勝利探區(qū)低滲透油層產(chǎn)液量不足的原因及改造對(duì)策

張守鵬，滕建彬，尹玉梅，韓義云

(1.中國(guó)石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營(yíng) 257015； 2.中國(guó)石化 勝利油田分公司 濱南采油廠，山東 濱州 256600；3.中國(guó)石化 勝利油田分公司 石油工程設(shè)計(jì)有限公司，山東 東營(yíng) 257000)

勝利探區(qū)低滲透油層產(chǎn)液量不足的原因及改造對(duì)策

張守鵬1，滕建彬1，尹玉梅2，韓義云3

(1.中國(guó)石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營(yíng) 257015； 2.中國(guó)石化 勝利油田分公司 濱南采油廠，山東 濱州 256600；3.中國(guó)石化 勝利油田分公司 石油工程設(shè)計(jì)有限公司，山東 東營(yíng) 257000)

近年來(lái)，在勝利探區(qū)深層相繼發(fā)現(xiàn)了累計(jì)數(shù)億噸的低滲透控制和預(yù)測(cè)儲(chǔ)量，這些儲(chǔ)量多來(lái)源于致密砂巖和強(qiáng)膠結(jié)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層。由于單井產(chǎn)液量低，一直未能有效實(shí)現(xiàn)探明儲(chǔ)量的升級(jí)。為分析原因，提高產(chǎn)能，利用了部分低滲低產(chǎn)井的含油巖心資料和實(shí)驗(yàn)檢測(cè)數(shù)據(jù)，將產(chǎn)液量不足的原因與油層復(fù)雜的巖性特征、原油性質(zhì)和工藝配套措施相聯(lián)系加以分析，確定了低滲透儲(chǔ)層產(chǎn)液量不足的內(nèi)、外因素，即巖石致密結(jié)構(gòu)導(dǎo)致的低溢出量、巖石非均質(zhì)性導(dǎo)致的油水關(guān)系不落實(shí)、黏土多樣性導(dǎo)致的多敏性并存、含油飽和度不足導(dǎo)致的不飽和間溢以及油藏內(nèi)油質(zhì)偏稠導(dǎo)致的流動(dòng)性偏差等，是油層產(chǎn)液量不足的“內(nèi)因”；壓裂實(shí)施過(guò)程中液相沖擊力造成的儲(chǔ)集空間內(nèi)黏土微粒堆擠和酸化過(guò)程中酸液與儲(chǔ)層性質(zhì)不配伍形成的副產(chǎn)物(多為沉淀物)，使儲(chǔ)層滲透性進(jìn)一步降低，是油層產(chǎn)液量不足的“外因”。針對(duì)不同的問(wèn)題和誘發(fā)原理，對(duì)部分單井層分別制定了增產(chǎn)改造措施，實(shí)施后取得了明顯增油效果。

低滲透；油層；產(chǎn)液量不足；原因；改造對(duì)策；勝利探區(qū)

目前，在勝利探區(qū)找到的低滲透控制、預(yù)測(cè)儲(chǔ)量累計(jì)有數(shù)億噸。如果能夠順利升級(jí)為探明儲(chǔ)量，則油田未來(lái)的產(chǎn)能接替問(wèn)題將得到解決。但目前存在以下幾個(gè)問(wèn)題，一是針對(duì)低滲透油層的探井試油成功率較低，常規(guī)射孔或酸化改造求產(chǎn)很難得到商業(yè)油流，壓裂措施的有效率也很低，部分井壓裂后產(chǎn)量并無(wú)明顯增高；另一些井初期產(chǎn)量較高，但維持商業(yè)油流的穩(wěn)定產(chǎn)量持續(xù)時(shí)間較短，有時(shí)措施實(shí)施后僅僅幾天就從初產(chǎn)10 t/d左右跌至不足1t/d。通過(guò)對(duì)勝利探區(qū)臨南洼陷、牛莊洼陷、東營(yíng)西坡灘壩砂和東營(yíng)北帶、埕南斷裂帶砂礫巖體部分探井近年來(lái)壓裂后產(chǎn)能狀況的跟蹤分析，發(fā)現(xiàn)這些低滲透層的產(chǎn)量曲線均具有這一特定的共性規(guī)律(圖1)。

