姬塬油田储层伤害特征评价及解决对策探讨

2014-05-02魏江伟

石油工业技术监督 2014年6期

赵攀，魏江伟，张明

1.西安石油大学石油工程学院（陕西西安 710065）

2.中国石油长庆油田分公司第五采油厂（陕西西安 710200）

中国石油长庆油田分公司姬塬油田（以下简称姬塬油田）位于鄂尔多斯盆地中部偏西北，区域构造上横跨天环坳陷和陕北斜坡，晚三叠世西北部的盐定三角洲、东北部的安边三角洲与西部的环县三角洲在此交汇，其主力生油层为延长组。目前已经达到年产原油300万t，是长庆油田实现5 000万t目标的重要资源基础。

1 储层伤害特征分析

储层伤害是指在储层打开及其随后的开发过程中，各种人为因素对储层自然供液能力的损伤。引起储层伤害的原因主要来自2个方面：一是由于外来流体与地层流体的不配伍，从而造成乳化堵塞、无机结垢堵塞、有机结垢堵塞，以及地层内固相沉淀的堵塞；二是外来固相颗粒的侵入造成孔喉的堵塞，工作滤液侵入及不配伍的注入流体造成的伤害，微粒运移以及细菌的堵塞等[1-3]。

1.1 储层地质特征导致的潜在伤害

根据对姬塬油田延长组储层的地质特征分析，储层伤害的潜在因素主要有以下几个方面。

1.1.1 储层中粘土矿物及其敏感性的潜在伤害

在油田开发过程中，粘土矿物是导致油层伤害的重要潜在因素。常见的粘土矿物有蒙脱石、高岭石、伊利石、绿泥石和混合层。由于它们自身的特性，使其在一定的外来因素的作用下对油层产生伤害。

姬塬油田长2储层填隙物平均含量11.96%，主要含高岭石、铁方解石、绿泥石；长4+5储层填隙物含量为15.9%，以铁方解石、方解石和高岭石为主，其次为绿泥石和硅质；长8储层中的粘土矿物主要为自生绿泥石，以及少量自生高岭石和伊利石。高岭石在絮流、高速流及压力剧烈波动的条件下，在油层内发生迁移，堵塞喉道。此外，绿泥石等酸敏性矿物与酸反应不完全时，其残余微粒也可以在油层内发生迁移，造成喉道的堵塞。对长8储层选择了具有代表性的岩样，进行了敏感性分析，结果见表1、表2。长8储层存在弱速敏、弱水敏、弱酸敏、弱碱敏、中偏弱应力敏感。

1.1.2 孔隙结构的潜在伤害

姬塬油田延长组储层属低渗-特低渗储层，其中长2储层喉道半径中值0.38μm，属中-小孔细喉型孔隙结构；长4+5及长8储层喉道半径中值0.26μm，属小孔细-微细喉型孔隙结构。姬塬油田延长组储层喉道半径中值较小，在钻井、完井及开发过程中，微细固相颗粒进入油层造成孔喉堵塞，钻井液、完井液、压裂液侵入与地层束缚水不配伍时，可造成沉淀或水锁效应，尤其是在长4+5及长8储层。

表1 长8储层水敏评价结果

表2 长8储层酸敏评价结果

1.1.3 地层流体的潜在伤害

姬塬油田长8储层地层水的总矿化度较低,但长2及长4+5储层地层水的矿化度较高（超过60 g/L），溶解有大量的Ca2+、Mg2+等离子。在钻采过程中，随着温度、压力的下降以及水中溶解的天然气的逸出，原有的化学平衡将会被打破，导致CaCO3等无机结垢的形成。延长组部分油井的原油含蜡量较高，在油田开发过程中，若注入流体的pH值较高及温度较低，将引起沥青从原油中析出。若注入流体的温度大大低于油层温度，将导致石蜡从原油中沉淀出来，形成有机结垢。

1.2 注水开发导致的潜在伤害

姬塬油田延长组均采用注水提高采收率，随着注水年限的增加，部分地区注入水已波及到油井近井地带，由于注入水的不配伍性及水中悬浮物影响，对油井近井地带储层造成伤害[3]。

1.2.1 注入水与储层流体不配伍产生的无机垢沉淀堵塞地层

当注入水与地层水不配伍时，在水驱前缘混合后会产生地层结垢现象，垢导致孔壁、喉道变小和堵塞喉道，引起渗透率下降。

水分析结果表明，注入水为Na2SO4水型，地层水为CaCl2水型。注入水中SO42-含量均在1 200mg/L左右，HCO3-含量均在200mg/L以上；地层水中Ca2+含量在3 000mg/L以上，Ba2++Sr2+含量在10mg/L左右。在注水过程中在地层会产生钙垢，同时可能会产生少量钡垢。随着注水期的增长，地层中的结垢情况越来越严重，这些固体颗粒严重堵塞地层，导致了油井产量降低。

