姬塬油田长8致密储层欠注机理研究及认识

陆小兵，王勇，宋昭杰 （中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西 西安710018）

姬塬油田长8致密油藏位于陕北斜坡中段西部，区域构造单一，总体为一宽缓西倾斜坡，沉积相以河流三角洲相为主，在局部形成起伏较小、轴向近东西或北东向 （隆起幅度10～30m）的鼻状隆起。沉积砂体分布受物源和沉积体系展布控制，砂体以水下分流河道为主，平面上主要呈西北至东南条带状展布［1］。

该区现有采油井3000余口，平均单井产能1．42t，综合含水32．6%。有注水井1162口，平均单井日注水25m3。在注水开发过程中，高压欠注井数较多，现有欠注井157口，日欠注2500m3，平均注水压力22．0MPa，且有部分注水井经酸化、压裂等增注措施后，仍然无法满足配注，导致区块压力保持水平较低，油田长期稳产后劲不足。因此，有必要对该区高压欠注机理进行研究，为高压欠注治理过程中酸液体系配方的选择和施工参数的确定提供借鉴。

1 储层物性分析

通过电镜扫描、X衍射和室内试验评价对姬塬油田长8致密油藏岩性特征、黏土矿物成分、储层孔隙、渗流特征等方面进行了分析。

1.1 岩性特征

通过对耿213井、耿270井、耿271井、耿299井的9块岩心进行X衍射全岩分析，结果表明姬塬油田长8储层岩石中，石英、正长石、斜长石、方解石、白云石的质量分数分别为28．43%、12．34%、33．74%、11．41%，0．88%，黏土质量分数平均11．33% （见表1）。由于含石英较多，后期可能存在氢氟酸酸敏，进行土酸酸化增注时，会产生氟硅酸沉淀，造成储层二次污染［2］。

1.2 黏土成分

姬塬油田长8储层黏土矿物分析，主要成分以高岭石为主，其次是伊利石和绿泥石。长8储层绿泥石表现为粒表附着、粒间充填 （图1），砂岩中粒表和孔隙填充石英、伊利石、绿泥石 （图2）。其中伊利石、高岭石、绿泥石、伊－蒙石质量分数分别为20．2%、44．2%、18．7%、11．4%。由于伊－蒙石、绿泥石均为水敏矿物，随着注入水注入地层后，地层水矿化度的不断降低，这些敏感性矿物会从层间分开成为自由的片状颗粒，与水溶液作用产生晶格膨胀或分散堵塞孔喉并引起渗透率下降，导致注水压力上升，地层吸水能力下降。

表1 X衍射全岩分析

图1 长8储层绿泥石

图2 粒表和孔隙间的石英、绿泥石和伊利石

1.3 储层孔隙类型

根据电镜扫描结果，姬塬油田长8储层主要以微孔 （长石溶蚀孔隙）为主 （图3、4），孔隙率为2．07%，占面孔率71．8%，其次是自生石英和黏土充填后的残余粒间孔和少许微裂缝，孔隙中不仅大量存在呈桥式连接的黏土，并伴有自生石英充填，孔隙间的连通性极差。孔隙度与渗透率呈明显的正相关性，渗透率的大小主要受孔隙发育程度控制。砂岩的储集和渗透能力主要依赖于基质孔隙与喉道，而不均匀的层理缝、层间缝及微裂缝对改善储层的孔隙和渗透率贡献相对有限。姬塬油田长8储层的孔隙结构特征决定了储层低孔超低渗特性。

图3 长石溶蚀孔隙

图4 长石溶蚀后形成的铸模

2 敏感性分析

储层潜在损害有：水敏、酸敏、盐敏、碱敏等敏感性，通过敏感评价试验判断是否存在敏感性伤害程度。根据表2、3水敏和酸敏试验结果，可以判断出该区岩样中－偏弱水敏，强－极强酸敏。图5为盐敏分析结果，可以看出，渗透率随注入液矿化度的降低而减小，临界盐度大于8000mg／L，属于中－强盐敏。图6为碱敏分析结果，可以看出，在碱性环境中，随着pH值的增大渗透率下降，岩样属于中～偏强碱敏。这是因为碱性环境中黏土颗粒易于分散、运移，诱发黏土矿物失稳，碱性介质与储层岩石反应使矿物颗粒分散，与地层水相互作用生成无机垢等，从而造成储层渗透率下降。

