低渗透油藏提高注水效果技术研究

2019-05-29乐涛涛李炼民

石油化工应用 2019年2期

乐涛涛，李炼民

（中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300280）

对于低渗透油藏的开发，保证注入水的长期有效持续注入，是维持稳定开发的关键[1]。但是一般低渗透油藏随着开发的进行，出现注水量不断下降，油井供液不足，产量递减快，采油速度低等问题。这时一般采取降低井底流压，提高注水压力来增加注水量等方法，效果往往不甚理想。如L油田，注水井泵压由初期的10 MPa增加到25 MPa，注水量由初期的100 m3/d降到目前的32 m3/d，欠注严重。因此有必要加强低渗透油田地质渗流特征和开发技术的研究，改善低渗透油藏欠注情况，进一步经济有效地开发好低渗透油田[2，3]。

1 低渗透油藏欠注原因

1.1 地层因素

储层孔渗差是低渗透油藏注水井欠注的根本原因[4-6]。L油田储层以细砂岩为主，孔隙类型主要为次生粒间孔，其次为颗粒内溶孔、颗粒铸模孔，微观孔隙结构属低渗细喉型-特低渗细喉微喉型储层，储层平均孔隙度 15%，渗透率 33.8×10-3μm2。储层埋藏深 3 800 m，油层温度135℃，原始地层压力52 MPa。储层物性差，属于典型的低渗，超高压油藏。储层物性差，渗流能力弱，是导致欠注严重的主要原因[7-9]。

1.2 作业污染因素

L油田泥质含量较高，主力油层泥质含量13%，最高达到28.6%，五敏评价水敏指数27.83～53.16，为中等偏强水敏。作业施工时易发生入井液污染，降低储层有效渗透率，注水量急剧下降导致水井注水压力高、注水难。

如L834-7井：2009年9月作业用密度为1.40 g/cm3卤水压井，该次作业后注水量明显下降，由作业前的100 m3/d下降到40 m3/d。L9-2井：2012年9月作业分别用密度为1.20 g/cm3卤水、密度为1.35 g/cm3卤水压井，该次作业后注水量由作业前的104 m3/d下降到34 m3/d。

1.3 注水工艺参数不合理

L27-17井，初期配注20 m3/d，实注20 m3/d，于2014年12月，将注水量提高到50 m3/d，在注水5 d后，实注水只有15 m3/d，到2015年7月，注水量只有2 m3/d。L油田有中偏强速敏，由于流体流动速度变化引起储层岩石中微粒运移、堵塞喉道，导致岩石渗透率出现明显下降的现象，注水速度快易导致注水能力下降（见图1）。

图1 L27-17井注水曲线

表1 不同酸解堵效果对比

2 提高注水效果对策

2.1 酸化解堵，保注进水

目前主要有酸化解堵以及酸压改造解堵技术，考虑到对于低渗透油田，主要是由于低渗透引起的储层近井地带污染，所以该区主要考虑采用酸化增注技术。

在前期试验基础上，技术人员加大基础资料收集、整理，结合水井情况进行体系、用量优选。复合缓速土酸体系与常规土酸相比，延缓反应速度50 min以上，加大处理深度，提高增注效果（见表1）。

2.2 连续防膨，长效注水

2.2.1 长期稳定注水技术优选经过对该区进行储层“五敏”试验分析，L油田有中等偏强水敏、中偏强速敏；且该地区注入清水，黏土矿物更易膨胀，储层伤害更严重，因此需要进行连续防膨措施，解决储层中强水敏问题，达到长期稳定注水（见表2）。

表2 不同长期稳定注水技术对比

2.2.2 防膨剂优选从八项试验中，通过防膨率测定、岩心伤害、防膨剂长效性评价、岩心流动试验有效期评价、添加剂筛选、段塞防膨和连续防膨中防膨剂耐冲刷、浸泡试验等，从11种防膨剂优选防膨剂。

通过试验结果对比、成本考虑、施工方式、劳动强度、现场情况等综合比选，最终选择实施段塞连续防膨，防膨剂浓度1‰（见表3）。

表3 不同防膨技术对比

2.3 优化注入量，有效注水

由室内速敏分析试验确定该区的临界体积流速为1.41 cm3/min。将单位统一成常用单位后，利用公式（1）进行了单井临界产量计算。经过计算，该区有效厚度与临界产量的关系（见图2），可见当有效厚度越大时临界产量越高。该区平均有效厚度为30 m左右，临界产量为70.2 m3/d。

式中：Q-产油井临界产量，m3/d；rw-井眼半径，cm；h-油井生产有效厚度，m；Qc-试验临界流量，cm3/min；D-试验岩心直径，cm。

通过该区块速敏试验，计算了单井临界流量，对注水井注入量进行了优化。平均单井注入量由原来的100 m3/d降低到70 m3/d。

3 应用效果

2016年，在L油田实施欠注水井治理6口，平均降低注水压力9.2 MPa，累增注13.11×104m3，平均有效期373 d，欠注井治理效果明显提升。2016年，该区块共实施6口水井治理，注采井数比由1：3.28提高到1：2.0，水驱控制程度由40% 提高到 63.2%，日注水量由28 m3增加到398 m3，油藏压力由21.49 MPa增加到24.65 MPa，区块日产油由32.6 t增加到 50 t，自然递减率由42.7%降低到21.53%，取得了不错的效果（见表4）。