江陵凹陷采油措施工藝評價

陳永（長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100；中石化江漢油田分公司荊州采油廠，湖北 荊州 434020）

羊初珍（中石化江漢油田分公司荊州采油廠，湖北 荊州 434020）

江陵凹陷資源量1.036×108t，目前探明花園、沙市、荊西、萬城、八嶺山、松滋6個油田，截止2012年底，探明含油面積21.75km2，石油地質(zhì)儲量1925.10×104t，資源探明率為18.58%。動用含油面積8.79km2，石油地質(zhì)儲量1061.96×104t，地質(zhì)儲量動用率48.15%，標(biāo)定采收率為20.85%。

1 江陵凹陷儲層及油藏開發(fā)特點(diǎn)

1.1 江陵凹陷儲層特點(diǎn)

1）儲層類型多?；▓@儲層屬于淺層中滲斷塊，沙市儲層屬于中深中滲斷塊，八嶺山儲層屬于淺層低滲透，荊西、萬城儲層屬于中深層低滲透，它們的生產(chǎn)層位基本都是新溝嘴組；松滋儲層屬于深層低滲透，生產(chǎn)層位主要是紅花套組。

2）油砂體面積小，平面變化快，且厚度小。整個江陵凹陷斷層縱橫、砂體零散，其中分布面積最廣的主力層為新溝嘴組，其最大有效厚度小于5m的油層占總面積的64.3%。

3）地層水礦化度高，黏土礦物差異大，存在一定的儲層敏感性。地層水礦化度（15.6～22.4）×104mg/L，黏土絕對含量1.75%～22.3%，普遍存在壓敏、中強(qiáng)酸敏、中強(qiáng)鹽敏，中弱速敏、弱水敏。

1.2 江陵凹陷油藏開發(fā)特點(diǎn)

1）天然能量開采期產(chǎn)量下降快。陵76井區(qū)、萬5油井投產(chǎn)半年，產(chǎn)量下降一半。

2）低滲透油層早期措施改造效果明顯，但有效期短。

3）早期注水效果明顯，但見效油井見水后含水上升快、產(chǎn)量遞減快。

4）部分區(qū)塊裂縫發(fā)育，注水暴性水淹。

2 江陵凹陷的采油措施

低滲油藏細(xì)小的滲流通道和低配比孔喉加劇了地層對環(huán)境變化的敏感性，任何與儲層不配伍的外來流體進(jìn)入儲層后，都將污染油層，傷害嚴(yán)重。低滲導(dǎo)致低壓、低壓導(dǎo)致傷害、傷害導(dǎo)致滲透性更差，低滲油藏的惡性循環(huán)規(guī)律，最終導(dǎo)致低滲油藏長期處于低速低效開發(fā)。壓裂、酸化、調(diào)剖等措施是改變這種低效開發(fā)局面必不可少的手段。

2.1 壓裂

壓裂是低滲油藏提高開發(fā)效果的主要手段，雖然壓裂液對低滲油藏都有大于50%的傷害，且同種壓裂液，滲透率越低傷害越大（見表1）。江陵凹陷陵76井區(qū)油層有效孔隙度為11.4%～17.9%，平均孔隙度 16.0%，空氣滲透率平均為39mD，壓力系數(shù)1.072，屬中孔、低滲常壓油層。該井區(qū)使用的瓜膠濃度普遍在0.5%以上，對地層的傷害在60%以上。實(shí)際該井區(qū)可對比壓裂10口井16井次，其中第一輪次壓裂9井次，有效7井次，平均單井次增油6323t，有效期1230d，平均日增液強(qiáng)度為 0.36m3/m，加砂強(qiáng)度為 0.98m3/m，第二、三輪次壓裂合計(jì)壓裂7井次，有效6井次，平均單井次增油929.7t，有效期532.5d，平均日增液強(qiáng)度為 1.7m3/m，加砂強(qiáng)度為2.37m3/m，效果良好，表現(xiàn)為重復(fù)壓裂處理半徑大，增液好但增油差。從陵76井區(qū)歷年壓裂效果與用砂強(qiáng)度關(guān)系如圖1所示，從圖1可以看出：一是壓裂前日產(chǎn)油本身高的壓裂效果差，二是開發(fā)初期增油效果較好且有效期長；三是增液效果與用砂強(qiáng)度成正向關(guān)系，與增油關(guān)系不明確。

表1 不同壓裂液巖心傷害試驗(yàn)

分析存在上述問題的原因主要有：一是壓裂產(chǎn)生的高導(dǎo)流通道，確實(shí)改善了油藏的滲流阻力；二是對地層造成污染的壓裂液殘?jiān)诘貙幽芰砍渥愕那闆r下，可以從高滲通道返排出來，使得初期能量高時的壓裂有效，而初期產(chǎn)量較高生產(chǎn)時間較長的井以及重復(fù)壓裂、能量相對不足的井，即使后期注水跟上，也主要表現(xiàn)為增液不增油，效果普遍較差；因此對于低滲油藏壓裂，先注水或者注氣保持壓力系數(shù)大于1，比追求低傷害的壓裂液效果更好。

