G8油藏欠注机理及治理措施研究与实践

2017-11-08王文刚张昭君路存存贺彤彤

石油化工应用 2017年10期

关键词：酸液射孔水井

王文刚，张昭君，路存存，贺彤彤

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

G8油藏欠注机理及治理措施研究与实践

王文刚，张昭君，路存存，贺彤彤

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

本文针对G8油藏随着注水开发时间的推进，油藏注水欠注井数逐年增加，注水压力上升速度较快，已达系统上限，严重制约了油藏能量的有效补充，导致油藏压力下降，油井产量下降。通过结合欠注时机、措施增注效果、剖面吸水能力变化分析，深入研究油藏欠注机理，总结出欠注主要原因为储层物性差、近井地带堵塞、深部结垢三类，并采取地面纳滤脱硫装置预防，采用“酸化解堵、重复射孔、压裂增注、提压增注”等进攻性治理工艺，有效缓解了欠注升级态势，并为后期的欠注治理提供了技术支撑。

欠注机理；纳滤脱硫装置；酸化解堵；重复射孔；压裂增注

1 油藏基本现状

1.1 油藏基本现状

G83油藏位于陕西省定边县境内，主力含油层系长4＋5、长6，主要沉积亚相为三角洲前缘，主要的沉积微相是水下分流河道和分流间湾，水下分流河道沉积的细、粉砂岩是该区的主要储集层，具有典型的超低渗透油藏特征，注水井吸水能力差，随着注水时间的延长，注水井欠注甚至注不进现象日益突出，导致油层压力保持水平低，油井产量下降较快，严重制约了周围油井产能的有效发挥。

1.2 欠注井现状及影响

目前G8油藏共有欠注井58口，占注水井开井数的34.9%，其中地质原因欠注井46口，日地质配注欠注量511 m3，主要集中在油藏东部；储层深部结硫酸钡锶垢堵塞导致欠注井35口，为主要的地质欠注类型。

因欠注矛盾突出，严重制约了油田的稳产开发[1，2]。（1）欠注区域注采压差增大。对比近年主要欠注区域注采压差，除西部合采单元略有下降外，油藏东部欠注区注采压差变大，注水受效程度变差。（2）东部欠注区域能量保持水平下降。受水井欠注影响，地层能量补充不足，油藏东部欠注集中区域能量保持水平出现不同程度下降，对比去年，东南单采长4＋5单元能量保持水平由92.9%下降到89.7%；单采长6单元、东部合采单元长6层能量保持水平分别由69.5%下降到61.3%、69.4%下降到64.6%；影响油藏的高效开发。（3）欠注区域递减大。通过对比分析欠注区域递减情况，欠注区域阶段递减为12.7%，较区域整体递减（7.8%）大4.9%，欠注区域递减明显增大。

2 欠注机理研究

结合欠注时机、措施增注效果、剖面吸水能力变化分析，深入研究油藏欠注机理，将G8油藏地质原因欠注井分为储层物性、近井地带堵塞、深部结垢三类。

2.1 储层物性差，吸水能力差

G8油藏油层渗透率主要分布在0.1 mD～5 mD，平均渗透率为0.39 mD～0.40 mD，属于超低渗油层。储层物性差，导致注水井投注即注水压力高欠注。

岩矿特征：G8油藏矿物成熟度高，储层黏土矿物发育，胶结物含量普遍较高。绿泥石、伊利石含量高是导致本区长4＋5储层物性变差的主要因素之一。孔隙特征：耿83区油藏储层孔隙类型以溶孔、溶孔-粒间孔隙为主（见图1），孔喉半径细小，面孔率仅为3.04%，从压汞曲线来看（见图2），排驱压力（2.36 MPa）和中值压力（9.94 MPa）均较高，岩石较致密。储层敏感性：借用堡子湾区油井的敏感性分析资料，G8油藏油层为弱～中等偏弱水敏、弱速敏。当低盐度水进入地层后，储层内流体矿化度大幅降低将减弱砂粒颗粒与高岭石间的结构力，使胶结不好的高岭石矿物颗粒分离形成速敏，造成储层渗透率受到伤害。

图1 G83井粒间孔、溶孔电镜示意图

图2 G83、G189地区储层压汞曲线

2.2 配伍性差，储层深部结垢

G8油藏长4+5、长6地层水为CaCl2水型，注入水为洛河层水源，水型为Na2SO4型，富含硫酸根离子，通过对地层水和注入水配伍性试验（60℃）发现，两种水洗混合后，产生大量的钡锶成垢离子（见表1），并随着时间的推进，结垢量增加，说明注入水与地层水不配伍，存在严重的硫酸钡锶结垢趋势，导致注水压力不断上升，欠注井增加。

