姬塬油田D3區(qū)C1油藏暫堵酸化工藝應(yīng)用評(píng)價(jià)

侯海峰(中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750006)

姬塬油田D3區(qū)C1油藏暫堵酸化工藝應(yīng)用評(píng)價(jià)

侯海峰(中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750006)

姬塬油田D3區(qū)C1油藏主要為三角洲前緣水下分流河道沉積，屬于特低滲巖性油藏。油藏地層水水型為氯化鈣水型，與注入水配伍性較差，油井見水后在近井地帶發(fā)生堵塞，造成油井油量下降，含水上升。本文主要對(duì)C1油藏見水機(jī)理進(jìn)行分析，并分析暫堵酸化解堵技術(shù)在實(shí)際應(yīng)用中的效果。

特低滲油藏；暫堵酸化；壓力保持水平；擠酸壓力

姬塬油田D3區(qū)C1油藏位于陜北斜坡的姬塬東部斜坡，于2003年鉆探評(píng)價(jià)井D3時(shí)發(fā)現(xiàn)，該井測(cè)井解釋油層23.2m，平均滲透率1.08×10-3μm2，平均有效孔隙度為12.3%，是典型的“三低”油藏（低孔、低滲、低壓）。

1 沉積概況

該區(qū)域內(nèi)主要含油層C1組為三角洲前緣及水下分流河道沉積相；延長(zhǎng)統(tǒng)時(shí)期，該層組受控于三角洲前緣沉積及水下分流河道相沉積，砂巖發(fā)育，形成了良好的油氣儲(chǔ)集條件。

1.1 巖性特征

該區(qū)油藏砂巖為粉-細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，長(zhǎng)石含量為50.2%，石英含量為23.6%，巖屑含量為8.9%，膠結(jié)類型為孔隙-薄膜式膠結(jié)；填隙物含量為11.09%，填隙物鐵方解石、綠泥石、水云母為主，還有少量的高嶺石、長(zhǎng)石質(zhì)等。

1.2 地層水的性質(zhì)

該區(qū)地層水為CaCl2型，地層水的總礦化度42.3-115.2 g∕l，平均為72.1g∕l，PH值平均6.4，呈弱酸性，表現(xiàn)為陸相湖泊型，油藏封閉性較好。

1.3 儲(chǔ)層的非均質(zhì)性

該區(qū)C1儲(chǔ)層平面上非均質(zhì)性較強(qiáng)；孔隙度、滲透率的平面分布受到沉積砂體的控制，水下河道發(fā)育的區(qū)域砂層厚度大，孔隙度、滲透率相對(duì)較高；水下河道不發(fā)育的區(qū)域砂層厚度相對(duì)較薄，孔隙度、滲透率也較低。

2 油井動(dòng)態(tài)特征

經(jīng)過(guò)近十年的開發(fā)動(dòng)態(tài)總結(jié)，該區(qū)油井動(dòng)態(tài)主要表現(xiàn)為三類，平穩(wěn)見效型、孔隙見水型、產(chǎn)降型。

2.1 平穩(wěn)見效型

平穩(wěn)見效動(dòng)態(tài)主要表現(xiàn)為三升一穩(wěn)，即油井液量上升、油量上升、動(dòng)液面上升、含水穩(wěn)定；從地層壓力測(cè)試來(lái)看，地層能量逐漸平穩(wěn)回升；主要通過(guò)剖面調(diào)整和注采調(diào)整均衡剖面達(dá)到平穩(wěn)見效,這類油井比例占39%。

2.2 孔隙見水型

隨著注水時(shí)間的延長(zhǎng)，油井含水逐漸上升，見水油井動(dòng)態(tài)主要表現(xiàn)為日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、含鹽下降、含水率上升、動(dòng)液面平穩(wěn)（即孔隙型見水），該類油井比例占28%。該油藏地層水中的Ca2+、Mg2+陽(yáng)離子含量較高，同時(shí)該區(qū)的注入水為洛河水，成垢HCO3-、SO42-陰離子含量較高。如果兩種水型在地層混合，產(chǎn)生的硫酸鹽沉淀（CaSO4、MgSO4）可能會(huì)對(duì)低滲儲(chǔ)層產(chǎn)生傷害，在一定條件下會(huì)堵塞滲流孔道，降低儲(chǔ)層的滲透率。