通過(guò)對(duì)國(guó)內(nèi)外關(guān)于低滲透油藏開發(fā)及增產(chǎn)方法資料的調(diào)研發(fā)現(xiàn)，低滲透油層傷害評(píng)價(jià)、工藝技術(shù)的改進(jìn)及油藏化學(xué)方案的研究是近10年來(lái)出現(xiàn)頻次最高的探索內(nèi)容，其主要目的都是力求通過(guò)改善低滲透油層的滲透性進(jìn)而提高低滲油藏的產(chǎn)量問(wèn)題[1-12]。勝利探區(qū)低滲透油藏有其自身的特點(diǎn)，對(duì)國(guó)內(nèi)外先進(jìn)技術(shù)和先進(jìn)改造工藝方法的借鑒從未間斷[13-19]，但真正適合于研究區(qū)的有效攻克低滲透油層出油關(guān)的成型技術(shù)方法尚未確立。但各種資料分析發(fā)現(xiàn)，低滲透油層產(chǎn)液量不足的原因除與復(fù)雜的儲(chǔ)層特性有關(guān)外，還與工藝措施實(shí)施的合理性(指工藝與儲(chǔ)層性質(zhì)的配伍性)有關(guān)[20-27]。

研究發(fā)現(xiàn)，巖層的致密性導(dǎo)致了原油的溢出量不足，巖石非均質(zhì)性導(dǎo)致了油—水層分隔，油層內(nèi)含油飽和度不足導(dǎo)致了地層供液不連續(xù)(間溢)，油質(zhì)偏稠則導(dǎo)致了流動(dòng)黏滯力變強(qiáng)，儲(chǔ)層的多類敏感性共存導(dǎo)致了產(chǎn)液量的急劇下降，壓裂實(shí)施過(guò)程中的強(qiáng)大推擠力導(dǎo)致了黏土微粒堆積進(jìn)而形成了致密環(huán)帶。這一結(jié)論是基于對(duì)勝利探區(qū)低滲透油藏產(chǎn)液量不足的綜合分析而得出的，也是基于對(duì)油區(qū)復(fù)雜低滲透油層的巖石礦物學(xué)特征、原油性質(zhì)、工藝技術(shù)方法的綜合考慮和對(duì)數(shù)十個(gè)低滲透井層現(xiàn)場(chǎng)增產(chǎn)改造所積累的實(shí)際經(jīng)驗(yàn)而得出的。

1 低滲透儲(chǔ)層產(chǎn)液量不足的原因

1.1 儲(chǔ)層的復(fù)雜性(內(nèi)因)

1.1.1 巖石致密結(jié)構(gòu)的形成與低溢出量

勝利探區(qū)低滲透儲(chǔ)層由河流—扇形三角洲、濱淺湖灘壩和各類濁積巖形成的砂體在地下深部(多在2 500 m之下)經(jīng)壓實(shí)、膠結(jié)而形成，多呈“似透鏡狀”致密塊體。其巖性組成為細(xì)粒巖屑砂巖、長(zhǎng)石砂巖、粉砂巖、砂礫巖，少量不等粒砂巖。巖石粒度受沉積水動(dòng)力條件及相應(yīng)的沉積相、沉積微相控制，陸源碎屑的成分比例由母巖剝蝕區(qū)巖性和沉積物的成分、結(jié)構(gòu)成熟度決定。受壓實(shí)、膠結(jié)作用影響，深埋的低滲透儲(chǔ)層顆粒間由原始的點(diǎn)接觸關(guān)系逐漸轉(zhuǎn)化成縫合線或凹凸接觸關(guān)系，埋藏越深，孔隙體積損失越大。后期化學(xué)膠結(jié)物沉淀進(jìn)一步占居殘余孔隙，連續(xù)流動(dòng)相(油、氣、水)轉(zhuǎn)變?yōu)橄鄬?duì)孤立的點(diǎn)、珠狀而呈現(xiàn)“不可動(dòng)”狀態(tài)。低滲透油藏的物性條件較差，正常壓實(shí)曲線到達(dá)這一深度所體現(xiàn)的孔隙度一般不超過(guò)12%，滲透率一般小于3×10-3μm2，儲(chǔ)集空間類型主要以殘余粒間孔(孤立微孔)為主。

圖1 勝利探區(qū)部分低滲透油井壓裂后產(chǎn)液量變化時(shí)間節(jié)點(diǎn)

不同沉積類型的低滲透儲(chǔ)層性質(zhì)復(fù)雜，表現(xiàn)為顆粒組成和填隙物成分混雜，壓實(shí)致密程度高，填隙物含量高、種類多樣。其滲透性傷害主要體現(xiàn)在原油溢出量受限，這一機(jī)理可運(yùn)用井壁環(huán)形面積范圍內(nèi)射孔后孔眼內(nèi)留下的孔點(diǎn)數(shù)的概率加以描述，即高孔高滲儲(chǔ)層具有高孔點(diǎn)頻度(圖2a)、中孔中滲儲(chǔ)層具有中孔點(diǎn)頻度(圖2b)，而低孔低滲儲(chǔ)層具有低孔點(diǎn)頻度(圖2c)。

