陜北M油田長(zhǎng)8油藏注水井欠注原因及治理措施

張 萬

（延長(zhǎng)油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西 延安 717400）

陜北M油田區(qū)域構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部，構(gòu)造平緩。陜北M油田主要生產(chǎn)層為長(zhǎng)8油層，平均孔隙度為10.5%，平均滲透率為2.2×10-3μm2，屬于低孔低滲儲(chǔ)層，層內(nèi)非均質(zhì)性嚴(yán)重。該區(qū)現(xiàn)有采油井3000余口，平均單井產(chǎn)能1.42t，注水井1162口，現(xiàn)有欠注井157口，占比為11.6%，日欠注2500m3，平均注水壓力為22MPa。由于高壓欠注無法滿足配注，導(dǎo)致區(qū)塊壓力較低，油田產(chǎn)量長(zhǎng)期持續(xù)下降。所以有必要對(duì)該區(qū)塊注水井高壓欠注的原因進(jìn)行分析，并提出相應(yīng)的治理措施[1]。

1 欠注原因分析

1.1 儲(chǔ)層特征對(duì)欠注的影響

1.1.1 儲(chǔ)層填隙物

鑄體薄片和掃描電鏡鑒定結(jié)果表明，陜北M油田長(zhǎng)8油藏儲(chǔ)層物性極差，巖石中鐵泥質(zhì)雜基、碳酸鹽巖膠結(jié)物和粘土礦物含量偏高是儲(chǔ)層高壓欠注的主要原因之一。

1.1.2 儲(chǔ)層物性

陜北M油田長(zhǎng)8油藏的最大喉道半徑小于15μm，在注水開發(fā)中屬于差儲(chǔ)層；中值喉道半徑在 0.028～0.423μm。喉道分選系數(shù)為 1.523～2.146。儲(chǔ)層滲透率主要由0.15～1.5μm大小的喉道貢獻(xiàn)；控制儲(chǔ)層孔隙空間的喉道大小主要是0.1～1.0μm級(jí)。由儲(chǔ)層巖心的物性統(tǒng)計(jì)可知，該區(qū)儲(chǔ)層的孔隙度在4.29%～17.62%，平均值為10.89%，變異系數(shù)0.26，突進(jìn)系數(shù)1.62，極差4.11，K 值只集中 （0.1～1） ×10-3μm2。綜合以上分析并結(jié)合儲(chǔ)層的分類依據(jù)判斷綜合以上判斷陜北M油田長(zhǎng)8油藏為低孔特低滲儲(chǔ)層。

1.1.3 儲(chǔ)層敏感性

陜北M油田長(zhǎng)8油藏存在中等偏弱的速敏，其速敏平均傷害率為42.3%。由于該油藏注入水礦化度約為3500mg/L，低于平均值是6590.4mg/L的儲(chǔ)層臨界礦化度，因此會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成一定的鹽敏性傷害。該油藏存在弱堿敏性，堿敏指數(shù)平均為0.13，堿敏傷害程度為弱。各種敏感性傷害同時(shí)存在，具有疊加效應(yīng)，累積傷害導(dǎo)致其注水壓力升高[2]。

1.1.4 儲(chǔ)層吸水能力

陜北M油田長(zhǎng)8油藏巖石自吸含水飽和度較低，平均為17.9%，其主要原因是該油藏孔隙喉道非常細(xì)小、液相流動(dòng)能力很差，端面的束縛水占據(jù)了可流動(dòng)通道，使微細(xì)喉道控制的孔隙空間很難進(jìn)水，阻止了水的流通，導(dǎo)致整個(gè)巖心的吸水飽和度很低，由此說明液相圈閉傷害是造成該儲(chǔ)層注水困難的主要原因之一[3]。

1.2 地層水和注入水配伍性對(duì)欠注的影響

注入水水型為Na2SO4型，礦化度在3500mg/L左右。水中富含SO42-等成垢陰離子。而油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層地層水中富含Ca2+等成垢陽離子。通過室內(nèi)試驗(yàn)表明，隨著注入水中SO42-質(zhì)量濃度的增加，注入地層后對(duì)巖心傷害率隨之增大，因此水型不配伍是造成地層堵塞的原因之一。陜北M油田長(zhǎng)8油藏存在明顯結(jié)垢趨勢(shì)，結(jié)垢類型主要是硫酸鈣垢，結(jié)垢是造成該油藏高壓欠注的主要原因之一。

1.3 井筒因素對(duì)欠注的影響

由于井筒在長(zhǎng)期的注水過程中，注入水如果是污水會(huì)加劇井筒的腐蝕，并且部分井由于腐蝕產(chǎn)物的存在出現(xiàn)了較為嚴(yán)重的結(jié)垢堵塞現(xiàn)象。其次由于陜北M油田長(zhǎng)8油藏儲(chǔ)層孔隙細(xì)小，平均孔徑為0.219μm，機(jī)雜粒徑分布在0.8～2μm，所以容易形成濾餅，從而造成井筒附近地帶地層堵塞。井筒由于在施工作業(yè)過程被帶進(jìn)去的固體臟物也會(huì)堵塞水嘴。各種井筒堵塞使得注水壓力偏大，甚至出現(xiàn)注水壓力過高注不進(jìn)去的現(xiàn)象。

