百口泉71 井区储层保护技术研究应用

艾赛提·吾斯曼Aisaiti Wusiman

（克拉玛依职业技术学院石油工程系，克拉玛依 833600）

（Department of Petroleum Engineering，Karamay Vocational &Technical College，Karamay 833600，China）

1 绪论

1.1 国内外研究现状 储层保护研究是油气田开发过程中的重要技术，是提高油气勘探开发质量的重要环节，特别是在油田开发过程中，有利于储层的稳产，增产及油气资源的最大利用化，直接关系到油田勘探开发的成效。

低渗储层本身具有物性差，层内、平面非均质性严重；孔隙通道半径小，孔隙曲折性强，孔隙内表层粗糙程度大；特别是储层流体和岩石接触以后常会发生物理和化学作用，使储集层渗透率进一步降低。这类油藏在开发过程中有如下特点：启动压力随渗透率的降低而增大；采收率随渗透率的降低而降低；存在天然裂缝，在一定压力下张开，加剧地层非均质性；储层水动力连通性差，单井控制泄油范围小。低渗透油田在开发过程中主要暴露出地层压力下降快、能量严重不足、油井产量下降快、注水井注水压力上升快等问题。

1.2 研究目的及技术路线 百71 井区白碱滩组油藏（百21 井区白碱滩扩边区）位于已探明的百21 井区东北部，发现井为百71 井，该井于1991 年3 月完钻，2010 年4月通过老井复查，发现百71 井白碱滩组砂层发育，物性较好，在T3b22-2层1437.0m～1421.5m 井段恢复试油，压裂后机抽获日产油13.6t，日产水5.22m3，累积产油373.61t，累积产水125.16m3，从而发现了百71 井区白碱滩组油藏。

该区的沉积环境与油藏性质与已开发的百21 井区相似，属于低孔、特低渗、微孔微细喉道的差储层。

1.2.1 研究目的

①明确百71 井区白碱滩组储层损害机理和类型；

②研究制定注水开发过程中储层保护方案与措施，为实现油藏高效开发的提供技术支撑。

1.2.2 研究内容

①储层敏感性矿物组成及类型分析；

②储层敏感性评价，损害机理综合研究；

③注水开发储层保护配套工艺技术研究应用。

1.2.3 技术路线 开展岩矿分析实验，搞清楚储层岩性、物性、孔隙结构等基本参数和性质，并在此基础上开展敏感性实验研究，研究制定出储层保护及配套工艺措施，并投入现场应用，进行实施效果跟踪。

2 储层特征研究及敏感性矿物分析

百71 井区白碱滩组地层在全区广泛分布，沉积厚度260m～370m，平均320m，油层主要发育在T3b22砂层组，T3b23砂层组为次要油层，油层厚度较薄且分散。T3b22砂层组又进一步细分为T3b22-1、T3b22-2，T3b22-1地层厚度从10m～45m 变化，平均厚度30m。T3b22-2地层厚度从15m～45m 变化，平均厚度25.5m。

白碱滩组储层岩石面孔率普遍较低，储层孔隙发育程度差～中等，孔隙类型有粒间溶孔，原生粒间孔，残余粒间孔，粒内溶孔，铸模孔等；储集空间主要为粒间溶孔。根据3 口取心井的常规物性分析，孔隙度为3.48%～22.77%，平均为13.85%，气测渗透率为0.01mD～655mD，平均为4.26mD。为低孔、特低渗的储层。

白碱滩组油藏油藏原始地层压力为14.18MPa，压力系数0.97，地层温度为44.24℃，饱和压力为10.48MPa，地饱压差为3.70MPa，饱和程度73.91%，属于正常压力、温度系统的未饱和油藏。

2.1 岩性特征 百71 井区储层岩性主要为中砾岩、含中砾细砾岩、砂砾岩，其次为含砾粗砂岩、中砂岩及细砂岩。砾石成分以凝灰岩为主，凝灰岩含量3%～90%，平均为26.6%，其次为变质岩，含量1%～60%，平均为13.3%。砂质成分以岩屑为主，岩屑含量2%～67%，平均42.3%，其次为石英、长石，石英含量1%～31.0%，平均9.9%，长石含量0%～26.4%，平均8.6%。岩屑主要以凝灰岩为主（含量0.9%～34.0%，平均28.6%），其次为霏细岩、变泥岩等。碎屑颗粒以次棱角状为主，其次为次棱角-次圆状，分选差，储层的成分成熟度和结构成熟度均低。

通过3 口取心井（百713、b7112、b711）的含油层段岩心观察及室内薄片鉴定，表明百71 井区含油层段岩性主要为灰色、深灰色含砾粗砂岩，其次为不等粒小砾岩、中砂岩及细砂岩。

