SH油田JH区上倾尖灭区整体增注技术

文晚　王秋月

摘要：SH油田JH区上倾尖灭区位于sH油田鼻状构造西北部，为一单斜构造，主要由Ⅶ，Ⅷ，Ⅸ油组的部分油砂体组成。含油面积7.55 km²，地质储量320×107 kg，占JH区地质储量的8.17%，上倾尖灭区油层岩性细，物性差，孔隙度只有13%～15%，渗透率只有0.161 gm²。SH油田JH上倾尖灭区注水井长期严重欠注，且增注改造效果不理想。尤其是JH上倾尖灭区西南部，由于物性差，导致注水井普遍吸水差，地层能量低，使得对应油井能量低，产液能力低，区域动用程度低，开发水平低。目前15口水井对应的25口油井仅占采出程度11.2%。迫切需要开展增注措施，改善开发效果。

关键词：SH油田；注水；增注技术

1上倾尖灭區注水井存在的主要问题及酸化措施难点

（1）上倾尖灭区油层主要以细砂岩为主，油层岩性细，物性差，自然吸水能力较低，高压注水，欠注严重。

（2）根据该区全岩分析，储层岩石矿物成分长石含量较高，高长石含量岩石与HF反应易形成氟硅酸盐沉淀堵塞地层，造成二次伤害。

（3）粘土矿物种类和含量直接影响到酸化液和酸化工艺的优选。粘土矿物中物绿泥石含量高，与酸反应会释放出Fe²⁺和Fe²⁺，在pH大于2.2时将产生Fe（OH）₃沉淀，堵塞孔隙喉道，所以在酸化过程中极易造成地层二次伤害。

（4）储层井温梯度达到4.13℃/100 m，油层埋藏深度1 850～2 200 m，平均油层中部深度2 027.2 m，储层温度较高，酸岩反应速度快，不利于深部酸化。

（5）上倾尖灭区西南部由于长期欠注，大多数水井已进行过多次增注措施，但措施效果较差，有的井酸化后无效，即使有效的井有效期也只有1～3个月。统计15口井25层，增注75井次，有效37井次，有效期最长3个月。

2整体增注技术研究

通过以上对上倾尖灭区西南部地质特征、欠注原因及以往增注措施效果的认识，根据该区15口欠注井的物性隋况、具体伤害类型、伤害程度，经综合分析，采用以下整体增注技术方案。

2.1 RFA-1低伤害酸化技术

该酸化技术与有机解堵剂相结合，酸液体系针对该区地层长石含量高的特点，利用化学平衡原理，通过控制氟硅酸盐的生成量及残酸的pH值，在解除地层堵塞物的同时，能有效降低酸岩反应产生的氟硅酸盐及硅凝胶沉淀造成的二次伤害。长岩心酸化流动实验是近年来迅速发展起来的一种用于综合评价和研究酸化工作液体系性能，模拟现场施工和优选施工参数的实验方法。从长岩芯流动实验结果可以看出，每段岩心的渗透率都得到一定幅度的提高，第一段的渗透率提升得最多，是原始渗透率的15.7倍，第二段的渗透率是原始的4.6倍，第三段是原始的1.2倍，总的渗透率大约是原始的3.5倍。说明该酸液具有较强的解堵能力，对地层伤害小。残酸离子浓度分析，在注入HCl后，Ca²⁺，Mg²⁺，Fe²⁺离子浓度迅速增加，其他离子浓度变化不大，这主要是矿物中的碳酸盐岩和一些氧化物（如Fe₂O₃，Al₂O₃等）首先参与了反应，可能有部分绿泥石参与了反应，而长石和粘土没有参与反应，岩心的渗透率得到了一定程度的改善；Ca²⁺，Mg²⁺离子浓度后来下降，主要是大多数碳酸盐岩已反应完成。在注入主体酸以后，Ca²⁺，Mg²⁺离子浓度又开始上升，主要是土酸对胶结物的作用，将被包裹的碳酸盐岩再次暴露在酸液体系中，再次发生反应；同时也观察到，K⁺，Na⁺，Fe³⁺，A³⁺，Si⁴⁺等离子浓度开始增加，说明土、长石开始参与反应，这段时间岩心的渗透率得到明显的提高，在注入主体酸一段时间后，它们的浓度又有所下降，说明粘土，长石越来越少。从Si和Al的离子浓度比来看，其值略大于1，说明没有或很少有Si₄+被结合，从化学反应原理看，没有反应生成Si（OH）₄，即没有水化硅生成，没造成二次伤害。长岩芯结合残酸离子分析，说明该技术对该区地层具有较强的适应性。