2.3 產(chǎn)降型

產(chǎn)降型動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為三降一穩(wěn)，即日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動(dòng)液面下降，含水穩(wěn)定，保持低含水；主要由于初期注水滯后或者后期注水調(diào)整不及時(shí)導(dǎo)致油井產(chǎn)量逐漸下降，主要通過(guò)后期強(qiáng)化注水補(bǔ)充地層能量再適時(shí)措施增產(chǎn)；這類油井比例占16%。

3 暫堵酸化解堵工藝的應(yīng)用

孔隙見水型油井在油田開發(fā)中比例高，見水后產(chǎn)能損失嚴(yán)重，通過(guò)近些年的礦場(chǎng)實(shí)踐總結(jié)，該類油井實(shí)施暫堵酸化后解堵效果明顯，達(dá)到恢復(fù)油井產(chǎn)能的效果。

3.1 暫堵酸化工藝解堵機(jī)理

暫堵酸化工藝解堵技術(shù)是把聚丙烯酰胺溶液攜帶暫堵劑先打入地層，封堵高滲透、大孔道地層或裂縫，所采用暫堵劑具有酸不溶、水不溶、油溶特性。當(dāng)酸化結(jié)束后，在出油孔道中由于原油浸泡作用將會(huì)自行解堵，與此同時(shí)對(duì)于出水孔道具有一定封堵作用，最終達(dá)到酸化解堵低滲油層，達(dá)到增油堵水目的。該工藝克服了常規(guī)酸化會(huì)造成酸化過(guò)程中酸液的“指進(jìn)”，導(dǎo)致酸液很少進(jìn)入或根本無(wú)法進(jìn)入低滲透層、或被堵塞及污染的出油孔道，從而造成油井酸化后含水上升，增油效果不明顯。

3.2 措施選井

從該油藏的暫堵酸化效果分析來(lái)看，油井初期產(chǎn)量大于5t，長(zhǎng)期保持高產(chǎn)，后期見水后產(chǎn)降，這類油井措施后單井日增油75%以上，并且措施有效期大于200天。暫堵酸化解堵效果較好的油井主要具有以下特征，油層的物性較好，初期產(chǎn)量較高，開發(fā)中有注水見效過(guò)程，見水堵塞后產(chǎn)量明顯下降，動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為典型的孔隙型見水；同時(shí)開發(fā)試井顯示地層能量較高。

3.3 暫堵酸化效果

統(tǒng)計(jì)D3區(qū)C1油藏近年的暫堵酸化，擬合措施日增油與壓力保持水平散點(diǎn)圖顯示，當(dāng)油井措施前壓力保持水平在105-130%之間時(shí)，單井日增油水平較高，措施效果較好。

從暫堵酸化日增油與擠暫堵劑壓力關(guān)系得出，當(dāng)擠暫堵劑壓力大于15MPa時(shí)措施效果較好。現(xiàn)場(chǎng)主要通過(guò)試擠壓力來(lái)確定暫堵劑配置濃度，從而更好的控制擠暫堵劑壓力。

從暫堵酸化日增油與暫堵劑用量關(guān)系得出，當(dāng)暫堵劑用量介于1.0-1.5t時(shí)，措施日增油較高，暫堵酸化效果較好；因?yàn)檫m量的暫堵劑能有效封堵見水以及高滲透層。

4 結(jié)語(yǔ)

（1）油井見水堵塞主要是由于粘土礦物的運(yùn)移以及注入水和地層水的不配伍導(dǎo)致的。

（2）油井動(dòng)態(tài)主要表現(xiàn)為平穩(wěn)見效型、孔隙見水型、產(chǎn)降型。

（3）初期產(chǎn)量較高，見水后堵塞，并且地層能量較高的油井暫堵酸化實(shí)施效果較好。

（4）暫堵酸化較好的油井，措施前地層壓力保持水平大于105%。

（5）暫堵酸化擠暫堵劑壓力大于15MPa，暫堵劑用量介于1.0-1.5t時(shí)，措施日增油較高，措施效果較好。

[1]劉麗麗等著,姬塬油田D3區(qū)開發(fā)方案,勘探開發(fā)研究院,2005.

[2]王道富,李忠興.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開發(fā)技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版,2003.

[3]胡文瑞.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)理論與技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2000.

[4]萬(wàn)仁溥.采油工程手冊(cè)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2000.