1.2.2 注入水与储层岩石不配伍引起的粘土矿物膨胀或运移损害地层

注入水与储层岩石不配伍性主要体现在水敏及速敏伤害。水敏产生的储层伤害往往是十分严重的，并且难以恢复。速敏则主要由于注水强度过大或操作不稳定引起的粘土矿物及孔道内本身微粒运移堵塞孔喉，导致渗透率下降。

用蒸馏水、D2#-60井和D1#-25井的注入水水样对岩心进行了室内实验。实验用岩心为姬塬油田长8岩心，粉碎后过0.15mm（100目）筛网、烘干，在25MPa下维持15min压制成片，使用HTP-2型高温高压页岩膨胀仪测量岩心在不同介质中的膨胀结果。实验温度80℃，实验压力3.5MPa，实验结果见表3。

由实验结果可得出，2#-60井和1#-25井的注入水样品在不做处理的情况下，粘土防膨能力较小，注入水水样膨胀率均在80%左右。

表3 注入水粘土膨胀结果 /(h·mm-1)

1.2.3 注入水中的悬浮物造成的伤害

注入水中的悬浮物主要包括注水系统的腐蚀产物、细菌、乳化油滴、固相微粒等。这些悬浮物可分为油溶性和酸溶性，其堵塞地层的形式宏观表现为外部滤饼和内部滤饼，油滴与微粒并存比单一微粒对底层的伤害更为严重。随着油田不断开发，姬塬油田污水回注比较普遍，这就要求对水质进行严格处理，降低由于水质原因导致的储层伤害。

1.3 压裂改造导致的潜在伤害

1.3.1 压裂液滤失滞留对储层的伤害

姬塬油田延长组储层属低渗-特低渗储层，其中长2储层喉道半径中值0.38μm，属中-小孔细喉型孔隙结构；长4+5及长8储层喉道半径中值0.26μm，属小孔细-微细喉型孔隙结构。压裂液中稠化剂在孔隙介质中的滞留，会改变孔隙结构，降低渗透率，引起储层损害。大分子物质滞留的主要方式有3种：即吸附滞留、机械捕集和水力滞留。其中最主要的是吸附滞留。

1.3.2 压裂液中水不溶物对裂缝壁面的伤害

为降低压裂液在施工过程中的滤失，提高压裂液效率，压裂液中会存在一定量的水不溶物，水不溶物含量及粒径分布是形成致密滤饼的关键，因此水不溶物是控制压裂液滤失的重要因素[4]。

在形成滤饼提高压裂液效率的同时也会对裂缝壁面造成伤害。采用人造岩心及天然岩心，进行压裂液水不溶物侵入深度研究。岩心钻成Φ25mm，长35～45mm的圆柱体，试验流体有胍胶离心液、冻胶压裂液，试验不同水不溶物含量的液体对岩心的伤害，试验结果见表4、表5。

表4 人造岩心试验结果

表5 天然岩心试验结果

从试验结果可以看出：①滤饼是引起压裂液伤害因素之一，试验中观察到含有水不溶物的压裂液在相同压力挤入下，岩心端面形成的滤饼比离心液的较致密，产生的伤害较大；②压裂液对岩心的伤害在渗透率大于40×10-3μm2时主要集中在裂缝壁面的<10mm处；而在渗透率为3×10-3μm2以下时伤害主要集中在裂缝壁面的<2mm处，伤害程度较浅；③渗透率低的岩芯伤害率较小，渗透率较高的岩芯伤害率相对大一些。渗透率高的岩心伤害较大是由于水不溶物侵入较深和较多造成的，滤液造成的伤害是次要因素。而低渗透岩心水不溶物侵入较浅和量少，且滤液也侵入量小，所以伤害较小。

随着时间的推移，队员们不但发力正确了，而且动作整齐，慢慢还学会了变换队形，想进想退都很随意，显示出良好的协调性。

1.3.3 压裂液破胶残渣对支撑裂缝导流能力的伤害

压裂液残渣是影响支撑裂缝导流能力的关键因素之一，残渣含量主要与所用稠化剂中的水不溶物含量和压裂液配方体系的破胶性能有关。在60℃破胶后，姬塬油田现用胍胶压裂液的残渣为：380～560mg/L。残渣的粒径分布见表6，其粒度均值88.23μm。