對(duì)于具有低孔點(diǎn)頻度的低滲透油藏，一般情況下自然產(chǎn)液量較低，必須借助必要的酸化、壓裂措施(增加射孔孔眼內(nèi)儲(chǔ)層孔點(diǎn)數(shù))才能達(dá)到增產(chǎn)的目的。而油藏內(nèi)部復(fù)雜的礦物組成和其所表現(xiàn)的傷害習(xí)性，要求改造措施必須具有針對(duì)性。對(duì)儲(chǔ)層微觀特性進(jìn)行分析并識(shí)別其傷害機(jī)理，對(duì)癥下藥，才能從根本上解決問(wèn)題。

圖2 不同滲透性儲(chǔ)層井壁環(huán)面射孔孔眼內(nèi)孔點(diǎn)數(shù)頻度分布示意 橢圓形范圍代表射孔后形成的某一個(gè)孔眼，黑點(diǎn)(孔點(diǎn))代表原油的溢出點(diǎn)

1.1.2 巖石的非均質(zhì)性與油水關(guān)系

巖石的非均質(zhì)性體現(xiàn)在：(1)同一砂層粒度不一，儲(chǔ)集性差異也大。粒度大則儲(chǔ)集性好，易于儲(chǔ)水，粒度小則儲(chǔ)集性差，常常含油，這一特征經(jīng)實(shí)驗(yàn)證實(shí)與砂巖喉道半徑所決定的束縛力有一定關(guān)系，但不具普遍性；(2)同一沉積相，如某一特定區(qū)域的扇三角洲體系，縱橫向都表現(xiàn)出明顯的非均質(zhì)性。橫向上，扇根粒度粗、儲(chǔ)集性差，以浸染油干層多見，扇中粒度適中，儲(chǔ)集性好，油層、水層均常見，扇端分選好、粒度細(xì)，膠結(jié)強(qiáng)烈，多為低滲致密油?？v向上亞相疊加，上述規(guī)律亦疊加其上，如遇斷層穿插，所含流體性質(zhì)更為復(fù)雜。巖層非均質(zhì)性導(dǎo)致油、水層分布復(fù)雜。深層低滲儲(chǔ)層呈現(xiàn)的薄互層特征，使得在試采或增產(chǎn)改造設(shè)計(jì)時(shí)往往采取“多層合試”，即將多個(gè)小層同時(shí)上下封隔，整體作業(yè)，求產(chǎn)時(shí)力求發(fā)揮多層綜合效應(yīng)，以求得高產(chǎn)。實(shí)際上，這種思路存在明顯的問(wèn)題，因?yàn)槊總€(gè)小層的地層靜壓力值是不一致的。自然求產(chǎn)時(shí)，壓力高的單層貢獻(xiàn)率最高，地層靜壓力低的單層貢獻(xiàn)率低甚至不貢獻(xiàn)，由此造成前者在采出到一定程度后含水比例增高，而低壓層尚沒(méi)有做出任何貢獻(xiàn)。增產(chǎn)改造時(shí)，滲透性相對(duì)較好的地層進(jìn)液能力強(qiáng)，滲透性相對(duì)差的地層進(jìn)液能力低甚至不進(jìn)液，造成大部分作業(yè)液都進(jìn)入高滲透層，最需要改造的低滲層卻沒(méi)有充分填滿改造液，改造效果自然不達(dá)目的。另一種情況更為不利，即多個(gè)層中存在水層時(shí)，貢獻(xiàn)最大的是水層，即使多層中大部分都是油層，試采或改造后也可能全部出水。

1.1.3 巖石中含多種黏土礦物導(dǎo)致多類敏感性并存

衍射分析數(shù)據(jù)顯示，低滲透油層含有高嶺石、伊利石、伊/蒙混層、綠泥石等多種黏土礦物(表1)，同時(shí)普遍含有碳酸鹽膠結(jié)物。每種黏土礦物在遇到外來(lái)流體時(shí)，都呈現(xiàn)各自不同的習(xí)性，高嶺石多呈現(xiàn)速度敏感性，伊利石、伊/蒙混層多呈現(xiàn)淡水敏性，綠泥石和碳酸鹽多呈現(xiàn)鹽酸和土酸的酸敏性。而低滲透油層同時(shí)含有多種黏土礦物和碳酸鹽，其體現(xiàn)的敏感性將十分復(fù)雜，必須精細(xì)診斷，區(qū)分主次，對(duì)癥下藥，動(dòng)態(tài)模擬，以求優(yōu)化。

