為5～7 MPa。

1.4 注入水的配伍性分析

注水開發(fā)是超低滲油田提高采收率的重要方法，超低滲油田具有孔隙度小、滲透率低、儲層非均質(zhì)性強等特點，注水水質(zhì)與地層配伍,水質(zhì)達(dá)標(biāo)是增注措施實施的前提。如果注水水質(zhì)與地層流體配伍性較差，就會導(dǎo)致儲層的滲流能力嚴(yán)重下降，而且對超低滲透儲層的傷害會更加嚴(yán)重，往往這些儲層傷害是不可逆的，直接影響到油田注水開發(fā)效果。所以，對于超低滲透油田注水開發(fā)前，必須開展注入水的配伍性分析，確定注入水水質(zhì)和水源。

根據(jù)研究區(qū)未加藥注入水、加藥注入水和地層水全分析數(shù)據(jù)，地層水和未加藥注入水中Fe3+含量較高，對套管和管路的腐蝕會比較嚴(yán)重，在注水開發(fā)過程中應(yīng)注意防腐，加入防腐劑。地層水的礦化度為27.2×103mg·L-1，注入水的礦化度在（3～4）×103mg·L-1，注入水的礦化度偏低，且儲層黏土礦物含量為20%，應(yīng)在注水過程中加入防膨劑，避免造成水敏效應(yīng)，影響注水開發(fā)效果。

表6 加藥前后水質(zhì)檢測結(jié)果表

通過地層水和無加藥注入水配伍性實驗數(shù)據(jù)分析，研究結(jié)果表明地層水和未加藥注入水比例為6∶4 時，濁度為872.7NUT,可能存在結(jié)垢現(xiàn)象。

圖4 地層水與無加藥注入水不同配比下濁度值曲線

通過地層水和加藥注入水配伍性實驗數(shù)據(jù)分析，研究結(jié)果表明地層水和未加藥注入水比例為4∶6 和7∶3 時，濁度為623.6 NUT 和1 023 NUT,可能存在結(jié)垢現(xiàn)象。

1.5 啟動壓力梯度分析

超低滲透油藏地層流體滲流速度較慢，低速的非達(dá)西滲流普遍認(rèn)為存在著一定的初始啟動壓力梯度，只有在驅(qū)替壓力高于啟動壓力梯度時，地層流體才會開始滲流。通過對巖心驅(qū)替壓力和流速的監(jiān)測實驗，可以得到驅(qū)替壓力和流速的相關(guān)性，經(jīng)過線性擬合可以得出一個初始的啟動壓力梯度。在注水開發(fā)過程中，只有在驅(qū)替壓力達(dá)到啟動壓力梯度后，注水開發(fā)驅(qū)替才會有效果，確定啟動壓力梯度對于油田注水開發(fā)十分重要。

用直線回歸法確定啟動壓力梯度影響因素較多，實驗精度、儲層敏感性、孔隙變形等多種因素都可能造成回歸的曲線偏離坐標(biāo)原點，造成啟動壓力梯度存在的假象。

壓力平衡法測量啟動壓力梯度比較直觀。研究區(qū)長8 儲層滲流實驗過程用的巖心滲透率普遍較低，得到的啟動壓力梯度較高。

表7 研究區(qū)長8 儲層滲流啟動壓力梯度結(jié)果表

1.6 壓敏分析

白河油區(qū)吳52井區(qū)長8 儲層屬于超低滲儲層，儲層內(nèi)微裂縫發(fā)育較差，滲透率低，在油田開發(fā)過程中，注水井生產(chǎn)時會產(chǎn)生近井帶超壓區(qū)，越靠近井底位置壓力越高。通過研究分析，超低滲透儲層隨著壓力的升高，滲透率會大幅下降，天然微裂縫一定程度上閉合，導(dǎo)致儲層導(dǎo)流能力嚴(yán)重下降。此時儲層就產(chǎn)生了壓敏效應(yīng)，壓敏效應(yīng)導(dǎo)致的滲透率降低是不能隨著壓力降低而恢復(fù)的，這種儲層傷害是不可逆的，對油田注水開發(fā)效果帶來一定影響。

超低滲儲層壓敏效應(yīng)較強，在注水開發(fā)過程中，可以考慮周期注水，利用地層的滲吸作用，增大注水波及體積，有效平衡近井帶驅(qū)替壓力，降低壓敏效應(yīng)產(chǎn)生的近井帶滲透率變差，從而達(dá)到提高注水開發(fā)效果的目的。

