敏感性储层原油解堵技术研究应用

王东林　徐光旭

摘要：文章通过对青西油田部分油井的快速降产原因分析，结合青西油田部分油井针对应力敏感性强的储层稳产难度大的特点，通过不断完善和改进，对部分油井实施原油解堵技术，或者小酸量酸化加原油解堵的复合解堵技术，取得了显著的增产效果。这两项技术不但丰富了青西油田储层的改造手段，也为复杂裂缝型油藏的措施改造开辟了一条崭新的途径。

关键词：裂缝型油气藏；敏感性；裂缝闭合；原油解堵

中图分类号：TE39 文献标识码：A

文章编号：1674-1145（2009）05-0160-03

一、引言

青西油田为构造控制下的深层复杂岩性裂缝型油藏，区内由一弧形断裂带区分为两个油藏，即柳沟庄油藏和窟窿山油藏。主力油层下沟组埋藏较深（埋深：4000～5300m），原始压力系数在1.28～1.36之间，为异常高压油藏，且天然裂缝十分发育，裂缝既是油气的主要储集空间又是油气的渗流通道。柳沟庄油藏和窟窿山油藏东块含油面积占整个油田的71.01%，储量占青西油田总储量的59.57%，岩性多为泥质白云岩、白云质泥岩互层，在岩石成岩作用过程中，由于地层失水或矿物重结晶和黏土矿物转化导致岩石收缩，再加上构造作用的影响，储层因层间滑脱而易形成层间缝和低角度缝。在生产过程中，这些油井普遍具有初产高、降产快的典型特征。由于近井地带渗流阻力的不断增大，部分油井生产压差不断扩大，大部分油井在地层压力高于饱和压力的情况下近井地带出现明显脱气，油井无法连续自喷，难以保持正常生产。由于青西油田复杂岩性、高闭和压力储层水力压裂尚未试验成功的情况下，在实践中开拓成本低、易操作的解堵技术显得非常必要。

二、敏感性储层油井降产及增产机理分析

（一）敏感性储层油井降产机理分析

由于窟窿山油藏东块和柳沟庄油藏储层岩性的组合特点决定了其储层裂缝类型主要发育层间缝和低角度缝，而裂缝可分为宏观裂缝和微观裂缝，宏观裂缝宽度在5.36～28.85μm的范围，主要集中在16μm，微观裂缝宽度1.6～6.3μm，岩芯样品试验表明裂缝对储层渗透率的贡献超过99%。储层应力敏感性实验结果表明为强应力敏感性，净应力在20MPa以前，裂缝宽度急剧下降，储层渗透率下降超过50%，而且大裂缝的应力敏感性更强。在该区块投产（或酸化投产）获得较高产能的油井，都具有一个共同的特点：初产高、降产快。由于地层压力高、裂缝发育、储集能力及渗流能力较好，投产初期油气主要在宏观裂缝中流动，因而油井获得了高产；但是由于储层基质孔隙度及渗透率非常低，孔隙给裂缝供油气速度低，造成裂缝中流体压力下降，从而使裂缝趋于变窄（或闭合）。

同时，当流体在作为储层主要渗流通道的裂缝、微裂缝中流动时，以一定流速使一些黏土矿物从裂缝壁面上脱落下来，产生微粒，并随流体一起在裂缝中运移，在窄小处发生堵塞，流速越大，从孔隙表面上脱落下来的黏土矿物就越多，造成的损害也越严重。黏土微结构的特征及黏土粒径与孔喉尺寸的匹配关系表明，在低流速时地层即可释放微粒，由于孔喉直径大，产生的微粒不足以堵塞孔喉，出现随流速增加渗透率增大现象。黏土微结构的逐渐破坏，使得地层微粒堵塞孔隙，因此出现流速的进一步增大，其渗透率逐渐降低，速敏损害程度增加。青西油田下沟组储层的煤油速敏和盐水速敏为中等到强（见表1、表2）。

因此，油井快速降产的主要原因是储层应力敏感性强（主要是上覆岩层造成的），造成近井地带裂缝快速变窄（或闭合），以及油井酸化后裂缝壁面岩石抗压强度降低所引起的微粒运移、生产过程中产量波动大即速敏所引起的微粒运移及钻井完井滤液及酸液所引起的黏土晶格膨胀等原因造成的局部桥堵，造成储层渗流能力大幅度下降。