1.1.4 地層原油油質(zhì)偏稠和原油飽和度不足

油質(zhì)偏稠導(dǎo)致了流動(dòng)黏滯力增強(qiáng)。有些油層埋深位置大于3 000 m，儲(chǔ)層物性相對(duì)不發(fā)育，同時(shí)油質(zhì)亦偏稠，開發(fā)中往往體現(xiàn)低產(chǎn)低效能。對(duì)該類儲(chǔ)層的增產(chǎn)改造比往常注重于壓裂機(jī)械造縫或針對(duì)無(wú)機(jī)填隙礦物酸化解堵，實(shí)施效果較差。通過(guò)跟井分析，發(fā)現(xiàn)油質(zhì)偏稠帶來(lái)的強(qiáng)流動(dòng)黏滯力很強(qiáng)，即儲(chǔ)層內(nèi)流體的流變性很差，即使有較發(fā)育的孔隙度和滲流空間，黏滯作用也將導(dǎo)致儲(chǔ)層內(nèi)流動(dòng)溢出效率較低，產(chǎn)量偏低。

油層含油飽和度不足可能導(dǎo)致地層供液不連續(xù)。這是一類非常特殊的誘發(fā)低產(chǎn)的因素，已發(fā)現(xiàn)許多井層存在間溢現(xiàn)象，即時(shí)有溢出，時(shí)有間斷。地層壓力系數(shù)高，但所含的液相呈不飽和狀態(tài)或不均勻分布，在注水補(bǔ)能的影響下，地層流體壓力不斷變化，導(dǎo)致向井筒的泄油量亦不斷變化，油井日產(chǎn)量不穩(wěn)定，有時(shí)不達(dá)商業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)，有時(shí)又超出商業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)。措施上目前采用間開聚能，有一定效果。

1.2 工藝措施的不匹配性(外因)

1.2.1 壓裂措施中的不利因素

壓裂推擠作用致黏土微粒堆積形成致密環(huán)帶。低滲透油藏的壓裂過(guò)程，依靠的是機(jī)械沖擊力，因此儲(chǔ)層中的黏土等填隙物不可能被有效溶解并排出，而是在壓裂液的巨大推力作用下向儲(chǔ)層內(nèi)部快速遷移，形成一個(gè)致密膠結(jié)環(huán)(圖3)，在壓后初期可能由于泄油帶巖石的破碎而獲得一個(gè)瞬時(shí)高產(chǎn)值，但持續(xù)時(shí)間不會(huì)很長(zhǎng)，產(chǎn)量會(huì)出現(xiàn)陡減趨勢(shì)線形態(tài)，后期開發(fā)無(wú)法長(zhǎng)期維持。

對(duì)某一整體開發(fā)區(qū)塊而言，很多不適宜壓裂的井層經(jīng)壓裂投產(chǎn)后儲(chǔ)量整體動(dòng)用程度極低，且存在投產(chǎn)井過(guò)早出現(xiàn)高含水狀態(tài)。這是由于儲(chǔ)層內(nèi)含有較多的移動(dòng)性黏土微粒(自生晶粒狀高嶺石)，水力壓裂的水流柱頭沖擊可導(dǎo)致微粒被帶動(dòng)向儲(chǔ)層內(nèi)部遠(yuǎn)離井筒部位遷移。在壓裂液波及范圍的外側(cè)形成致密阻滯環(huán)帶，影響了油氣向井筒的溢出能力，從而使得壓裂后瞬間有一個(gè)高產(chǎn)值，但較短周期內(nèi)產(chǎn)量迅速遞減。壓裂后所產(chǎn)生的機(jī)械破裂縫隙，接納了后期注水井的能量補(bǔ)給，原油產(chǎn)量在不增的情況下，產(chǎn)出水量逐級(jí)增加，最終導(dǎo)致該儲(chǔ)量塊在整體動(dòng)用率較低的情況下，許多投產(chǎn)井伴隨轉(zhuǎn)注井的啟動(dòng)而出現(xiàn)高含水狀態(tài)。

表1 勝利探區(qū)典型低滲透區(qū)帶儲(chǔ)層黏土礦物含量

圖3 壓裂液推進(jìn)形成的致密膠結(jié)環(huán)