表6 压裂液残渣的粒径分布结果 /μm

根据残渣粒径分布结果可以明显看出，在姬塬油田延长组油井压裂后，残渣并不会进入地层，但大粒径的残渣会对支撑裂缝造成伤害。

采用 0.45～0.9mm 的陶粒，按 5kg/m2、10kg/m2的铺砂浓度形成裂缝，模拟闭合压力为30MPa，实验泵排量分别为 4.5、5.5、6.5、7.5、8.5、9.5mL/min。测量流体为蒸馏水。将配置好的胍胶压裂液分为离心液、10%残渣液、20%残渣液，分别在不同实验时倒入装有支撑剂的实验槽内，用液压机加压至规定的闭合压力，以模拟压裂液的滤失过程，并破胶1h后开始测试其导流能力，每个流量测试点相距0.25h。

在实验仪器上进行了不同残渣含量对填砂裂缝导流能力的影响，结果见表7。

根据压裂液残渣含量对填砂裂缝导流能力影响实验结果可以看出，残渣含量越高，造成的填砂裂缝伤害越大，而且铺砂浓度越高，伤害程度越大。对于不含残渣的离心液交联的冻胶压裂液与空白相比，也造成一定程度的伤害，这可能与压裂液破胶不彻底及在闭合压力下冻胶压裂液形成浓缩物有关。

表7 不同残渣含量对填砂裂缝导流能力的影响

2 储层伤害解决对策

要求酸液有一定的溶蚀能力解除结垢堵塞物，能抑制酸渣2次沉淀产生减少储层孔喉堵塞，酸液有一定的缓速能力能减缓酸液与储层矿物反应速度增大酸液波及范围,对储层基质伤害率小能改善老人工裂缝基质渗透率,提高新人工裂缝基质渗透率。

2）由于压裂液滤失导致的高分子聚合物吸附及压裂液中不溶物滤失造成的裂缝壁面渗透率伤害，这种情况出现在压裂改造过程中。建议采用转向酸化或酸压来进行补救。尽管压裂后形成的滤饼作用会降低酸液的滤失，但是普通酸液在突破一个点后会大量滤失，影响酸液对裂缝的全面改造效果。通过转向转向剂或酸液自转向来改变注酸流动剖面，就可以有效地提高酸液在裂缝中的作用距离。

要求酸液有转向或自动转向功能，通过减少酸液“指进”现象到达裂缝内均匀布酸。通过更低的滤失系数减少酸液在裂缝内单点损失，通过更强的溶蚀能力沟通原有裂缝(孔喉)通道的堵塞物及前期多次酸化产生副产物，提高储层整体导流能力。

3）由于流体冲刷作用，储层中小颗粒的填隙物不断脱落进入裂缝及压裂液残渣等影响，部分脱落物不能进入井筒随流体产出，而是在支撑剂壁面不断吸附堆积，随着油井不断生产，加之原油中胶质沥青质等有机垢的堵塞，最终造成支撑裂缝的渗透率伤害。

建议采用常规酸化措施，酸液对裂缝中堵塞物的溶蚀，使裂缝导流能力得到一定程度的恢复，达到增产目的，但一般措施后产液量不会超过措施前稳产期水平。若想达到更好的效果可以采用前置酸压裂，在解除裂缝堵塞的同时扩大裂缝规模，增大泄油面积来提高产量。

3 储层改造现场应用效果评价

2013年姬塬油田延长组共实施老井酸改造措施179口，其中主要应用了酸化、前置酸压裂、酸蚀多缝体积压裂及高黏强溶蚀酸转向酸化4种工艺。

常规酸化尽管能够对地层中的垢起到溶蚀解除作用，但由于常规酸液会沿着反应通道大量滤失，深入滤失的酸液在解堵的同时将注入水流动通道疏通，导致措施后含水上升，增油效果相对较差。酸蚀多缝体积改造中酸量较大且挤酸排量较高，与常规酸化沟通注入水原理相似，导致措施后含水上升幅度较大，而前置酸压裂由于低挤酸排量，小酸量改造，有效地控制了含水上升，增有效果明显。在堵塞壁面反应解除堵塞后自转向，不但不会深入滤失，还可以解除更多的近地层堵塞壁面，创造更多的油流通道，措施后在提高液量的同时控制含水上升来，进而取得较好的改造效果。

姬塬油田2013年延长组储层改造后累计增油30 514.63t，平均日增油0.97t/d，平均单井累计增油170.47t。