2 注水困難綜合分析及增注建議

2.1 白河吳52井區(qū)的注水影響因素分析

通過對白河油區(qū)吳52井區(qū)長8儲層注水效果影響因素研究，分析得出：白河吳52井區(qū)的注水開發(fā)存在影響的因素主要為以下幾點。

1）白河吳52井區(qū)長8 儲層巖石組分中黏土礦物總量為20%，其中伊蒙混層含量高達(dá)61%左右，而且地層水和注入水礦化度差異較大，存在一定程度的水敏效應(yīng)和鹽敏效應(yīng)，在注水開發(fā)過程中應(yīng)在注入水中加入適量的防膨劑，降低水敏效應(yīng)和鹽敏效應(yīng)引起的黏土膨脹、分散、運移，從而達(dá)到提高注水開發(fā)效果的目的。

2）由敏感性分析實驗總結(jié)出：研究區(qū)長8 儲層敏感性為弱酸敏，水敏、鹽敏、速敏均為中等偏弱，臨界礦化度為2×103mg·L-1左右，臨界驅(qū)替壓差為5～7 MPa。弱酸敏性說明酸化壓裂工藝對長8 儲層的措施改造和提高近井帶儲層導(dǎo)流能力有較大幫助，通過酸化壓裂可以有效提高注水效果，增大地層吸水能力，解決地層堵塞導(dǎo)致達(dá)不到配注的問題。

3）通過地層水的全分析，發(fā)現(xiàn)地層水中Fe3+含量較高，可能會導(dǎo)致管線和套管腐蝕現(xiàn)象，在注水過程中應(yīng)加入適量的防腐劑，降低注水管線和套管的腐蝕。

4）通過注入水水質(zhì)配伍性研究，發(fā)現(xiàn)地層水與不加藥注入水在6∶4 的體積比下可能會出現(xiàn)結(jié)垢現(xiàn)象；地層水與加藥注入水在4∶6 和7∶3 的體積比下也可能出現(xiàn)結(jié)垢現(xiàn)象。應(yīng)在注水過程中加入適量的阻垢劑，防止結(jié)垢導(dǎo)致儲層損害，影響注水開發(fā)效果。

5）研究區(qū)長8 儲層具有較高的啟動壓力梯度，隨著注水開發(fā)深入，潤濕相的變化、壓敏效用等因素嚴(yán)重制約著白河吳52井區(qū)長8儲層的注水開發(fā)效果。

2.2 白河吳52井區(qū)長8 儲層增注建議

對于白河吳52井區(qū)長8油藏的注水的各種影響因素，建議采用酸化壓裂工藝、超前注水技術(shù)、周期注水等技術(shù)提高注水開發(fā)效果，從而達(dá)到提高采收率的目的。

超前注水可以有效提高地層原始壓力系數(shù)，使地層壓力保持在較高水平，降低因地層壓力降低導(dǎo)致的滲透率損害，較高的地層壓力也可使原始狀態(tài)下部分閉合的微裂縫重新張開，達(dá)到提高儲層物性的目的。

周期注水可以有效利用地層的滲吸能力，降低壓敏效應(yīng)帶來的儲層損害，通過周期注水，可以增加注水波及體積，提高水驅(qū)動用程度，最終達(dá)到提高采收率的目的。

3 結(jié)論

1）白河吳52井區(qū)長8 油層超低滲透率油藏物性很差，黏土礦物含量較高，具有較高的啟動壓力梯度，地層水礦化度與注入水礦化度差異較大，水敏效應(yīng)和鹽敏效應(yīng)中等偏弱，但敏感性引起的儲層損害不可逆，從而導(dǎo)致白河吳52井區(qū)長8油藏欠注。

2）研究區(qū)長8 儲層孔隙類型基本上是粒內(nèi)溶孔，少量粒間溶孔。從巖心的分析中可以看出酸化壓裂有利于提高儲層滲透率，是提高注水開發(fā)效果的有效方法之一。

3）通過潤濕性實驗可以看出，研究區(qū)長8 儲層的潤濕性為弱親水性，利用注水開發(fā)可以有效提高采收率。

4）通過敏感性分析研究區(qū)長8 儲層敏感性為弱酸敏，鹽敏、速敏、水敏均為中等偏弱，臨界礦化度在2×103mg·L-1左右，臨界驅(qū)替壓差為5～7 MPa。

5）當(dāng)?shù)貙铀c未加藥注入水配比在6∶4 時，會產(chǎn)生不配伍性；當(dāng)?shù)貙铀c加藥注入水配比在4∶6 和7∶3 時，會產(chǎn)生不配伍性。

6）針對白河吳52井區(qū)長8 油藏注水的各種影響因素，建議采用超前注水技術(shù)、酸化壓裂工藝和周期注水技術(shù)提高注水開發(fā)效果。