（二）原油解堵试验及复合解堵增产机理分析

早在1997年曾在窟窿山油藏东块的窿1井实施了8次“非酸性解堵”措施，其中1次无效外，其余均有一定的增产效果，通过历次解堵措施的剖析，解堵有效的都是在酸化措施有效解除油层污染（酸化后表皮系数已由29.8下降至-5.9）之后进行的，而无效的则是在油层严重污染（1998年用比重1.85的泥浆压井，历时30天打捞井下落物后产液量大幅下降）的情况下进行的，这说明“非酸性解堵”措施增产的机理并不是在于解除储层的污染。该井历次措施后均表现初产及油压较高、递减快的特征，这与酸化后的生产特征极为相似。多次测压结果表明油层压力较高，而且测压长达10天以上未出现径向流直线段，这证明油井快速降产不是因地层压力大幅下降引起的，而是由于储层应力敏感性强引起裂缝快速变窄（或闭合）、近井地带渗流阻力增大引起的。因此该井“非酸性解堵”增产机理主要在于向油层高压、大排量挤入适量解堵剂及本井原油的过程中：一是部分消除生产过程中近井地带压力下降所引起的应力敏感，提高近井地带的渗透性；二是对于酸化后裂缝壁面岩石抗压强度降低所引起的微粒运移、生产过程中引起的微粒运移等原因造成的局部桥堵具有疏通的作用；三是有抗乳化剂的性能，使得部分微裂缝中的残酸液和钻井滤液得以返排；或三者兼而有之，从而达到了油井增产的目的。

对于裂缝性油藏而言，天然裂缝的开启状态直接影响着油井的产量，保持被酸液疏通的裂缝与相连通的天然裂缝能处于张开状态是制约油井酸化增产量和有效期的关键。为了使油井的裂缝能够较好地处于张开状态，使其导流能力得以提高和恢复，首先采用向井内注入具有较好的缓速性能、对储层伤害性较低且返排能力较好的乳化酸。乳化酸具有延迟反应的特性，能够在较长的施工时间内保持有一定的活性，使堵塞物得以充分解除，裂缝得以延伸和拓宽，从而提高油井产量。然后再向井内高压、大排量挤入加有活性剂的原油，表面活性剂的存在有利于微细裂缝中泥浆滤液和原油的返排，性质较好的原油与储层的配伍性较好，能最大限度地降低解堵过程中对储层污染的风险，从而达到了疏通油流通道的目的。另外原油进入油层后，还提高了近井地带原油的饱和度，有效地提高了原油的相对渗透率，从而使油井再次增产。

三、原油解堵技术的改进和提高

（一）对解堵液配方进行调整

针对油层埋藏深、温度高的实际情况，分析认为有机质堵塞的可能性小，因此取掉原解堵剂配方中的溶剂油和二甲苯，提高原油的比例（由原来的42%提高到93%），而且考虑到本井原油与储层的配伍性好，能最大限度地降低措施过程中对储层造成二次污染，解堵原油尽量采用本井原油。与此同时，根据实验结果对表面活性剂进行了筛选，大大提高了微细裂缝中泥浆滤液和原油的返排能力。对部分污染严重的油井实施小型酸化+原油解堵的工艺，确保不将污染推入深层。

（二）提高施工参数

在保证套管、油管、井口及地面高压管汇等井下工具安全施工的情况下，最大限度地提高施工排量及压力，以冀达到撑开近井地带部分已闭合的裂缝和疏散裂缝中的微粒之目的。在裂缝延伸压力梯度和地层压力梯度下，排量为1.0～3.0m3/min时预计的井口泵压见表6。使用乳化酸和原油时，按照20％降阻率计算，施工排量可以达到2.5m3/min，在现场施工中可以根据施工压力变化情况调整排量，设计排量在1 m3/min～2.5 m3/min之间。