表1 G8油藏长4+5、长6地层水和注入水配伍性试验结果（60℃）（单位：mg/L）

另外，通过对G8油藏储层原始与目前电镜扫描图（见图3）对比发现，目前电镜扫描图BaSO4、SrSO4等结晶体数量较多、分布较广，主要填充至原储层孔隙当中，致使储层孔隙度下降，渗透能力变差，从而导致水井注入水无法向前推进，注水压力升高，最终欠注。

图3 G8油藏储层原始与目前电镜扫描图对比

2.3 近井地带堵塞

受注入水中杂质及储层近井地带颗粒运移等造成注水压力快速上升，注水量下降，通过采取酸化降压增注，能有效恢复到正常注水压力，达到地质配注。（1）采出水回注区域，因为采出水水质机杂、含油、含铁等超标，造成近井地带堵塞；（2）化学堵水调剖井，注入化学药剂在封堵高渗通道的同时将近井地带堵塞；（3）注清水区域，注水过程中，细小颗粒随着注入水运移至吼道处堵塞。

3 欠注治理技术应用实践

依据G8油藏欠注机理的分析研究，根据各类欠注类型，有针对性的开展消欠措施，通过地面的水质预防，以及进攻性消欠措施治理，有效缓解了欠注升级态势，并为后期的欠注治理提供了技术支撑。

3.1 注入水质净化技术

针对注入水和地层水不配伍，造成储层深部结硫酸钡、硫酸锶垢堵塞，通过在注水站安装纳滤脱硫装置，降低注入水中硫酸根离子的含量，可降低地层中硫酸钡、硫酸锶垢的形成量，从而缓解欠注持续加剧的态势。在注水站安装纳滤脱硫装置投运后，注水站出口硫酸根离子浓度由1 556.56 mg/L下降到13.17 mg/L，注水井平均油压上升幅度由0.8 MPa/a下降到0.3 MPa/a。

另外，针对受注入水中杂质及储层近井地带颗粒运移等造成近井地带堵塞，通过以“加药+洗井+段塞挤注”为主体工艺，加药是对注入水的水质进行净化处理，确保进入井筒里的水质满足要求；洗井是及时清理井筒中的杂质，防止随着注入水一起进入到地层，封堵近井地带孔吼，造成堵塞；段塞挤注是针对近井地带因杂质、地带颗粒造成的近井地带堵塞，通过段塞挤注，将近井地带的杂质、地带颗粒反洗出来，改善近井地带孔渗性，达到消欠目的。

3.2 欠注井治理技术

针对前面欠注机理的分析，有针对性的对不同原因的欠注井，采用不同的治理技术进行试验，取得了较好的实施效果。

3.2.1 酸化解堵技术针对因近井地带堵塞原因造成的堵塞井，主要采取酸化解堵技术，通过向地层挤入酸液，进而解除地层堵塞。同时针对G83油藏储层物性差，酸化后酸液返排速度慢，返排液量少，因此当酸液返排时地层中酸液消耗，导致pH值的上升，在近井地带形成二次沉淀，因此，在酸化施工过程中，采用不排酸酸化工艺，即向地层挤入酸液后，立即转入注水，把污染物推向地层深部，减小对地层的二次伤害，缩短排液占井时间，提高水井的增注效果。近两年共治理32井次，平均单井注水压力下降0.8 MPa，单井日增注15 m3，23口对应油井累积增油635 t，治理效果较好。

3.2.2 重复射孔技术针对多次酸化治理无效井，因近井地带酸液无法溶解物质集聚，堵塞炮眼，通过采取符合射孔技术进行重复射孔，复合射孔可以集射孔与高能气体压裂于一体，实现对地层射孔和高压气体沿炮眼对近井地带地层压裂，形成孔缝结合型裂缝体系，改善近井地带孔渗性。共治理5井次，平均单井注水压力下降0.6 MPa，单井日增注12 m3，对应7口油井累积增油135 t，治理效果较好。

3.2.3 压裂增注技术针对储层孔渗性差，在转注初期就严重欠注的水井，通过压裂增注措施，对注水井近井地带形成孔缝结合型裂缝体系，提高储层渗流能力，共治理3井次，平均单井注水压力下降4.6 MPa，单井日增注20 m3，对应5口油井累积增油113 t，治理效果较好。

3.2.4 提压增注技术针对因距离注水系统较远，注水系统压力损失较多，导致该井组的管压较低，导致欠注井，在末端井场安装增压注水装置，提高注水系统末端压力。目前在G8油藏共采用增压注水装置3台，注水管压可提高2.3 MPa，对应10口井日增注103 m3，对应12口油井累积增油236 t，治理效果较好。