1.2.2 常規(guī)酸化措施中的不利因素

目前，常規(guī)酸化井采用的措施仍然是針對(duì)中、淺層中、高滲透層的方式，即利用鹽酸對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層的酸化和利用土酸、復(fù)合酸對(duì)砂巖儲(chǔ)層的酸化，目的均是以再次提高產(chǎn)能為主。一般情況下，這些中、高滲透井層初次試油都是有商業(yè)油流產(chǎn)值的。但低滲透層由于先天儲(chǔ)集性條件不足，往往都是在初次試油無(wú)果的情況下再行二次改造的，其滲透性改造的條件十分苛刻，微弱副作用可能起到“致命”的效果。譬如，中滲條件下，微弱的速敏效應(yīng)對(duì)中滲透油層改造后產(chǎn)量值幾乎無(wú)影響，但對(duì)于低滲透層，微弱的速敏可能導(dǎo)致產(chǎn)出井的瞬間停產(chǎn)。同理，其他類的敏感效應(yīng)也是影響低滲透油層井產(chǎn)出量受阻的關(guān)鍵因素。由于低滲透油層存在多類敏感性，因此改造措施必須根據(jù)儲(chǔ)層性質(zhì)和敏感性特點(diǎn)選好配方，經(jīng)動(dòng)態(tài)流動(dòng)模擬優(yōu)選后才能付諸實(shí)施。

2 低滲透油藏產(chǎn)出量不足的對(duì)策

針對(duì)上述分析，結(jié)合勝利探區(qū)不同地區(qū)部分低滲自然求產(chǎn)失利或二次改造失利的井例，提出了增產(chǎn)對(duì)策并付諸現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，獲得了明顯效果。

2.1 低滲透油層溢出量不足的對(duì)策

地層能量與儲(chǔ)層的滲透性決定了一口油井的產(chǎn)量。由于原油溢出點(diǎn)頻度高，高滲透層在常壓下就能獲得高產(chǎn)。相反，低頻溢出點(diǎn)導(dǎo)致低滲透層在異常高壓下產(chǎn)量也不一定達(dá)到商業(yè)油流值，在常壓下產(chǎn)量更低，有時(shí)稱地層供液枯竭。開發(fā)后期的地層剩余能量不足是普遍現(xiàn)象，但不同的剩余能量值對(duì)應(yīng)于不同的儲(chǔ)層物性條件，其相應(yīng)產(chǎn)量值也有所不同。因此，對(duì)某一固定剩余地層能量的油藏而言，如果當(dāng)前產(chǎn)出量值在商業(yè)標(biāo)準(zhǔn)之下，除注驅(qū)補(bǔ)充能量之外，也可以通過(guò)改善儲(chǔ)層物性——增加原油溢出點(diǎn)頻度來(lái)提高產(chǎn)量。

以G54-X4井為例，該井層為一小型灘壩砂油藏，單層厚度較薄(2 m左右)，平面展布范圍亦不足1 km2，儲(chǔ)量20×104t。該井區(qū)多口井累計(jì)采油逾千噸，歷時(shí)2年以上，但隨著地層能量的下降，多數(shù)井的產(chǎn)量開始滑落至工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)之下，并逐漸關(guān)閉了多個(gè)井層。調(diào)查發(fā)現(xiàn)，開發(fā)中后期此類井不在少數(shù)，一般認(rèn)為由地層能量降低引發(fā)的產(chǎn)量不足，其改造價(jià)值不大，因此采取的措施基本都是停井積聚能量。

實(shí)驗(yàn)和經(jīng)驗(yàn)均證實(shí)，對(duì)于具有一定滲透性的油藏，地層能量在降低的過(guò)程中，油井產(chǎn)量逐漸降低，當(dāng)產(chǎn)量為零時(shí)，不同油藏地層殘余能量會(huì)穩(wěn)定在一個(gè)固定值，但絕不是零值。而當(dāng)油藏滲透性能得到改善或受到傷害時(shí)，產(chǎn)量為零時(shí)所對(duì)應(yīng)的地層平衡能量值隨即發(fā)生變化。通常油藏滲透率提高，平衡能量值降低；滲透率降低，平衡能量值升高。這就意味著，對(duì)應(yīng)于一定滲透性的地層能量(地層靜壓力)值，應(yīng)有一個(gè)固定的平衡能量值與產(chǎn)量值吻合；而產(chǎn)量為零的地層，如果進(jìn)一步提高滲透性，產(chǎn)量仍會(huì)提高。

G54-X4井經(jīng)過(guò)2年多的開采后目前原油產(chǎn)量?jī)H有0.1 t/d，由于地層能量枯竭已停產(chǎn)停井半年。依據(jù)本文所考慮的誘發(fā)因素，運(yùn)用巖石學(xué)診斷結(jié)論，發(fā)現(xiàn)了卷片狀伊利石和結(jié)晶碳酸鹽雙重傷害作用，設(shè)計(jì)了對(duì)該類井層的酸化方案，進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)再改造試驗(yàn)。實(shí)施效果顯示，原油產(chǎn)量恢復(fù)到5.6 t/d，半年后仍然穩(wěn)產(chǎn)，改造效果明顯。該井的增產(chǎn)改造成功，證實(shí)這類井仍存在較高的后期開發(fā)潛力。