1.4 地面注水系統(tǒng)對(duì)欠注的影響

首先隨著注水井井?dāng)?shù)的增加導(dǎo)致超出了原有設(shè)備最大注水能力，使得部分注水井無法滿足預(yù)定的配注要求。其次由于注水管網(wǎng)較大的原因，部分管網(wǎng)末端由于壓力損耗的原因使得末端分壓較低，初步統(tǒng)計(jì)由于這個(gè)原因而欠注的井有14口，日欠注量達(dá)到289m3左右。

2 欠注井分類治理及措施效果分析

2.1 儲(chǔ)層原因欠注井治理

利用酸壓及解堵來改造儲(chǔ)層從而增加這類井儲(chǔ)層吸水能力。2018年利用混合多元酸酸壓增注措施對(duì)初期欠注的JY-5井進(jìn)行改造，發(fā)現(xiàn)油壓和套壓都降低了，降低幅度分別為2.9MPa和3.3MPa，措施日增注量為18m3，效果較好。針對(duì)由于地層結(jié)垢堵塞導(dǎo)致的高壓欠注井應(yīng)通過酸壓解堵的方式進(jìn)行增注。多氫酸酸壓等單井增注措施41次，措施有效率91.4%，措施前平均注水壓力為 18.1MPa，措施后為 15.9MPa，降低了2.2MPa，日增注617m3，效果較好。

2.2 注入水與地層水配伍原因欠注井治理

預(yù)防由于水型不配伍導(dǎo)致的結(jié)垢措施，主要是針對(duì)由于水型不配伍而出現(xiàn)CaSO4結(jié)垢嚴(yán)重的問題，通過將納濾脫硫酸根技術(shù)廣泛應(yīng)用于地面注水系統(tǒng)處理方式中，從而有效降低了注入水中的 SO42-含量，經(jīng)處理后的納濾水 SO42-由2745.47mg/L降為1223.57mg/L，從源頭上有效預(yù)防了結(jié)垢問題。合適的阻垢劑也能很好預(yù)防結(jié)垢。

2.3 井筒原因欠注井治理

針對(duì)由于井筒原因?qū)е碌那纷⒕饕峭ㄟ^洗井及水井檢串這兩種方式來處理。對(duì)于存在井筒中的污染物和吸水層段的滲濾面的濾餅可通過洗井的方式來進(jìn)行有效清除，從而大幅降低井筒的堵塞狀況，洗井效果較為明顯。統(tǒng)計(jì)2018年陜北M油田長(zhǎng)8區(qū)塊注水井洗井次數(shù)為84井次，作業(yè)井的油壓和套壓均有降低，部分下降幅度較大的注水井有16井次，使得注水井的欠注效果改善。通過水井檢串的方式重點(diǎn)排查那些發(fā)生結(jié)垢或腐蝕穿孔的注水井管柱?？偣步y(tǒng)計(jì)2018年陜北M油田長(zhǎng)8區(qū)塊注水井檢串實(shí)施井次為32井次，累計(jì)更換油管長(zhǎng)度9754m。檢串后增注效果明顯。

2.4 地面注水系統(tǒng)原因欠注井治理

針對(duì)地面注水系統(tǒng)存在的問題，主要是通過優(yōu)化注水管網(wǎng)及末端二次增壓這兩種方式來處理。將姬五聯(lián)清水2#干線共37口井改由姬二十八轉(zhuǎn)注水，通過投運(yùn)姬二十八轉(zhuǎn)用大大提高注水能力，轉(zhuǎn)用后后有11口注水井的注水量顯著增加，注水量增加221m3/d，達(dá)到了要求的配注量。通過投運(yùn)增壓撬（塬33-103）來解決末端閥組欠注的問題，投運(yùn)后分壓分壓明顯得到提高，增加了4.1MPa，注水量增加55m3，取得了較好的效果。

3 結(jié)語

1)陜北M油田長(zhǎng)8油藏中膠結(jié)物和粘土礦物含量偏高，儲(chǔ)層低孔特低滲，以及各種敏感性傷害是造成儲(chǔ)層高壓欠注的主要原因。針對(duì)陜北M油田長(zhǎng)8這類致密油藏投產(chǎn)初期欠注井可進(jìn)行酸壓改造措施，后期可通過酸壓+解堵措施使欠注井增注。

2)陜北M油田長(zhǎng)8油藏由于水型不配伍而存在明顯的結(jié)垢趨勢(shì)，結(jié)垢類型主要是硫酸鈣垢。應(yīng)用納濾脫硫酸根技術(shù)可從源頭有效降低注入水中SO42-含量，從而改善地層結(jié)垢狀況。

3)對(duì)于腐蝕結(jié)垢及井筒堵塞這類欠注井平時(shí)按計(jì)劃?rùn)z串，加強(qiáng)日常洗井以及做好清防垢治理，要以防垢為主。

4)通過優(yōu)化注入系統(tǒng)可有效提高注水系統(tǒng)能力，從而有效提高該類欠注井的注入能力；在末端增加注水撬可使處于管網(wǎng)末端分壓低的欠注井實(shí)現(xiàn)二次增注，可有效提高注入能力。