高升油田低速区块储层伤害机理及原因分析

＊马海峰

（辽河油田分公司采油工艺处 辽宁 124010）

高升油田低速区块储层伤害机理及原因分析

＊马海峰

（辽河油田分公司采油工艺处 辽宁 124010）

针对高升油田难动用区块开发过程中存在的蒸汽吞吐注汽困难，蒸汽吞吐效果差；措施效果差，油井产能低，区块始终处于低速开发等问题，以储层油藏特征研究为突破口，对储层敏感性进行了深入分析，并找出了影响高升油田难动用储量低速开发的根本原因，为今后的酸化解堵、降压注汽和储层保护提供了可靠的依据和方向。

低速区块；储层伤害；敏感性；降压注汽；高升油田

高3624块、高21块为高升油田难动用储量之一，二区块开发目的层均为下第三系沙河街组莲花油层，含油面积2.61Km2，地质储量1259×104t。储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，油藏埋深1600～1850m，为块状巨厚稠油油藏。由于油藏埋藏深、储层物性差、原油黏度大、粘土含量高等原因导致区块始终处于低速开发。

1.区块开发中存在问题

高升油田开发过程中存在的主要问题有:注汽困难导致蒸汽吞吐效果差；措施效果差，油井产能低，区块始终处于低速开发。

(1)注汽压力高，吞吐效果差。低速区块开发过程中暴露出的主要难点是:蒸汽吞吐时注汽困难，蒸汽吞吐效果差。例如高3624块自1988年8月进行蒸汽吞吐采油，至1998年9月蒸汽吞吐有效期结束，共吞吐32口井、其中动用高压锅炉进行高压注汽18口井，共计96井次，平均单井吞吐轮次3轮。区块仍有注汽压力高的油井达15口，占总井数的46%，平均注汽压力高达19.8MPa，注汽干度8.6%，平均周期产油仅为303t。

(2)常规措施效果差，油井产能低。难动用区块自投入开发以来，进行了常规压裂、酸化等油层改造增产措施，配合高压注汽，一定程度上提高了区块的开发效率，但措施效果均不理想。例如高3624块常规压裂26井次，常规酸化共计10井次，措施后仍有27井次注汽困难，措施整体有效率仅为30%，吞吐油气比0.28%。至2009年底，区块因低产关井有16口，捞油井10口，整体处于低速开发。

2.油藏特征研究

(1)储层岩性分析。储层岩性分析是通过扫描电镜、岩石薄片、X-射线衍射分析等必要技术手段，对岩石的储渗空间和敏感性矿物进行分析，揭示影响储层孔隙度和渗透率的内在因素，为下一步研究提供可靠的依据。粘土矿物在储层中的含量、类型、分布位置及存在形态决定了对储层的损害程度。高3624块、高21块均含有数量不等的粘土矿物，而且蒙脱石含量均较高，产生水化膨胀的可能性较大。

表1 全岩物相定量分析(X-射线衍射分析)与粘土矿物分析

电镜分析表明，孔隙颗粒表面峰窝状蒙脱石类粘土矿物在砂颗表面附着不紧，在外来流体的作用下极易发生运移，堵塞油气流通道而造成储层损害。并且由于填隙物的影响，粒间孔隙相对缩小，储集空间多为残余粒间孔。

(2)储层敏感性分析。高3624块储层岩石中粘土含量较高，导致该区块储层敏感性强。敏感性分析主要是对储层进行了速敏、水敏、酸敏性评价实验。

①速敏:从岩心的速敏评价实验可以看出，流量超过临界流量时，渗透率有明显的降低，但幅度不大，储层岩石表现为中等偏弱速敏性。该地区的临界流速介于1.5mL/ min～3mL/min之间②水敏:水敏实验的目的就是通过岩心流动实验，测定不同矿化度的流体流过岩心后，所引起粘土膨胀、分散、运移的过程及最终损害地层的程度。实验表明：储层存在极强水敏。易进入储层粘土矿物的晶格中，与粘土矿物分子结合，形成更大的分子，造成粘土膨胀，导致孔道堵塞。③酸敏:酸敏实验表明，储层岩石为中等偏弱。

(3)蒸汽吞吐对储层伤害机理。蒸汽吞吐开采过程中引起储层内部水、油、岩之间强烈的复杂的物理、化学等敏感性反应。难动用储量区块储层胶结疏松，注蒸汽开采过程中，由于受储层岩石碎屑溶解、粘土矿物的溶解与膨胀及水化学变化等因素的影响，使储层孔隙结构及渗透率发生较大变化，需要分析研究高温蒸汽吞吐后储层矿物溶解与转变、沥青质沉积、原油组分改变及渗透率的变化趋势及其对蒸汽吞吐效果的影响。