2.2 油、水關(guān)系不落實(shí)的對(duì)策

有些待措施的井層含有多個(gè)小層，正如前述分析，這些層往往是不同沉積相或不同亞相的疊加，油水關(guān)系比較復(fù)雜。因?yàn)閷颖?，測(cè)井解釋對(duì)油水層的界定存在一定偏差。但在一般情況下，為了工藝實(shí)施的方便性和經(jīng)濟(jì)考慮，常采用“多層合試”。一旦遇到其中的含水層，則油層的貢獻(xiàn)率因?yàn)槠涫`力大而被“淹蓋”。

對(duì)S13-X630井進(jìn)行的現(xiàn)場(chǎng)改造試驗(yàn)印證了這一觀點(diǎn)。該井共含4層累厚14.2 m，綜合測(cè)、錄井解釋均為油層，4層合試施工，泵入時(shí)泵車壓力異常偏低，僅為16～23 MPa，推測(cè)遇到水層，試采結(jié)果為17 t/d液量，油不足1 t/d，含水近100%。如果對(duì)該井4層進(jìn)行分別封隔作業(yè)，出油效果將會(huì)更好。后期部署的L37-5井考慮了這一弊病，油量大幅增加。

油區(qū)“多層合試”是個(gè)傳統(tǒng)做法，基于巖石學(xué)的診斷結(jié)論證實(shí)這一做法存在不合理性，建議老井復(fù)查重新挖掘被忽略的潛力層系，分層封隔作業(yè)，對(duì)目前的產(chǎn)量應(yīng)有所貢獻(xiàn)。

2.3 多敏性的對(duì)策

致密低孔低滲多敏是低滲透油藏的普遍特點(diǎn)，但形成低孔低滲的沉積、成巖因素錯(cuò)綜復(fù)雜，而多類敏感性并存又給這類油藏的滲透性傷害“雪上加霜”。針對(duì)該類油藏的增產(chǎn)改造技術(shù)，要求同時(shí)兼顧考慮預(yù)防各類敏感性，不慎的化學(xué)方案、甚至酸液濃度的不適宜都會(huì)導(dǎo)致措施失敗。同時(shí)，一系列針對(duì)不同填堵礦物類型的用酸矛盾問(wèn)題也困擾著該類油藏的整體改造方案。

以Y227-1井為例，該井系砂礫巖儲(chǔ)層，厚度大(累厚30 m以上)，儲(chǔ)量逾百萬(wàn)噸，砂體內(nèi)相對(duì)高滲范圍受橫向疊置的復(fù)雜性影響，初期產(chǎn)量不理想。中等水力壓裂后暫時(shí)獲得工業(yè)油流，但遞減趨勢(shì)明顯，整體開發(fā)前景不容樂(lè)觀。巖心含油性分析發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)層呈現(xiàn)碎屑充填基底式膠結(jié)，細(xì)礫級(jí)含量占居主導(dǎo)，原油呈現(xiàn)斑狀、斑塊狀或局部集中分布。儲(chǔ)層中的黏土礦物有易形成水敏傷害的伊蒙混層礦物，也有易形成速敏傷害的高嶺石和易形成各種酸敏傷害的綠泥石、含鐵碳酸鹽等。由此可見，除巖性非均質(zhì)性明顯外，儲(chǔ)層的多敏性是后期改造對(duì)策的難點(diǎn)，含油性呈現(xiàn)的非均質(zhì)特性對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育規(guī)律的控制也增添了難度。下一步適合的改造對(duì)策：穿透力較強(qiáng)(壓裂規(guī)模大)的大型壓裂措施，壓裂的擴(kuò)展半徑越大，貫穿的非均質(zhì)面積越大，產(chǎn)量越高。而中、小型壓裂規(guī)模小，擴(kuò)展半徑局限，奏效率偏低。對(duì)Y227-1、Y22-2等井采用大型壓裂后，獲得了比前期更好的穩(wěn)定產(chǎn)量。

2.4 油質(zhì)偏稠的對(duì)策

油質(zhì)偏稠導(dǎo)致W55-X21井產(chǎn)量維持在2 t/d以下。主要原因是原油含蠟高，黏滯力強(qiáng)，其他近井地帶生產(chǎn)井的產(chǎn)量在1～5 t/d不等，多井等待增產(chǎn)措施，W69-X22、X23井先后進(jìn)行了水力壓裂，初期增產(chǎn)效果好(20 t/d 左右)。一月后均降為5 t/d左右，仍在保持產(chǎn)量遞減狀態(tài)。

