低孔低滲油藏分級溶蝕增注技術礦場實踐

鄭 勇

中國石化勝利油田分公司現河采油廠

0 引言

現河低滲油藏構造上位于東營凹陷中央隆起帶西段以及牛莊洼陷，埋藏深，主要含油層系為沙三段，儲層物性差，滲透率低(1～50 mD)，孔喉半徑小(1.4～3.5 μm)，平面及縱向非均質性嚴重，導致低滲油藏整體欠注嚴重，特別是對于物性相對較差的低孔低滲區域，受儲層條件、黏土礦物組分、潤濕性、儲層流體性質等因素影響[1- 3]，長期欠注無有效增注手段，造成儲量難以動用。近年來行業內對于酸化增注的研究主要以酸液體系的配方為主[4- 6]，國內外一些專家先后提出了不同類型的緩速酸液體系，建立了相應的酸化模型[7]，增注工藝技術方面很多油田也相應地提出了一些酸化工藝技術的應用新模式[8- 9]，諸如注水井連續注入酸化技術[10]、一步代多步的酸化等增注技術，可以實現物性相對較好儲層的增注解堵，但對于低孔低滲儲層增注仍舊沒有突破性進展[11]。本文主要針對現河某典型低滲單元為研究對象，開展了分級溶蝕增注技術的研究及礦場實踐，取得了增注技術突破，實現了低孔低滲油藏水驅有效動用。

1 技術研究背景

低滲油藏具有典型的非達西滲流特點，滲透率與平均孔喉半徑呈正相關，從巖心微觀孔隙的滲透率關系發現，滲透率差異主要受吼道半徑影響。R單元為典型滑塌濁積巖性砂巖低滲油藏，儲層平面物性差異大，區域差異明顯，以同層核部區域A井、扇中區域E井及扇緣區域F井巖心為研究對象，開展三維巖心數字測試研究，見圖1～圖3。

圖1 A井巖心三維掃描

圖2 E井巖心三維掃描

圖3 F井巖心三維掃描

圖中標注顏色部分為巖心孔隙，不同顏色的孔隙之間不連通，其中A井孔隙連通性最好，位于油藏核部區域，連通孔隙分布均勻；F井的孔隙連通性最差，位于油藏邊部，孔隙不發育，分布不均勻，彼此不連通。

不同區域3口井巖心三維數字掃描數據見表1。從表1可知，地層孔隙度接近，因連通性不同，導致滲透率差異大。

表1 不同區域3口井巖心三維數字掃描數據表

通過以上認識，進一步明確了孔喉半徑小、孔隙聯通狀況差是影響吸水能力的主要原因。在常規酸化增注技術理論體系的指導下，結合儲層黏土礦物構成，文章針對物性較差的低孔低滲儲層，提出了分級溶蝕的增注技術。

2 室內評價研究

2.1 分級溶蝕增注技術原理

該技術能夠擴大孔喉、增進孔喉連通。根據儲層物性特點，以巖石黏土礦物構成為基礎，結合孔喉分布狀況及孔喉處黏土礦物分布構成，優化不同酸液體系，分級注入針對性較強的酸液體系，由孔喉內部向外逐級溶蝕，實現擴大孔喉、提高滲流通道、增進孔喉連通的目的。本文以R單元不同區域巖心為研究對象，開展室內實驗評價研究。

2.2 礦物組分構成分析

巖心黏土礦物組分一般以綠泥石、高嶺石、伊利石、蒙脫石為主。為明確區域差異性，針對R單元A井、E井、F井同層巖心進行X-RD射線衍射分析，三口井巖心黏土礦物含量存在一定差異，其中高嶺石、綠泥石、伊利石差異較大(表2)。

表2 黏土礦物分析結果

2.3 酸液體系的優選評價

針對R單元不同區域儲層的差異及黏土礦物的構成，開展常溫下單一酸液最優溶蝕實驗，從常規多種酸里優選出O、P、N三種酸液。在90 ℃條件下，針對單一黏土礦物，在不同濃度、不同反應時間下各類酸單獨作用時的溶蝕效率實驗中，最終優選出了溶蝕單一礦物的最佳酸液。從圖4～圖6可見，相同濃度的酸液體系，溶蝕率隨反應時間增加而增大；同等時間下，溫度從常溫升高至90 ℃，不同的黏土礦物溶蝕率能夠上升3%～8%。