2.2 敏感性矿物特征 对岩心样品抽提粒度＜10μm 的粘土矿物进行XRD 衍射分析。由实验结果可知，百71 井区白碱滩组粘土矿物绝对含量为9.0%～24.9%，平均13.7%。粘土矿物以高岭石为主，含量为59.4%～92.4%，平均73.4%；其次为伊/蒙间层及绿泥石，其中伊/蒙间层含量为3.7%～18.1%，平均9.6%；伊利石含量为0.3%～10.6%，平均5.0%；绿泥石含量为3.6%～16.5%，平均11.0%。

3 储层敏感性实验评价

3.1 速敏性实验评价

速敏评价结果见表1。

表1 百71 井区储层岩心室内流速敏感性实验评价结果

3.2 水敏性实验评价

水敏评价结果见表2。

表2 百71 井区储层岩心室内水敏感性实验评价结果

3.3 酸敏性实验评价

酸敏评价结果见表3。

3.4 碱敏性实验评价

碱敏评价结果见表4。

3.5 应力敏性实验评价

表3 百71 井区岩心室内酸敏感性实验结果

表4 百71 井区岩心室内碱敏感性实验结果

应力敏感性评价结果见表5。

表5 百71 井区岩心室内应力敏感性实验结果

4 储层保护工艺技术对策研究

4.1 药剂类型及浓度筛选

4.1.1 阻垢剂类型及浓度筛选 结合在新疆油田阻垢剂应用的实际情况，通过滤膜抽滤法对百71 井区目前备选的3 种阻垢剂KXSZ-1，W7-21，NME-1 效果进行评价。[1]

①储层温度下，混合污水产生的总垢量约为100mg/L，当加入阻垢剂KXSZ-1 浓度为60mg/L 后，悬浮垢含量从32mg/L 降至6mg/L，沉淀垢含量为0；当阻垢剂浓度增至90mg/L 后，悬浮垢含量降至4mg/L，阻垢剂性能较好。

②阻垢剂W7-21 性能不够稳定，相同浓度下，两次现场实验结果结果相差近一半，且阻垢效果并未随着W7-21 浓度加大而有显著提高。

③通过对比，KXSZ-1 阻垢效果最优，最佳浓度为90mg/L。

加入KXSZ-1 后未加阻垢剂前，沉淀垢含量高，细小的碳酸钙垢定向、大量附着于盖玻片上，含量高达70mg/L，加入60mg/L KXSZ-1 阻垢剂后钙硬质垢含量明显减少，当阻垢剂浓度增至90mg/L 后，已经很难在盖玻片上找到结晶的钙质沉淀垢[2]。

结合井区储层的实际情况，考虑到要严格控制注入水中悬浮物含量，推荐使用KXSZ-1，加量为80mg/L-90mg/L。

4.1.2 防膨剂类型及浓度筛选

①离心法评价防膨剂。采用离心法对KCl、TH-1、TH-2 三种防膨剂进行评价，从实验结果可以看出，当TH-1、TH-2 浓度为0.1%时，防膨率极低，均小于5%；当将浓度提高至0.5%后，防膨效果明显改善，超过85%；且TH-2防膨效果优于TH-1，当TH-2 浓度提高至2%后，防膨率可达90%以上；无机盐KCl 是效果最好的一种，当其浓度为6000mg/L（1/2 地层水矿化度）时，防膨率已达到97%。

②防膨剂性能动态评价实验。通过室内静态评价实验可以看出，TH-2 和无机盐KCl 防膨效果较好。为了更加接近现场实际情况，通过室内岩心驱替实验对TH-2 及无机盐KCl 的动态防膨性能进行了评价。

4.2 注入工艺参数的确定

4.2.1 处理半径 在现场实际实施过程中，考虑节约资金，处理半径按3.5～5m 进行，结合本区储集层的特性，建议处理半径为4.0m。

4.2.2 注入量及注入工艺 根据本区实际情况，处理半径R 取4m、孔隙度Ф 取14%、PV，因处理剂的浓度不同而不同；波及系数取0.65；油层厚度平均为10m。

从前面储层敏感性评价实验以及污水与储集层配伍性实验研究可知，研究区储层低孔特低渗，随污水注入量不断的增加，井底向周围能量扩散速度较慢，从而会引起近井地带憋压，引起井口压力上升，视吸水指数下降，室内岩心动态实验在注入孔隙体积10PV 后岩心渗透率基本保持稳定。因此研究制定出“投注前先期防膨，注水过程中段塞防膨”的注水储层保护措施，先期防膨采用“分层、梯度式”实施工艺、后期注水过程中段塞防膨采用“脉冲式”实施工艺。[3]①先期分层、梯度式防膨实施工艺；②注水过程中段塞脉冲式防膨实施工艺。

4.2.3 最大注入压力 最大注入压力关系到油田的最大注水能力，设计最高注水压力应遵循三个方面的原则：一是工艺允许；二是不超过油层破裂压力；三是不损害井况。百71 井区白碱滩组油藏最大注水压力以该区平均破裂压力95%确定。目前国内外确定破裂压力的方法很多，在确定研究区破裂压力时，主要采用三种方法：①统计法：根据相邻百21 井区白碱滩组油藏油井实际压裂资料统计，地层破裂压力平均为26.98MPa。②P.A 迪基经验公式：计算出地层破裂压力为25.18MPa。③B.B 威廉计算公式：计算得出破裂压力为25.88MPa。