對(duì)W55-X21井進(jìn)行了酸化改造，改造前產(chǎn)液量1.8 t/d，改造后1.5 t/d，改造效果不佳。究其原因發(fā)現(xiàn)針對(duì)礦物充填的解堵方案是合理的，問(wèn)題在于原油中蠟質(zhì)含量高，凝固點(diǎn)高，原油流變性差。由于儲(chǔ)層本身滲透性差，在黏土微粒充填和碳酸鹽膠結(jié)雙重作用影響下，使得高黏度油流阻滯力極強(qiáng)，泄油范圍內(nèi)的溢出量在單位時(shí)間內(nèi)受到限制。因此，增加原油的流變性才是該井增產(chǎn)的關(guān)鍵。無(wú)機(jī)解堵僅起輔助改善原油流變性的作用，而合理的解堵或提高原油流變性的方案應(yīng)為：(1)熱酸化解堵；(2)前置液中加入蠟溶性稠油降黏劑，設(shè)計(jì)半徑3 m以上；(3)分步溶解分離：一是針對(duì)黏土的土酸酸溶，二是針對(duì)碳酸鹽膠結(jié)的鹽酸酸溶；(4)在井筒原油凝固點(diǎn)位置之下安放采油泵，并伴電熱桿連續(xù)采出。實(shí)施后，增油效果明顯。

2.5 油層含油飽和度不足的對(duì)策

已發(fā)現(xiàn)多井呈現(xiàn)不飽和間溢，以B425-X67井為例，油層在開發(fā)一段時(shí)期后，通過(guò)密閉取樣的分析結(jié)果看，含油飽和度已不足30%。該井目前原油產(chǎn)量維持在0.4 t/d，間開采油。依據(jù)對(duì)該井油層巖石礦物學(xué)特征的分析結(jié)果，實(shí)施了以進(jìn)一步改善儲(chǔ)層潤(rùn)濕性和擴(kuò)展孔喉體積為目的的分步酸化溶離改造措施，實(shí)施后原油產(chǎn)量有所提高，由0.9～3.5 t/d不等，有時(shí)連續(xù)以3 t/d左右液量產(chǎn)出，間開時(shí)間大為縮減。通過(guò)對(duì)地層壓力曲線的動(dòng)態(tài)矯正，結(jié)合儲(chǔ)層巖石架構(gòu)特征，得出：對(duì)儲(chǔ)層的滲流能力改造有明顯效果，但周圍注水井的間注和地下調(diào)配不均對(duì)該井產(chǎn)能造成影響，同時(shí)油層內(nèi)部含油飽和度隨著采出量的增加已明顯降低。當(dāng)井底原油聚集且未占滿井眼射孔面積時(shí)，油氣呈脈沖式上竄進(jìn)入井筒，此時(shí)產(chǎn)出量偏低；當(dāng)井底原油聚集且占滿井眼射孔面積時(shí)，井底呈飽和狀態(tài)，地層壓力推動(dòng)連續(xù)流動(dòng)相上返至井筒采油泵處，泵效較高，此時(shí)采出量較大。如對(duì)該井區(qū)實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定增產(chǎn)，必須調(diào)整注水方案，使注入水的波及范圍足夠，才能發(fā)揮最佳注水效果。

2.6 壓裂井失利的對(duì)策

壓裂推擠作用形成的致密環(huán)帶是油井無(wú)法長(zhǎng)期維持穩(wěn)定產(chǎn)量的關(guān)鍵。以WG101井孔店組為例，低滲透砂巖儲(chǔ)層，埋深2 771.80～2 832.00 m。進(jìn)行大型水力壓裂后，液量在不到兩周時(shí)間內(nèi)下降至1 t/d以下，因無(wú)商業(yè)價(jià)值隨即關(guān)井。根據(jù)對(duì)儲(chǔ)層巖石學(xué)特征分析發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)層主要為灰褐色油浸粉砂巖、細(xì)砂巖，泥巖含量8.8%～9.5%，含多類黏土礦物，易移動(dòng)。這些特征說(shuō)明，該類儲(chǔ)層采用壓裂措施增產(chǎn)，極易導(dǎo)致黏土微粒移動(dòng)，在壓裂帶周邊形成致密膠結(jié)環(huán)。正確的方式應(yīng)采用分步酸處理解堵，措施如下：(1)采用前置液、主體酸和后置液交替擠入，達(dá)到深部酸化改善地層滲流能力的目的；(2)由于前期已經(jīng)壓裂，施工初始排量可以先快后緩，末端排量控制在2.0 m3/min；(3)按照用酸順序依次將點(diǎn)觸酸前置液、復(fù)合酸主體液和緩釋防膨后置液注入，無(wú)需伴注液氮，返排時(shí)要均衡，不能忽快忽慢；(4)采用酸化泵抽排液一體化管柱，酸化后不噴直接下桿，排液，控制適宜的生產(chǎn)速度。實(shí)施后獲得穩(wěn)產(chǎn)5 t/d工業(yè)液量。

