竹山岗低渗透油藏注水试验井组效果分析

黄强强，朱小丽，邹春凤

（1.大港油田勘探开发研究院，天津 300280；2.渤海钻探井下技术服务分公司，天津 300280）

为了研究竹山岗油田注水开发的可行性，2016年5月决定在已开发区竹3-3断块选取了一个井组进行注水先导试验，确定1注（竹3-2井）2采（竹3-3、南28井）的注采井网，注水层位布三下段Ⅱ4小层。通过注水先导试验井组的实施，摸索出一套适合竹山岗油田油藏特征的注水参数，为后续竹山岗油田全面注水开发提供有利的依据。

1 试注井试注层位作业情况

1.1 试油情况

竹3-2井试注层位Ⅱ4小层,井段1 193.4 m～1 196.4 m，于1980年8月25日射孔，8月31日求三个班稳定产量，求得日产水14.8 m3，累产水40.5 m3（见表1），测试结果为水层，结束试油作观察井。测得地层压力10.995 MPa，地层静温54℃，地层水型为Na2SO4型。

1.2 作业情况

2006年12月封堵井段1 186.31 m～1 210 m打水泥塞，发现在井段821.8 m～824.8 m处存在套管漏失，2007年4～5月挤水泥进行封堵（密度1.85 g/cm3，挤入0.55 m3）；对井口、井筒试压，最高压力10 MPa，稳压30 min不降，封堵成功。

2015年2月8日，配密度1.85 g/cm3的水泥浆封堵Ⅱ1、Ⅱ2小层，井段 1 150 m～1 170 m，7.8米/3层。

1.3 射孔及试注情况

2015年 3月 3日采用 89枪89弹、16孔/米、60°相位的射孔参数射孔，射孔后进行三次试注，泵压0～8 MPa，反挤清水 0.04 m3～0.06 m3，排量 100 L/min，稳压10 min，开井清水即返出，三次试注均未成功。

2015年4月21日再次进行试注，正注清水0.02 m3，压力8 MPa，5 min后压力降至6 MPa，开井返出0.02 m3；正注清水 0.03 m3打压至 15 MPa，5 min压降至11 MPa，开井返出0.03 m3；正注清水0.05 m3打压至20 MPa，5 min 压力降至 16 MPa，开井返出 0.05 m3。试注注不进，决定对试注层重复射孔。

表1 竹3-2井Ⅱ4小层射孔排液情况表

2015年5月21日采用89枪深穿透弹（16孔/米、60°相位）对试注层位进行重复射孔，5月23日试注，试注压力20 MPa，折合日注量14.4 m3；6月4日再次试注，试注压力15 MPa，折合日注量4.7 m3。

2 注水开发影响因素[5]

影响因素主要有：储层物性、胶结物及胶结类型、碎屑成分、黏土矿物、储层敏感性等。

2.1 储层物性

根据邻区竹1-6断块Ⅱ4小层两口取心井（竹1-2、竹2-2）37块岩样取心物性数据，岩性以细砂、含砾砂岩为主，孔隙度集中在10%～15%，平均值13.3%；渗透率集中在 50×10-3μm2～500×10-3μm2，平均值 185×10-3μm2。竹3-3断块Ⅱ4小层整体标定为低孔-中低渗储层（见图1）。

2.2 胶结物及胶结类型

根据邻区竹1-6断块Ⅱ4小层两口取心井（竹1-2、竹2-2）61块岩心薄片鉴定分析结果，胶结物以方解石质为主，泥质、白云质次之，含少量硬石膏、沥青质、碳酸盐、硅质。胶结类型以接触-孔隙式、孔隙式为主。Ⅱ4小层储层物性及储油物性较好。胶结类型直接影响岩石的储油物性，但就对储层的敏感性来说，则主要受胶结物中的敏感性矿物的影响（见图2）。

2.3 碎屑成分

通过对13口井207块薄片数据分析，该区碎屑成分以石英为主，长石、岩块次之，少量花岗岩。

2.4 黏土矿物

Ⅱ4小层共有8口井岩心样品做了黏土矿物相对含量化验，黏土矿物中伊利石含量高，注水容易出现堵塞喉道现象。黏土矿物成分有伊利石、高岭石、绿泥石和伊蒙间层，其中伊利石含量最高，伊利石性质差，难以保持稳定，注水往往会出现堵塞喉道现象（见表2）。严重时会将地层完全堵死，注水井注不进水，生产井采不出油，影响到油田的正常生产。