圖4 不同溫度12%O酸對綠泥石的溶蝕曲線

圖5 不同溫度4%N酸對伊利石的溶蝕曲線

圖6 不同溫度6%P酸對蒙脫石的溶蝕曲線

2.4 用酸順序優化實驗

根據優選出的酸液體系分別以R單元三口井巖心為實驗對象，開展單一+組合溶蝕實驗對比，組合酸的溶蝕效果明顯好于單一酸液。通過溶蝕前后的電鏡照片對比，采用O-P-N用酸順序時，A井和E井巖心孔喉膠結物和堵塞物得到有效清除，孔吼半徑明顯擴大，見圖7～圖10。該實驗過程為首先注入O酸溶解碳酸鹽類礦物并保持pH值，減少沉淀物的產生，然后讓環境中充滿P酸，最后注入N酸，當N酸消耗后，P酸可以通過水解產生N酸。通過優化注酸順序可以實現不返排的增注模式。

圖7 A井巖心溶蝕前電鏡掃描

圖8 A井巖心溶蝕后電鏡掃描

圖9 E井巖心溶蝕前電鏡掃描

圖10 E井巖心溶蝕后電鏡掃描

2.5 酸巖流動溶蝕實驗

根據地層壓力、溫度條件開展不同注酸程序對巖心進行酸巖反應。選取A井、E井、F井巖心為酸液流動實驗對象，設計圍壓20 MPa，注酸速率均為6 mL/min，前置酸、后置酸統一選用1 PV，主體酸選用2 PV，實驗對比優選出了O-P-N酸液組合為最優溶蝕體系。綜合酸巖流動實驗、黏土礦物靜態溶蝕實驗，評價出不同組分條件下的O-P-N最優酸液配比，如表3所示。

表3 不同組分下O-P-N最優酸液配比推薦表

2.6 酸驅前后巖心孔隙分析

選取A井巖心進行最優酸液體系驅替實驗，并對驅替前后的巖心CT掃描后進行三維數字建模，對比酸液驅替前后孔隙聯通變化狀況。酸液驅替前后孔隙連通情況，如圖11所示。酸驅前后巖心三維數字模型表明孔隙體積并沒有明顯增加或者降低，酸驅之后連通孔隙占主孔隙體積大幅提高。

圖11 A井巖心酸驅前后三維數字模型

將T2弛豫時間從0.01～10 000 ms分為0.01～1 ms、1～10 ms、10～100 ms、100～10 000 ms，分別代表微孔、小孔、中孔和大孔四類孔隙類型，采用最優酸液驅替后，中孔、大孔的孔隙占比明顯增加(見表4)，起到了擴孔增進連通的目的。

表4 不同注入階段下各類孔隙占比

3 現場應用

R單元累計實施分級溶蝕增注10井次，增注井組生產數據明顯好轉，在控制遞減的同時，實現井組日產液、日產油穩升，見圖12。在此基礎上，在其他單元開展了技術推廣應用，累計實施24井次，同期對比增注有效率由28%提升至96%，平均單井初增水量7.6 m3/d提升至24.7 m3/d，平均有效期由31 d提升至230 d且仍舊有效，累計增加有效注水5.6×104m3，其中11個井組明顯見效，累計增油0.5×104t，恢復水驅儲量187×104t。

圖12 R單元分級溶蝕井組生產變化曲線

4 結論

(1)通過微觀孔隙研究，低孔低滲油藏制約有效注水的關鍵因素為孔喉半徑小、孔隙連通差，導致滲透率低。

(2)針對不同區域黏土礦物成分構成分析，經過室內實驗優選評價分級溶蝕酸化配方體系，通過巖心驅替及三維數字研究驗證了技術的可靠性。

(3)對研究結果進行了礦場實踐，現場應用證明該技術打破了低孔低滲長期增注無手段的技術瓶頸，為低滲油藏水驅有效開發開辟了新的技術思路。