2.7 酸液與儲(chǔ)層不配伍的對(duì)策

低滲透油層孔喉填堵礦物類型復(fù)雜，滲透性極低，導(dǎo)致原油自然泄出能力不足的原因除與儲(chǔ)層孔點(diǎn)頻度有關(guān)外，還與不配伍的工藝措施有關(guān)。以臨南X463井為例，儲(chǔ)層滲透率僅有1.02×10-3μm2，存在鐵白云石膠結(jié)、高嶺石充填和綠泥石嵌堵多種傷害類型。常規(guī)酸化不能解決鹽酸溶解白云石且生成鐵沉淀、土酸溶解黏土且生成氟化鈣沉淀的用酸矛盾問(wèn)題。對(duì)策措施制定出前置緩溶鹽酸加低濃度氫氟酸解決白云石和潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)問(wèn)題，中置低配土酸和氟化氫銨解決黏土微粒的堵塞，后置混溶酸解決二次殘?jiān)鼏?wèn)題。實(shí)施后獲8 t/d工業(yè)液量,7.5 t/d商業(yè)油流，穩(wěn)產(chǎn)。

3 結(jié)論

(1)低滲透油藏在試油、試采和開發(fā)中的低產(chǎn)問(wèn)題不是由某一單因素決定，而是涉及到地質(zhì)、巖石礦物、巖石化學(xué)、流體、工程、工藝等多種學(xué)科體現(xiàn)的綜合因素，或者某幾個(gè)因素的綜合效應(yīng)。

(2)不同的井層存在不同的滲透性傷害類型，造成的地質(zhì)、工藝問(wèn)題亦不盡相同。本文所介紹的分析思路和方法措施對(duì)低滲透油層的改造具有探索性，低滲透油藏的復(fù)雜性遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出上述介紹的內(nèi)容。解決這些問(wèn)題，必須依賴多學(xué)科有機(jī)結(jié)合，綜合診斷，對(duì)癥下藥，才能為油區(qū)生產(chǎn)解決實(shí)際問(wèn)題。

(3)傳統(tǒng)的以巖石大類為目標(biāo)或根據(jù)經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行的常規(guī)酸化、壓裂設(shè)計(jì)的方法與儲(chǔ)層性質(zhì)極其復(fù)雜的低滲透油藏存在不吻合性，應(yīng)精細(xì)斟酌其解決對(duì)策，能源戰(zhàn)略接替的迫切性亦要求盡快解決低滲透儲(chǔ)藏的有效開發(fā)問(wèn)題，該方法可提供借鑒。

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(編輯 黃 娟)

Causes and countermeasures for low liquid production in low-permeability reservoirs in Shengli region

Zhang Shoupeng1, Teng Jianbin1, Yin Yumei2, Han Yiyun3

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopmentofSINOPECShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong257015,China;2.BinnanExtractionFactory,SINOPECShengliOilfieldCompany,Binzhou,Shandong256600,China;3.PetroleumEngineeringDesignLimitedCompany,SINOPECShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong57000,China)

Majordiscoveries have been made in the tight sandstone and strongly-cemented carbonate reservoirs in the deep formations of the Shengli region in the recent years. However, provenreserves have failed to increasesince the productionratefor liquids is low in a singe well. Oil-bearing core samples were collected from the wells with low permeability and low productionrate, and were tested to find out the causes for that low liquid productionrate. The complicated lithologic characteristics of reservoirs, crude oil properties and technical supporting measures were correlated with liquid shortage. Some internal and external factors for low liquid productionrate were identified. Low flow amountsresultingfrom the tight rock structure, an unclear oil/water relationship resultingfrom rock heterogeneity, various sensitivityresultingfrom clay variety, discontinuous output of crude oil resulting from low oil saturation, and oil flow deviationresultingfrom heavy oil were regarded as the internal causes. Clay particles in pore throats during fracturing and deposits from the reaction between acid frac-fluid and the reservoir made permeability become worse, which were regarded as the external causes. For different problems, the improvement measures for some single well layerswere formulated and producedgood results.

Shengli region; low permeability; oil layer; liquid producing shortage; cause; countermeasure

1001-6112(2015)04-0518-07

10.11781/sysydz201504518

2014-10-20；

2015-06-12。

張守鵬(1963—)，男，博士，教授級(jí)高級(jí)工程師，從事油氣實(shí)驗(yàn)地質(zhì)工作。E-mail:zhangshoupeng.slyt@sinopec.com。

國(guó)家重大油氣專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)科技重大專項(xiàng)：精細(xì)勘探關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)與系統(tǒng)配套”(2011zx05006-002)資助。

TE132.2

A