表2 姬塬油田长8储层水敏试验

表3 姬塬油田长8储层酸敏试验

图5 姬塬油田长8储层盐敏分析

图6 姬塬油田长8储层碱敏分析

3 配伍性分析

长庆油田地处西北干旱地区，地表径流较少，区内可用注入水水源主要以白垩系宜君－洛河层水为主。姬塬油田注入水以洛河层水为主，注入水水型为Na2SO4型，矿化度在1．4～5．1g／L之间。水中富含SO2－4等成垢阴离子，质量浓度在1600～2500mg／L左右。姬塬油田长8储层地层水水型为CaCl2型，矿化度13．29g／L，pH值7．25，水中富含Ca2＋、Ba2＋等成垢阳离子，质量浓度在2000mg／L左右。

通过室内试验表明，随着注入水中SO2－4质量浓度的增加，注入地层后对岩心伤害率随之增大，当SO2－4质量浓度达到2600mg／L时，岩心损害较大，最大达到48．1%，因此水型不配伍可能是造成地层堵塞的原因之一。此外，注入水矿化度远小于地层水，注入过程存在盐敏伤害，且随着地层水矿化度的降低，地层原有固液体系的平衡将遭到破坏，可能会引起黏土以及颗粒的运移，存在潜在的水敏伤害。

4 注入水水质分析

姬塬油田注入水以清水为主，现场水质分析结果表明，该区清水中机杂含量在1．5～3．5mg／L，粒径在3．5～8．5μm左右，该区渗透率一般介于0．1～0．5mD，平均渗透率0．38mD，受现有水处理工艺限制，注入水水质主要控制指标未达到国家行业标准SY／T 5329—94［5］中A级标准要求。

姬塬油田长8油藏储层孔隙细小，孔径在0．01～0．423μm左右，平均孔径为0．219μm，根据油田注水1／3法则，允许通过的固体颗粒粒径≤0．073μm。现有的水处理PE烧结管过滤系统滤后的机杂粒径分布在0．8～2μm，容易形成滤饼，从而造成近井地带地层堵塞。

5 结论

根据储层物性分析、敏感性分析、配伍性分析、注入水水质分析结果，认为造成姬塬油田长8储层高压欠注的主要原因如下：

1）储层致密，渗透率低，面孔率小，孔喉半径细小，地层渗流阻力大，是造成注水压力普遍偏高的主要原因。

2）长8储层黏土含量高，填隙物中高岭石、伊－蒙混层矿物、绿泥石等矿物的存在，导致注水开发过程中易造成水敏、速敏伤害，是注水开发后注水压力持续升高的主要原因。

3）地层水和注入水的不配伍，会在地层产生CaSO4、BaSO4垢沉淀，且贯穿整个注水开发过程，造成储层深部污染；同时，随着矿化度的降低，会打破地层原有固液体系的平衡，引起地层堵塞。它对储层渗透率的伤害加剧了注水开发后注水压力持续升高的趋势。

4）注入水水质不达标，是造成端面堵塞和近井污染，导致区块注水压力快速升高的原因之一。

［1］王晓婷 ．姬塬油田长8油藏高压欠注治理技术研究 ［J］．中国石油和化工标准与质量，2013，11（6）：147．

［2］张绍槐，罗平亚 ．保护储集层技术 ［M］．北京：石油工业出版社，1993．

［3］王小琳 ．注水开发中储层保护技术 ［D］．西安：西安石油学院，2007．

［4］李欢 ．姬塬油田长8砂岩储层物性特征研究 ［J］．科学技术与工程，2012，12（8）：1899～1903．

［5］SY／T 5329—94，碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法 ［S］．