同樣情況還有萬5井區(qū)、12井區(qū)、陵72井區(qū)，其中陵72井區(qū)儲層平均孔隙度11.25%，滲透率平均4.13mD，壓力系數(shù)1.03，壓裂除陵72-5井外，也取得了良好的效果。分析陵72-5井壓裂效果差的原因有2點(diǎn)：一是斷層分隔的邊緣小塊，物性差、含油豐度低（錄井資料顯示為灰褐色油斑粉砂巖，泥質(zhì)膠結(jié)，含油不均勻）；二是低孔低滲導(dǎo)致的低壓力釋放難以沖洗人造裂縫斷面依附的壓裂液殘?jiān)?，?dǎo)致效果較差。

圖1 陵76井區(qū)歷年壓裂效果與用砂強(qiáng)度關(guān)系圖

2.2 酸化

1）新溝嘴組 新溝嘴組黏土礦物以伊利石、綠泥石為主，以鹽酸或者土酸為主體酸對油井酸化，出現(xiàn)油井不增油，產(chǎn)量反而下降的問題，長期以來只能以壓裂作為增產(chǎn)措施。借鑒相似油藏西峰油田長8油層［1］，鹽酸、土酸表現(xiàn)了強(qiáng)、極強(qiáng)的酸敏，酸化效果差的原因是酸化產(chǎn)生的沉淀在低滲的情況下導(dǎo)致了二次污染，進(jìn)一步說明像新溝嘴組這類油藏不適合鹽酸、土酸酸化。為此，通過研究評選了濃縮酸，并與鹽酸、土酸體系進(jìn)行了對比評價試驗(yàn)，結(jié)果見表2～4。顯然，濃縮酸復(fù)配酸雖然對泥漿和巖心的溶蝕率不如鹽酸、土酸體系，但確實(shí)改善了巖心的滲透率。

表2 泥漿溶蝕試驗(yàn)對比表

表3 新溝嘴組巖心溶蝕試驗(yàn)對比表

根據(jù)采油實(shí)際情況采取的酸化新措施如下：一是酸液體系的變化，由初期直接采用適應(yīng)高滲的酸液體系，研究了適合低滲油藏的濃縮酸體系；二是施工上，由籠統(tǒng)酸化發(fā)展到分層酸化及水平井的均勻布酸工藝；三是施工排量也由小排量發(fā)展為大排量近破裂壓力施工。

從可對比的陵72井區(qū)酸化情況看（見表5），措施層位均為新溝嘴組，除陵72斜-4采用土酸外，其他全部采用濃縮酸，且只有陵72斜-14井采用了前置25t的CO2助排，從表5中可以看出：一是酸液的改進(jìn)、施工排量的加大，均使酸化效果好轉(zhuǎn)，二是CO2助排使酸化效果變差，分析主要原因是油層鈣、鎂離子含量高，在高溫生產(chǎn)過程中，因CO2的逃逸，可能導(dǎo)致二次污染。

表4 新溝嘴組巖心酸化流動試驗(yàn)

2）紅花套組 紅花套組平均孔隙度13.7%，滲透率6.75mD，為低孔、特低滲儲層。因黏土礦物組成中伊利石的含量達(dá)90.5%，不含綠泥石，而伊利石與鹽酸、土酸、氫氟酸、氟硼酸的反應(yīng)速度快，沉淀少［2］，采用鹽酸、土酸的復(fù)合體系，對紅花套油藏酸化能起到較好的增油、增液效果，紅花套斜井酸化效果見表6。而從紅花套組油藏有效期長、產(chǎn)量下降慢的情況看，紅花套組酸化主要解除的是鉆井泥漿污染，因酸化產(chǎn)生的沉淀本身少，且在地層能量充足的情況下，可以返排出來。因此紅花套的新井全部采用該酸化體系投產(chǎn)，單井日產(chǎn)油6.6t，效果良好。

表6 紅花套組油井酸化效果對比表

2.3 調(diào)剖

低滲油藏普遍存在微裂縫，早期注水效果明顯，但見效油井見水后含水上升快、產(chǎn)量遞減快，導(dǎo)致注水開發(fā)低滲油藏普遍存在低采出與高含水的矛盾。為了改變注水油藏的開發(fā)效果，提高采收率，2012年8～9月、12月份別優(yōu)選對應(yīng)油井多的陵76斜6-3井以及暴性水淹的SK8-9井進(jìn)行深部調(diào)剖。

