江陵凹陷采油措施工艺评价

2014-04-23陈永长江大学地球科学学院湖北武汉430100中石化江汉油田分公司荆州采油厂湖北荆州434020

长江大学学报(自科版) 2014年8期

陈永（长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100；中石化江汉油田分公司荆州采油厂，湖北荆州 434020）

羊初珍（中石化江汉油田分公司荆州采油厂，湖北荆州 434020）

江陵凹陷资源量1.036×108t，目前探明花园、沙市、荆西、万城、八岭山、松滋6个油田，截止2012年底，探明含油面积21.75km2，石油地质储量1925.10×104t，资源探明率为18.58%。动用含油面积8.79km2，石油地质储量1061.96×104t，地质储量动用率48.15%，标定采收率为20.85%。

1 江陵凹陷储层及油藏开发特点

1.1 江陵凹陷储层特点

1）储层类型多。花园储层属于浅层中渗断块，沙市储层属于中深中渗断块，八岭山储层属于浅层低渗透，荆西、万城储层属于中深层低渗透，它们的生产层位基本都是新沟嘴组；松滋储层属于深层低渗透，生产层位主要是红花套组。

2）油砂体面积小，平面变化快，且厚度小。整个江陵凹陷断层纵横、砂体零散，其中分布面积最广的主力层为新沟嘴组，其最大有效厚度小于5m的油层占总面积的64.3%。

3）地层水矿化度高，黏土矿物差异大，存在一定的储层敏感性。地层水矿化度（15.6～22.4）×104mg/L，黏土绝对含量1.75%～22.3%，普遍存在压敏、中强酸敏、中强盐敏，中弱速敏、弱水敏。

1.2 江陵凹陷油藏开发特点

1）天然能量开采期产量下降快。陵76井区、万5油井投产半年，产量下降一半。

2）低渗透油层早期措施改造效果明显，但有效期短。

3）早期注水效果明显，但见效油井见水后含水上升快、产量递减快。

4）部分区块裂缝发育，注水暴性水淹。

2 江陵凹陷的采油措施

低渗油藏细小的渗流通道和低配比孔喉加剧了地层对环境变化的敏感性，任何与储层不配伍的外来流体进入储层后，都将污染油层，伤害严重。低渗导致低压、低压导致伤害、伤害导致渗透性更差，低渗油藏的恶性循环规律，最终导致低渗油藏长期处于低速低效开发。压裂、酸化、调剖等措施是改变这种低效开发局面必不可少的手段。

2.1 压裂

压裂是低渗油藏提高开发效果的主要手段，虽然压裂液对低渗油藏都有大于50%的伤害，且同种压裂液，渗透率越低伤害越大（见表1）。江陵凹陷陵76井区油层有效孔隙度为11.4%～17.9%，平均孔隙度 16.0%，空气渗透率平均为39mD，压力系数1.072，属中孔、低渗常压油层。该井区使用的瓜胶浓度普遍在0.5%以上，对地层的伤害在60%以上。实际该井区可对比压裂10口井16井次，其中第一轮次压裂9井次，有效7井次，平均单井次增油6323t，有效期1230d，平均日增液强度为 0.36m3/m，加砂强度为 0.98m3/m，第二、三轮次压裂合计压裂7井次，有效6井次，平均单井次增油929.7t，有效期532.5d，平均日增液强度为 1.7m3/m，加砂强度为2.37m3/m，效果良好，表现为重复压裂处理半径大，增液好但增油差。从陵76井区历年压裂效果与用砂强度关系如图1所示，从图1可以看出：一是压裂前日产油本身高的压裂效果差，二是开发初期增油效果较好且有效期长；三是增液效果与用砂强度成正向关系，与增油关系不明确。

表1 不同压裂液岩心伤害试验

分析存在上述问题的原因主要有：一是压裂产生的高导流通道，确实改善了油藏的渗流阻力；二是对地层造成污染的压裂液残渣在地层能量充足的情况下，可以从高渗通道返排出来，使得初期能量高时的压裂有效，而初期产量较高生产时间较长的井以及重复压裂、能量相对不足的井，即使后期注水跟上，也主要表现为增液不增油，效果普遍较差；因此对于低渗油藏压裂，先注水或者注气保持压力系数大于1，比追求低伤害的压裂液效果更好。

同样情况还有万5井区、12井区、陵72井区，其中陵72井区储层平均孔隙度11.25%，渗透率平均4.13mD，压力系数1.03，压裂除陵72-5井外，也取得了良好的效果。分析陵72-5井压裂效果差的原因有2点：一是断层分隔的边缘小块，物性差、含油丰度低（录井资料显示为灰褐色油斑粉砂岩，泥质胶结，含油不均匀）；二是低孔低渗导致的低压力释放难以冲洗人造裂缝断面依附的压裂液残渣，导致效果较差。

图1 陵76井区历年压裂效果与用砂强度关系图

2.2 酸化

1）新沟嘴组新沟嘴组黏土矿物以伊利石、绿泥石为主，以盐酸或者土酸为主体酸对油井酸化，出现油井不增油，产量反而下降的问题，长期以来只能以压裂作为增产措施。借鉴相似油藏西峰油田长8油层［1］，盐酸、土酸表现了强、极强的酸敏，酸化效果差的原因是酸化产生的沉淀在低渗的情况下导致了二次污染，进一步说明像新沟嘴组这类油藏不适合盐酸、土酸酸化。为此，通过研究评选了浓缩酸，并与盐酸、土酸体系进行了对比评价试验，结果见表2～4。显然，浓缩酸复配酸虽然对泥浆和岩心的溶蚀率不如盐酸、土酸体系，但确实改善了岩心的渗透率。

