姬塬油田長8致密儲層欠注機理研究及認識

陸小兵，王勇，宋昭杰 （中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安710018）

姬塬油田長8致密油藏位于陜北斜坡中段西部，區(qū)域構造單一，總體為一寬緩西傾斜坡，沉積相以河流三角洲相為主，在局部形成起伏較小、軸向近東西或北東向 （隆起幅度10～30m）的鼻狀隆起。沉積砂體分布受物源和沉積體系展布控制，砂體以水下分流河道為主，平面上主要呈西北至東南條帶狀展布［1］。

該區(qū)現(xiàn)有采油井3000余口，平均單井產(chǎn)能1．42t，綜合含水32．6%。有注水井1162口，平均單井日注水25m3。在注水開發(fā)過程中，高壓欠注井數(shù)較多，現(xiàn)有欠注井157口，日欠注2500m3，平均注水壓力22．0MPa，且有部分注水井經(jīng)酸化、壓裂等增注措施后，仍然無法滿足配注，導致區(qū)塊壓力保持水平較低，油田長期穩(wěn)產(chǎn)后勁不足。因此，有必要對該區(qū)高壓欠注機理進行研究，為高壓欠注治理過程中酸液體系配方的選擇和施工參數(shù)的確定提供借鑒。

1 儲層物性分析

通過電鏡掃描、X衍射和室內(nèi)試驗評價對姬塬油田長8致密油藏巖性特征、黏土礦物成分、儲層孔隙、滲流特征等方面進行了分析。

1.1 巖性特征

通過對耿213井、耿270井、耿271井、耿299井的9塊巖心進行X衍射全巖分析，結果表明姬塬油田長8儲層巖石中，石英、正長石、斜長石、方解石、白云石的質(zhì)量分數(shù)分別為28．43%、12．34%、33．74%、11．41%，0．88%，黏土質(zhì)量分數(shù)平均11．33% （見表1）。由于含石英較多，后期可能存在氫氟酸酸敏，進行土酸酸化增注時，會產(chǎn)生氟硅酸沉淀，造成儲層二次污染［2］。

1.2 黏土成分

姬塬油田長8儲層黏土礦物分析，主要成分以高嶺石為主，其次是伊利石和綠泥石。長8儲層綠泥石表現(xiàn)為粒表附著、粒間充填 （圖1），砂巖中粒表和孔隙填充石英、伊利石、綠泥石 （圖2）。其中伊利石、高嶺石、綠泥石、伊－蒙石質(zhì)量分數(shù)分別為20．2%、44．2%、18．7%、11．4%。由于伊－蒙石、綠泥石均為水敏礦物，隨著注入水注入地層后，地層水礦化度的不斷降低，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(chǎn)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。

表1 X衍射全巖分析

圖1 長8儲層綠泥石

圖2 粒表和孔隙間的石英、綠泥石和伊利石

1.3 儲層孔隙類型

根據(jù)電鏡掃描結果，姬塬油田長8儲層主要以微孔 （長石溶蝕孔隙）為主 （圖3、4），孔隙率為2．07%，占面孔率71．8%，其次是自生石英和黏土充填后的殘余粒間孔和少許微裂縫，孔隙中不僅大量存在呈橋式連接的黏土，并伴有自生石英充填，孔隙間的連通性極差?？紫抖扰c滲透率呈明顯的正相關性，滲透率的大小主要受孔隙發(fā)育程度控制。砂巖的儲集和滲透能力主要依賴于基質(zhì)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。姬塬油田長8儲層的孔隙結構特征決定了儲層低孔超低滲特性。

圖3 長石溶蝕孔隙

圖4 長石溶蝕后形成的鑄模

2 敏感性分析

儲層潛在損害有：水敏、酸敏、鹽敏、堿敏等敏感性，通過敏感評價試驗判斷是否存在敏感性傷害程度。根據(jù)表2、3水敏和酸敏試驗結果，可以判斷出該區(qū)巖樣中－偏弱水敏，強－極強酸敏。圖5為鹽敏分析結果，可以看出，滲透率隨注入液礦化度的降低而減小，臨界鹽度大于8000mg／L，屬于中－強鹽敏。圖6為堿敏分析結果，可以看出，在堿性環(huán)境中，隨著pH值的增大滲透率下降，巖樣屬于中～偏強堿敏。這是因為堿性環(huán)境中黏土顆粒易于分散、運移，誘發(fā)黏土礦物失穩(wěn)，堿性介質(zhì)與儲層巖石反應使礦物顆粒分散，與地層水相互作用生成無機垢等，從而造成儲層滲透率下降。