1）陵76斜6-3井 措施層位為新溝嘴組，用酚醛樹脂做調(diào)剖劑，分子量（1000～1500）萬，用量300m3，地下交聯(lián)時間為70h，施工排量6m3/h，泵壓15MPa，套壓10MPa，施工期間壓力平穩(wěn)，與設(shè)計(jì)一致。調(diào)剖后對應(yīng)北、東方向油井陵76斜-2、陵76斜6-1、陵76斜6-2、陵76斜6-4井含水下降，產(chǎn)油量上升；而南面的油井液量、油量下降。整體見效甚微。

從調(diào)剖前后吸水指數(shù)變化可以看出，相對高滲的小層變得相對低滲，調(diào)剖應(yīng)該取得較好效果。但從陵76斜6-3歷年測吸剖的情況看，由于區(qū)塊懸浮物含量、粒徑中值長期超標(biāo)，小層相對吸水自動動態(tài)變化（見表7），這次的調(diào)剖只是起到加速自動轉(zhuǎn)化作用。

表7 陵76斜6-3吸剖測試相對吸水百分比

2）SK8-9井 措施層位為漁洋組，其基質(zhì)平均孔隙度為8.80%，平均滲透率為2.72mD，屬于低滲、特低滲透油藏。地層流溫102.16℃地層靜溫110.68℃，地溫梯度3.03℃/100m；地層水氯根含量（4.0～8.5）×104mg/L，總礦化度（14.8～22.4）×104mg/L，水型為CaCl2，屬于高溫高鹽油藏。

漁洋組天然裂縫發(fā)育，水井與油井間存在明顯的竄流通道，因此選擇無機(jī)顆粒類調(diào)剖劑。采取的技術(shù)對策為 “低滲裂縫油藏選擇性調(diào)剖技術(shù)”框架，使用選擇性封堵劑和過頂替。通過室內(nèi)評選，選擇封堵劑為 “高分子＋無機(jī)顆粒”，封堵率達(dá)73%，按 “5%～7%無機(jī)顆粒＋清水隔離液＋0.1%聚合物絮凝劑＋隔離液”的順序，循環(huán)8次。施工排量7.2～14m3/h，調(diào)剖壓力從18MPa上升到27.5MPa，在調(diào)剖施工后期，在調(diào)剖排量不變的情況下，調(diào)剖施工壓力不斷上升，說明地層滲流能力降低，油水井間的竄流通道變小。

調(diào)剖后進(jìn)行注水指示曲線測試（見圖2），調(diào)剖后注水井啟動壓力從11.0MPa下降到8.1MPa，吸水指數(shù)從21.9m3/（d·MPa）下降到11.4m3/（d·MPa）；而從調(diào)剖后注水井組的生產(chǎn)曲線看，盡管注水井注水壓力在同排量下不斷上升，但對應(yīng)油井ES8的含水沒有得到有效控制。這是因?yàn)镾K8-9在初始注水834m3后ES8暴性水淹，而該次調(diào)剖后累計(jì)注水2128m3之后沒有增油顯示，說明該次調(diào)剖沒有達(dá)到預(yù)期目的。分析原因?yàn)镾K8-9與ES8井之間有大的裂縫溝通，裂縫滲透率與基質(zhì)滲透率成2個或2個以上數(shù)量級差，雙液法中高分子同無機(jī)顆粒之間通過氫鍵產(chǎn)生橋接，形成黏土絮凝體，吸附于裂縫旁的基質(zhì)壁上，使得孔隙變小，即使封堵率可以達(dá)到73%，依然不能使裂縫的滲透率小于基質(zhì)滲透率，因而隨著注水的進(jìn)行，在同排量下，注水壓力雖有上升，但依然不能驅(qū)替基質(zhì)中的原油，達(dá)到調(diào)剖目的。

圖2 SK8-9井調(diào)剖前后吸水指示曲線

3 結(jié)論及建議

1）壓裂液對地層的傷害隨滲透率的降低而增加，但還是可以有效改善地層的滲流狀況，達(dá)到較好的增油目的。對于低滲油藏壓裂，先注水或者注氣保持壓力系數(shù)大于1，比追求低傷害的壓裂液效果更好。

2）復(fù)雜小斷塊壓裂、酸化有效期短，重復(fù)措施有效期更短，后期作業(yè)應(yīng)以補(bǔ)能為主。

3）低滲油藏酸化應(yīng)根據(jù)油層酸巖反應(yīng)是否產(chǎn)生沉淀、以及對地層滲透率影響的實(shí)際情況決定采用的酸液體系，而不僅僅是通過溶蝕率來決定。由于低滲油藏微裂縫的存在，調(diào)剖劑容易注入，而且需要更高的封堵性能。

［1］廖紀(jì)佳，唐洪明，李皋，等.西峰油田長8油層酸化微觀試驗(yàn)研究 ［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2007，29（11）：24-28.

［2］邢希金，唐洪明，趙峰，等.伊利石與土酸/氟硼酸反應(yīng)試驗(yàn)研究 ［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2007，29（11）：29-31.

［編輯］ 洪云飛