综合以上三种方法计算结果，本区油藏破裂压力取值26.0MPa，依据注水井最大流压不超过破裂压力95%的原则，即注水井井底最高允许压力为25MPa 左右，考虑到井筒摩阻损失，建议最大井口压力不要超过12MPa，否则会出现微裂缝。

4.2.4 单井日注水量 根据储层岩心室内流速敏感性实验评价结果表明，百71 井区白碱滩组储层实验流速为0.75 ml/min～1.5ml/min，发生中等偏弱～强速敏损害。所以结合本区实际情况以及调研其它油田速敏实验数据，流速应该控制在1.5ml/min 以下。

可以算得，建议单井每米日注水量最高为2.5m3/d.m，避免注水量过大、流速过快造成储层内微粒运移，堵塞喉道，损害储层，影响正常注水。现场试注也说明这点：初期注水量已经远远超过这一数值，随着注水时间延长，速敏损害的累积，注水量会明显下降。

5 现场推广应用情况跟踪及效果分析

5.1 现场推广应用情况跟踪 至2013 年2 月底，共计实施34 井次，其中先期分层、梯度式防膨20 井次，注水过程中段塞脉冲式防膨8 井次。同时在实施过程中严格控制注水强度和注水压力：结合方案实施后，区块含水为50%（方案设计为10%），单井注水量由12m3/d 优化调整为22m3/d，并控制注水强度、注水压力以及采液速度。目前实际注水强度控制为1.25-1.90m3/m·d、注水压力控制为4.5-11.5MPa、注采比保持在1.0 左右。

5.2 效果分析 百71 井区白碱滩组油藏实施储层保护措施后，与老区同投产阶段对比，整体上开发效果优于老区：注入压力保持稳定，吸水状况良好，动用程度良好，取得了较好的开发效果。

5.2.1 注水压力上升速度趋缓 投注18 个月后，老区注水压力由6.7MPa 上升到9.2MPa，上升速度为37.31%；新区注水压力由7.8MPa 上升到8.4MPa，上升速度为7.69%，上升速度减缓了29.62%。

5.2.2 吸水状况改善 视吸水指数：老区由3.0m3/d.MPa下降至2.6m3/d.MPa；新区由2.4m3/d.MPa 上升至2.9m3/d.MPa，目前稳定在2.8m3/d.MPa，视吸水指数的变化由下降变为稳定。

吸水指数：老区由3.9m3/d.MPa 下降至3.5m3/d.MPa；新区由3.1m3/d.MPa 上升至4.7m3/d.MPa，目前稳定在4.5m3/d.MPa，吸水指数的变化由下降变为上升。

特别是2012 年4 月对超前注水试验试注井b7172 进行脉冲式防膨处理，防膨前，注入压力由7.0MPa 逐渐上升到9.5MPa，视吸水指数由4.3m3/d.MPa 逐渐下降至2.6m3/d.MPa；防膨后，注入压力稳定在9.5MPa 左右，视吸水指数持续稳定在2.7m3/d.MPa。对比实施前后效果可以看出，注水井防膨后注入压力上升速度得到减缓、视吸水指数持续稳定，防膨取得较好效果。

6 结论

本文以百71 井区白碱滩组油藏为研究背景，结合前期相关资料，研究分析了储层特征、储层敏感性等，制定出适合该区注水开发过程中储层保护方案与措施，通过论文研究，获得的认识如下：①百71 井区白碱滩组储层岩性主要为砂砾岩、含砾粗砂岩，其次为不等粒小砾岩等；粘土矿物（粒径＜10μm）绝对含量为13.7%，其中高岭石相对含量平均为73.4%，伊/蒙间层矿物平均含量9.6%，粘土矿物是储层发生水敏、速敏的潜在损害源。②开展室内试验研究，储集层具有中等偏弱～强速敏性损害，中等偏强～强水敏损害，中等酸敏损害，无～中等碱敏损害，弱～中等偏弱应力敏感损害。③结合储层损害机理，制定并实施了“先期防膨、早期分注”与“控制注水强度、保持注采平衡”对策措施，形成了先期分层、梯度式防膨与后期注水过程中段塞脉冲式防膨相结合的工艺技术，能够满足该区注水开发储层保护需求，现场推广应用后效果显著。

[1]马春燕.防膨剂注入工艺保护设计[J].油气田地面工程，2010，29(2):33-34.

[2]张贵才，葛继江，何小娟等.化学剂防碳酸钙垢的机理研究进展[J].西安石油大学学报（自然科学版），2005，20(5):59-62.

[3]江建林，岳湘安，高震等.特低渗油藏注水粘土稳定剂及评价方法[J].油气地质与采收率，2011，18(2):105-107.