（三）严格选井、选层，措施后用小油嘴进行放喷

严格选择射孔有效厚度小的井、层，以有利于集中进液，从而达到有效撑开裂缝的目的；选取地层压力保持水平较好、累计产油量低、压降漏斗范围小，储层裂缝以低角度缝为主，裂缝发育规模小、连通性较差，或微细缝发育、泥质含量高，黏土膨胀及微粒运移影响油井稳产以及酸化改造解除了污染而获得较高初产且因应力敏感强而快速降产的油井，同时这类油井沿用酸化管柱生产，可以不动管柱而直接施工，不但减少了施工工序以及储层受到二次污染的环节，而且也大大降低了措施成本。

措施后用较小的生产油嘴放喷及平稳生产，而不是用大油嘴快速放喷，从而避免再次因储层应力敏感而又快速降产，降低措施效果，这是酸化措施需快速返排所无法比拟的。

四、现场实施及典型井效果分析

（一）窿104J井解堵施工效果分析

窿104J井是2004年5月酸化获得高产的一口油井，用φ4mm油嘴生产，初产64.3m3/d，油压12.9MPa，生产至7月底，产量下降至24.0m3/d，油压2.5MPa。该井储层岩性主要以白云质泥岩、泥质白云岩为主，泥质含量较高，岩石塑性较强，导致裂缝发育宽度、规模有限，成像测井资料表明储层主要发育层间缝及低角度裂缝。且储层应力敏感强、裂缝变窄（或闭合）较快，加之酸化改造有效地解除了储层的污染（见图1），大大提高了储层的渗流能力，黏土矿物的脱落、运移，堵塞裂缝，降低了裂缝导流能力，从而导致酸化后的快速降产。该井地层压力较高（52.16MPa），累计产油量低仅2329t，射孔段（4580～4684m）有效厚度只有57m，且沿用酸化管柱生产，完全具备用原油解堵的地质及工艺条件。

针对油层埋藏深、温度高、有机质堵塞的可能性小，取掉原解堵剂配方中的溶剂油和二甲苯，提高原油的比列（由原来的42%提高到93%），而且本井原油与储层的配伍性好，能最大限度地降低措施过程中对储层造成二次污染的风险，同时根据实验结果对表面活性剂进行了筛选，大大提高了微细裂缝中泥浆滤液和原油的返排能力。

经充分论证后于2004年8月16日实施原油解堵，施工最高压力76.24MPa，排量1.26m3/min（由于无法建立套管平衡，限制了排量的进一步提高），入井总液量134m3（见图2）。

由于在施工前油管未进行清蜡，施工后开井生产不到1小时油管就被蜡堵死，经反复热洗、压裂车蹩洗才得以恢复正常生产，这使得措施效果受到了极大的影响，虽措施后产油量大幅度上升，由24.8m3/d上升至58.6m3/d，但有效期短，截至2004年10月底已经无增产效果，累计增产原油仅484t。2006年9月因产量低无法自喷生产，转抽后产液量只有5.0m3/d。

2006年11月对4530～4558m和4631～4655m补孔后没有获得产量，而后应用新的复合解堵技术合层进行第三次解堵（乳化盐酸21m3+原油60m3+乳化土酸25m3+顶替原油17m3），措施后产液量由措施前的5.0m3/d上升至稳定后的17.0m3/d，不但见到了较好的增产效果，而且使机采井再次变成了自喷井。

（二）柳4井原油解堵施工

柳4井的生产特征与窿104J井极为相似，即初产高、降产快。2004年5月25日对4234～4360m酸化改造后，用φ4mm油嘴生产，油压13.6MPa，产液量119.7m3/d，含水7.2%。生产至2004年9月初产液量已降至18.2m3/d，递减速度非常快，油压已降至2.2MPa，含水24%，酸化后累计产油量只有3950t，酸化获得增产量仅2928t。

经分析储层岩性为白云质泥岩、泥质白云岩，裂缝倾角集中在40°～60°，与窿104J井岩性、裂缝产状及生产特征都极为相似，同时该井地层压力仍保持在52.63MPa，其快速降产的主要原因是储层应力敏感性强，近井地带裂缝快速变窄（或闭合），其次是微粒的运移堵塞了部分裂缝通道。该井同样沿用酸化管柱生产，射孔有效厚度小（42m），有利于油层集中进液，有效撑开近井地带裂缝的可能性较大，具备很好的施工条件，因此借鉴窿104J井成功的经验，通过原油解堵再次撑开近井地带的裂缝，重新获得高产。2004年9月7日实施原油解堵，施工最高压力75.3MPa，最高排量1.04m3/min，入井总液量108m3（图略）。