2.5 储层敏感性

图1 竹山岗油田Ⅱ4小层孔隙度、渗透率柱状图

图2 竹山岗油田Ⅱ4小层胶结物、碎屑成分分布图

表2 竹山岗油田黏土矿物分析统计表

表3 竹3-2井Ⅱ4小层水分析数据表

竹3-2井Ⅱ4小层地层水分析显示，地层水矿化度较高，达到13×104mg/L，地层水型为Na2SO4型（见表3）。根据竹11X井岩心敏感性试验数据，竹山岗油田地层具有强水敏、强盐敏、中等偏强碱敏特征，临界矿化度 80 000 mg/L（见图 3）。

图3 竹11X井水敏试验曲线

通过分析，竹3-2井在射孔作业及洗井作业过程中，洗井也均用的清水（矿化度150 mg/L左右），而根据竹11X井的敏感性分析竹山岗地区地层存在强水敏，因此判断是洗井液与地层水不配伍导致的近井地带地层被污染。

3 改善注水效果对策

3.1 注不进原因分析

Ⅱ4小层物性较好，注水注不进可能是因地层水矿化度高、伊利石含量高、储层水敏、井筒污染综合伤害导致，而酸化对注水伤害的欠注井具有较好降压增注效果。

缓速土酸[1]体系通过延缓酸岩反应速度（见图4），加大处理深度，降低储层二次伤害，可以有效解除因黏土颗粒膨胀、分散运移造成的地层深部孔隙喉道污染堵塞。

图4 复合土酸与土酸反应速度对比曲线

竹3-2井地层水矿化度达到13×104mg/L。同区块竹11X井岩心敏感性试验数据也表明该层位为强水敏储层，临界矿化度80 000 mg/L，因此注清水过程中必须配套防膨措施。

考虑防膨有效期和成本（见表4）因素，优选有机低分子类防膨剂，防膨剂浓度2%，目前该防膨剂已应用于竹3-2井现场，实施效果较好。

表4 防膨剂防膨成本数据表

3.2 酸压[2]解堵

酸压解堵施工共注入地层酸液38.99 m3，油压从30.5 MPa下降至11.5 MPa（见图5），达到解堵目的，近井地带污染带彻底解除，注水能力提高，取得很好的效果。

4 注水效果分析[3]

4.1 动态监测效果分析

竹3-2井注水分为两个阶段：

（1）2016.6.1-8.15为常压注水阶段，此阶段不用开启注水泵，注入水通过自身重力即可进入地层。

（2）2016.8.16-2017.9.19为注水泵注水阶段，其中8.16-10.2每天开启注水泵2.5 h、10.3-10.31每天开启注水泵8 h、11.1-12.5每天开启注水泵10 h、12.6-至今，每天开启注水泵12 h。

该井2016年5月31日开始注水，初期日注水19 m3，截止 2017年 9月19日，日注水21 m3，累积注水9 570 m3（见图6）。

受益井：竹3-3井注水初期日产油1.8 m3，截止2017年6月，注水见效明显，在工作制未变前提下，日产油上升到2.31 m3，且目前产油量比较稳定，注水效果明显（见图7）。

4.2 数模预测效果分析

利用ECLIPSE数模软件对注水试验井组进行预测，按照目前注采试验井组生产趋势（注水井日配注20 m3，受益井日产液2 m3），模拟至2017年5月底受益井竹3-3井油量明显上升，开始见效，地层压力系数恢复至0.7，累积注水7 340 m3（见图8～图11）。

图5 竹3-2井酸压施工曲线

图6 竹3-2井注水动态曲线

图7 竹3-3井生产动态曲线

图8 竹3-3井生产曲线

图9 竹3-3井压力恢复曲线

图10 注水初期So分布图

图11 注水1年后So分布图

5 结论与认识

（1）应选择井况良好、构造位置相对较低、地面条件相对宽敞的井作为注水井。

（2）对于水敏地层，酸压解堵是解除近井地带污染的有效手段。

（3）注入水需考虑与地层水的配伍性，不能直接将清水注入地层。

参考文献：

[1]胥耘.低渗透复杂岩性油藏酸压技术研究与应用[D].南充：西南石油学院，2005.

[2]胥耘.碳酸盐岩储层酸压工艺技术综述[J].油田化学，1997，14（2）：175-179+196.

[3]柴世超，杨庆红，等.秦皇岛32-6稠油油田注水效果分析[J].中国海上油气，2006，18（4）：251-254.

[4]侯蕾.七里村油田张台区长6油层注水效果评价[D].西安：西安石油大学，2015.

[5]李喜莲，赵晓萍，等.注水开发影响因素分析及其评价[J].吐哈油气，2004，9（1）：33-36+95-96.