表2 姬塬油田長8儲層水敏試驗

表3 姬塬油田長8儲層酸敏試驗

圖5 姬塬油田長8儲層鹽敏分析

圖6 姬塬油田長8儲層堿敏分析

3 配伍性分析

長慶油田地處西北干旱地區(qū)，地表徑流較少，區(qū)內(nèi)可用注入水水源主要以白堊系宜君－洛河層水為主。姬塬油田注入水以洛河層水為主，注入水水型為Na2SO4型，礦化度在1．4～5．1g／L之間。水中富含SO2－4等成垢陰離子，質(zhì)量濃度在1600～2500mg／L左右。姬塬油田長8儲層地層水水型為CaCl2型，礦化度13．29g／L，pH值7．25，水中富含Ca2＋、Ba2＋等成垢陽離子，質(zhì)量濃度在2000mg／L左右。

通過室內(nèi)試驗表明，隨著注入水中SO2－4質(zhì)量濃度的增加，注入地層后對巖心傷害率隨之增大，當SO2－4質(zhì)量濃度達到2600mg／L時，巖心損害較大，最大達到48．1%，因此水型不配伍可能是造成地層堵塞的原因之一。此外，注入水礦化度遠小于地層水，注入過程存在鹽敏傷害，且隨著地層水礦化度的降低，地層原有固液體系的平衡將遭到破壞，可能會引起黏土以及顆粒的運移，存在潛在的水敏傷害。

4 注入水水質(zhì)分析

姬塬油田注入水以清水為主，現(xiàn)場水質(zhì)分析結果表明，該區(qū)清水中機雜含量在1．5～3．5mg／L，粒徑在3．5～8．5μm左右，該區(qū)滲透率一般介于0．1～0．5mD，平均滲透率0．38mD，受現(xiàn)有水處理工藝限制，注入水水質(zhì)主要控制指標未達到國家行業(yè)標準SY／T 5329—94［5］中A級標準要求。

姬塬油田長8油藏儲層孔隙細小，孔徑在0．01～0．423μm左右，平均孔徑為0．219μm，根據(jù)油田注水1／3法則，允許通過的固體顆粒粒徑≤0．073μm?，F(xiàn)有的水處理PE燒結管過濾系統(tǒng)濾后的機雜粒徑分布在0．8～2μm，容易形成濾餅，從而造成近井地帶地層堵塞。

5 結論

根據(jù)儲層物性分析、敏感性分析、配伍性分析、注入水水質(zhì)分析結果，認為造成姬塬油田長8儲層高壓欠注的主要原因如下：

1）儲層致密，滲透率低，面孔率小，孔喉半徑細小，地層滲流阻力大，是造成注水壓力普遍偏高的主要原因。

2）長8儲層黏土含量高，填隙物中高嶺石、伊－蒙混層礦物、綠泥石等礦物的存在，導致注水開發(fā)過程中易造成水敏、速敏傷害，是注水開發(fā)后注水壓力持續(xù)升高的主要原因。

3）地層水和注入水的不配伍，會在地層產(chǎn)生CaSO4、BaSO4垢沉淀，且貫穿整個注水開發(fā)過程，造成儲層深部污染；同時，隨著礦化度的降低，會打破地層原有固液體系的平衡，引起地層堵塞。它對儲層滲透率的傷害加劇了注水開發(fā)后注水壓力持續(xù)升高的趨勢。

4）注入水水質(zhì)不達標，是造成端面堵塞和近井污染，導致區(qū)塊注水壓力快速升高的原因之一。

［1］王曉婷 ．姬塬油田長8油藏高壓欠注治理技術研究 ［J］．中國石油和化工標準與質(zhì)量，2013，11（6）：147．

［2］張紹槐，羅平亞 ．保護儲集層技術 ［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1993．

［3］王小琳 ．注水開發(fā)中儲層保護技術 ［D］．西安：西安石油學院，2007．

［4］李歡 ．姬塬油田長8砂巖儲層物性特征研究 ［J］．科學技術與工程，2012，12（8）：1899～1903．

［5］SY／T 5329—94，碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法 ［S］．