施工结束后直接用φ4mm油嘴放喷及生产，产液量由18.2m3/d上升至96.2m3/d，含水由24%降至9%（图略）。由于汲取了窿104J井的经验教训，施工前首先进行热化学清蜡，因而没有发生油管蜡堵死现象，从而保证了油井的正常施工和平稳生产。截至2004年12月底已增产原油5569t，已大大超过酸化措施增产量（2928t），至2005年元月初产液量仍有65.3m3/d，含水16.5%，按目前递减速度计算，增产量将会达到1万多吨。

经过两口井原油解堵试验获得成功后，为了进一步扩大战果和试验范围，对该项技术又进行了改良：（1）只在前两罐（50m3）原油中加添加剂，其余均采用本井原油，这样在降低成本的同时也降低了安全风险；（2）对未进行过酸化的油井采取先挤前置盐酸（20m3），以达到解除近井地带泥浆污染的目的，随后进行原油解堵的复合改造技术。然后在不同类型降产的油井中进行试验5口井，结果成功3口，无效2口，反效为零，截至2007年12月底7口原油解堵井累计增产原油8217t，投入总费用172.14万元，投入产出比1：9.95。

五、原油解堵施工分析

青西油田白云质泥岩及泥质白云岩储层的碳酸盐含量普遍高于15%，进行酸压改造时，盐酸进入地层后主要溶解碳酸盐成分，而对其他主要矿物（如石英、长石、黏土）的溶蚀率很低，由于储层矿物成分及物性的非均质性和地应力的非均衡性，很容易在储层中形成优势的酸蚀裂缝，即形成酸蚀的主裂缝特征，对酸液返排极为有利，而原油解堵技术正是利用了酸压改造后的储层形成的酸蚀裂缝将原油大排量地挤入地层，将已变窄（或闭合）的裂缝重新撑开，疏通了油流通道，增大储层的渗流能力，从而获得增产。从图2可见，窿104J井原油解堵施工由于套管无法建立平衡限制了施工压力，但从停泵压降曲线来看，压力扩散较快，表明已变窄（或闭合）裂缝得到有效撑开，裂缝的导流能力有较大幅度的提高；从图1可见，在最初阶段，以较高的施工排量（0.9m3/min）及较高的施工压力施工，经过一段时间高压施工后，施工压力出现明显的下降，由75.3MPa降至66.4MPa，说明酸压形成的酸蚀裂缝已被重新撑开疏通，将堵塞在裂缝中的微粒解除，且压力仍在进一步降低，此后一直保持在70MPa以上，以较高的施工压力完成施工，从而获得较高的增产效果。

六、结语

综上所述，青西油田深井复杂岩性裂缝型敏感性储层的原油解堵技术仍在起步阶段，它不是普适的，有其选井、选层条件。国内外油层解堵技术多数为解除油层有机物质堵塞，油藏一般埋深较浅，油层温度较低，而对于青西油田深井复杂岩性裂缝型储层高温条件，不具有有机物堵塞的情况下，以解除因储层应力敏感性强、以及解除微粒运移对裂缝形成桥堵所引起的降产为主要目的原油解堵和复合解堵技术，具有成本低、措施有效率高（75%）、措施效果好的优点，该技术不但丰富了青西油田部分储层的改造手段，同时为同类深层裂缝性油藏的改造开辟了崭新的途径，而且其低成本在油田开发后期必将发挥更大的作用。

参考文献

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[4]刘永山，等．玉门青西油田特殊岩性裂缝性油藏深度酸化技术研究与应用[M]．石油工业出版社，2000．

作者简介：王东林（1981- ），男，青海人，中国石油玉门油田作业公司助理工程师；徐光旭（1969-），男，甘肃民勤人，中国石油玉门油田作业公司助理工程师。