2.2 RFA-2缓速酸酸化技术

针对该区绿泥石含量高、土酸酸敏性较强的特点，以及部分井需要深部解堵的要求，该酸液能缓慢生成盐酸、氢氟酸，反应速度慢，残酸液能保持较低的pH，能延缓沉淀生成的速度，配合高性能的铁离子络合剂，能有效地减少二次伤害，解除地层堵塞，提高地层的渗透性。从岩芯流动实验结果来看，该酸液体系具有较好的解堵及改造性能，能满足该区深部解堵的要求。

2.3 RFA-3新型酸酸化技术

针对该区地层物性差，需要进行基质改造的要求，该酸液利用多级有机磷酸对粘土的包裹性能，降低对粘土的溶蚀，使大量的酸液与石英反应，提高对石英的溶蚀，从而起到基质改造的作用；同时利用多级电离有机膦酸的多级电离H⁺能力，提高酸液的缓速性能，达到对地层深部基质的改造。土酸1.0 h后，酸液对岩屑的溶蚀率基本不发生变化，复合酸10 h后，酸液对岩屑的溶蚀率基本稳定，而新型酸化液对岩屑的作用时间达到36 h，说明新型酸化液缓速性能较好，可以达到深部基质酸化的作用。从土酸与新型酸的长岩芯实验曲线可以看出：在新型酸处理的长岩心试验中，各段岩心的渗透率在酸化前后均有明显变化，并且最后一段有较大的变化，说明新型酸具有较强的穿透率，可以深入到长岩心的最后端。而常规土酸在第三段岩心反应后的渗透率明显减小，说明常规土酸对岩心渗透率造成了二次伤害。这表明新型酸化液与土酸相比，作用距离远，对地层伤害小。

2.4注水井不排酸酸化技术

低渗透油藏由于储层物性差，酸化后酸液返排速度慢。根据现场情况统计，放喷返排往往只能排出一罐液体，而这一罐液体基本上就是顶替液的量。大多数后置酸和少量主体酸从地层深部推回到了近井地带和井筒中，随着酸液消耗pH值上升，在近井地带形成二次沉淀，影响酸化效果。当等量的污染堵塞物在离井筒不同距离时对水井的注水量影响是非常大的。经计算，污染物在距井筒0.8～1.0 m区间时，水井的注水量是无污染时的0.53倍；污染物在0.4～0.6 m区间时，水井的注水量是无污染时的0.345倍；污染物在0.1～0.3m区间时，水井的注水量是无污染时的0.010 6倍。即污染物离井筒越近，对注水量的影响越大，当污染物离井筒距离达到一定值，注水量的影响不明显。

3现场施工效果

该区块15口注水井对应25口油井，14口注水井由措施前的平均15 m³/d增至66 m³/d，平均单井日增注51 m³，取得了显著的增注效果。

4结语

对物性差、以往酸化返排率低的井应采取不返排工艺不排酸酸化技术，不排酸酸化工艺技术能够有效减小低渗透油藏在酸化施工过程中产生的二次伤害，缩短排液占产时间，减少作业工作量，降低作业成本，提高水井增注效果，备免环境污染具有了良好的经济效益。

现场实践证明，对于不同的区块、不同的油藏层系，在实施排酸酸化工艺前后要进行大济量返洗井，对施实不排酸酸化工艺的井在施工前进行大济量返洗井，大排量返洗产生的负压将机杂从孔喉处带出。可避免酸化施工中二次污染堵塞，返排不溶物小颗粒、对孔道不产生伤害，保持孔喉清洁，从而能降低注水压力，达到酸化增注改造的目的。