表2 泥浆溶蚀试验对比表

表3 新沟嘴组岩心溶蚀试验对比表

根据采油实际情况采取的酸化新措施如下：一是酸液体系的变化，由初期直接采用适应高渗的酸液体系，研究了适合低渗油藏的浓缩酸体系；二是施工上，由笼统酸化发展到分层酸化及水平井的均匀布酸工艺；三是施工排量也由小排量发展为大排量近破裂压力施工。

从可对比的陵72井区酸化情况看（见表5），措施层位均为新沟嘴组，除陵72斜-4采用土酸外，其他全部采用浓缩酸，且只有陵72斜-14井采用了前置25t的CO2助排，从表5中可以看出：一是酸液的改进、施工排量的加大，均使酸化效果好转，二是CO2助排使酸化效果变差，分析主要原因是油层钙、镁离子含量高，在高温生产过程中，因CO2的逃逸，可能导致二次污染。

表4 新沟嘴组岩心酸化流动试验

2）红花套组红花套组平均孔隙度13.7%，渗透率6.75mD，为低孔、特低渗储层。因黏土矿物组成中伊利石的含量达90.5%，不含绿泥石，而伊利石与盐酸、土酸、氢氟酸、氟硼酸的反应速度快，沉淀少［2］，采用盐酸、土酸的复合体系，对红花套油藏酸化能起到较好的增油、增液效果，红花套斜井酸化效果见表6。而从红花套组油藏有效期长、产量下降慢的情况看，红花套组酸化主要解除的是钻井泥浆污染，因酸化产生的沉淀本身少，且在地层能量充足的情况下，可以返排出来。因此红花套的新井全部采用该酸化体系投产，单井日产油6.6t，效果良好。

表6 红花套组油井酸化效果对比表

2.3 调剖

低渗油藏普遍存在微裂缝，早期注水效果明显，但见效油井见水后含水上升快、产量递减快，导致注水开发低渗油藏普遍存在低采出与高含水的矛盾。为了改变注水油藏的开发效果，提高采收率，2012年8～9月、12月份别优选对应油井多的陵76斜6-3井以及暴性水淹的SK8-9井进行深部调剖。

1）陵76斜6-3井措施层位为新沟嘴组，用酚醛树脂做调剖剂，分子量（1000～1500）万，用量300m3，地下交联时间为70h，施工排量6m3/h，泵压15MPa，套压10MPa，施工期间压力平稳，与设计一致。调剖后对应北、东方向油井陵76斜-2、陵76斜6-1、陵76斜6-2、陵76斜6-4井含水下降，产油量上升；而南面的油井液量、油量下降。整体见效甚微。

从调剖前后吸水指数变化可以看出，相对高渗的小层变得相对低渗，调剖应该取得较好效果。但从陵76斜6-3历年测吸剖的情况看，由于区块悬浮物含量、粒径中值长期超标，小层相对吸水自动动态变化（见表7），这次的调剖只是起到加速自动转化作用。

表7 陵76斜6-3吸剖测试相对吸水百分比

2）SK8-9井措施层位为渔洋组，其基质平均孔隙度为8.80%，平均渗透率为2.72mD，属于低渗、特低渗透油藏。地层流温102.16℃地层静温110.68℃，地温梯度3.03℃/100m；地层水氯根含量（4.0～8.5）×104mg/L，总矿化度（14.8～22.4）×104mg/L，水型为CaCl2，属于高温高盐油藏。

渔洋组天然裂缝发育，水井与油井间存在明显的窜流通道，因此选择无机颗粒类调剖剂。采取的技术对策为 “低渗裂缝油藏选择性调剖技术”框架，使用选择性封堵剂和过顶替。通过室内评选，选择封堵剂为 “高分子＋无机颗粒”，封堵率达73%，按 “5%～7%无机颗粒＋清水隔离液＋0.1%聚合物絮凝剂＋隔离液”的顺序，循环8次。施工排量7.2～14m3/h，调剖压力从18MPa上升到27.5MPa，在调剖施工后期，在调剖排量不变的情况下，调剖施工压力不断上升，说明地层渗流能力降低，油水井间的窜流通道变小。

调剖后进行注水指示曲线测试（见图2），调剖后注水井启动压力从11.0MPa下降到8.1MPa，吸水指数从21.9m3/（d·MPa）下降到11.4m3/（d·MPa）；而从调剖后注水井组的生产曲线看，尽管注水井注水压力在同排量下不断上升，但对应油井ES8的含水没有得到有效控制。这是因为SK8-9在初始注水834m3后ES8暴性水淹，而该次调剖后累计注水2128m3之后没有增油显示，说明该次调剖没有达到预期目的。分析原因为SK8-9与ES8井之间有大的裂缝沟通，裂缝渗透率与基质渗透率成2个或2个以上数量级差，双液法中高分子同无机颗粒之间通过氢键产生桥接，形成黏土絮凝体，吸附于裂缝旁的基质壁上，使得孔隙变小，即使封堵率可以达到73%，依然不能使裂缝的渗透率小于基质渗透率，因而随着注水的进行，在同排量下，注水压力虽有上升，但依然不能驱替基质中的原油，达到调剖目的。