(4)粘土矿物变化。稠油油藏储层注蒸汽过程中，粘土矿物发生两方面的变化，即粘土矿物的溶解和转变。

①粘土矿物的溶解。溶质分析表明，粘土矿物的溶解趋势表现为溶解量随温度及pH值的增加而增加。

②粘土矿物转变。粘土变化分析表明，矿物主要转化为蒙脱石，而蒙脱石遇水会大幅度的膨胀，在水动力作用下分散运移，堵塞孔喉，降低中低渗透层的渗透率，使得储层的非均质性进一步加强。通过对比高3624井模拟蒸汽吞吐前后的储层矿物成分，石英、长石含量基本不变，粘土矿物含量增加，绝对含量为8.8%，比蒸汽吞吐前高1.8%。粘土矿物中，伊利石、高岭石相对含量降低，蒙脱石相对含量增加，储层水敏性进一步增强。

③原油组分改变的影响。原油组分分析表明：波及层与未波及层相比，轻烃明显减少，重烃类沥青质含量大量增加。其结果为地层内原油流动能力降低，易于发生孔喉堵塞。

④原油乳化的影响。在注汽过程中高温水与地层原油相接触后，极易形成油包水乳状液，从而使原油粘度大幅度增大，造成油流孔道被堵塞，降低渗透能力，尤其是多轮次开采，回采水率低，地下存水越积越多造成伤害，严重影响了油井返排能力。在现有设条件下，在高压釜中温度150—350 ℃,压力0.5—18MPa条件下，针对难采区块原油用不同搅拌速度，不同的油水比，不同时间，在众多的可变条件下选择合理的试验条件，测定不同的原油乳化程度，其结果分别见下表。

图1 高3624井粘土矿物溶解量曲线

油样含水(%)原油粘度50℃(mPa.s)试验温度(℃)乳化后粘度变化(mPa.s)备注

表2 乳化前后黏度变化结果

从上述实验数据中说明原油乳化最严重区域是150—250℃在此区间温度增长试验时间，乳化程度并未改变。

⑤渗透率随蒸汽注入PV的变化。为了考察在注蒸汽过程中油层渗透率随蒸汽注入量的变化，通过室内实验，测定了注入蒸汽不同PV数时相应的渗透率的变化情况。结果发现：当蒸汽注入PV数小于10时，随着注入PV数的增大，岩心渗透率急剧减小；当注入蒸汽PV数达到一定值后，渗透率变化将趋于缓和。

3.储层伤害原因分析

通过对蒸汽吞吐开发过程中储层伤害机理及室内配伍性实验、储层敏感性分析，明确储层伤害的主要原因：(1)高升油田低速区块储层粘土含量较高，最高接近30%，蒸汽吞吐不仅会引起储层粘土矿物的转化，且易导致膨胀、运移，对地层形成堵塞。(2)储层敏感性分析表明：储层岩石均表现为中等偏弱和中等偏强的速敏性、中等偏弱酸敏、极强水敏，蒸汽吞吐过程中应做好防水敏措施，对储层造成损害。(3)原油组分不断变化，胶质和沥青质逐渐升高，达到43.74～46.09%，导致近井油层沉积堵塞，出现油水反向乳化，阻碍油层渗流能力，导致蒸汽吞吐效果差。

[1]王金党，宋娟，李小玲宝浪油田宝中区块储层敏感性实验研究[J]．石油地质与工程》,2008,22(3):70-72．

[2]田潇，杨正明，储莎莎难采油田不同区块储层物性特征及分类评价[J]．科技导报,2016,34(7):111-116．

马海峰（1982～），男，辽河油田公司采油工艺处；从事采油工程管理工作。

(责任编辑 卢凤英)

Analysis of the Reservoir Damage Mechanism and Reasons for the Low-speed Block of Gaosheng Oilfield

Ma Haifeng
（Department of Oil Extraction Technology, Liaohe Oil field Branch Of fice, Liaoning, 124010）

In terms of the existing dif ficulty of steam huff and puff and gas injection, bad steam huff and puff effect, bad measures effect, low capacity of oil well and low-speed development of block all the time etc. problems in the development process of dif ficult-to-utilize block of Gaosheng oil field, besides, found the primary reason in fl uencing the low-speed development of dif ficult-to-utilize reservoir of Gaosheng oil field, which has provided reliable basis and direction for future acidizing plugging removal, reservoir protection, depressurization and gas injection.

low-speed block；reservoir damage；sensibility；depressurization and gas injection；Gaosheng oil field

T

A