黑山梁油区储层敏感性及解堵作用研究

王小军，陈 栋，甄 浩，郭志龙，赵 逸.

(延长油田股份有限公司杏子川釆油厂，陕西延安 717500)

注水开发是延长油田目前主要的开发方式。延长油田为国内外典型的特—超低渗油藏，普遍具有低孔隙度、低渗透率的特性，其平均孔隙度为12.6%，平均渗透率为2.32 mD，平均孔喉半径仅为0.37 μm。在施工作业时，一方面由于泥质含量高、黏土矿物岩性复杂，注入水与地层的不配伍、注入水水质等问题使得注水井附近的地层堵塞，导致注水井井口注入压力高；另一方面，注水井需要经过压裂改造才能获得良好的注入性，在措施作业时造成近井地带污染，使得油层渗透率降低，注入能力下降，甚至出现注不进的现象，严重影响注水开发效果。目前注水井常见的污染因素有：回注水中的悬浮物、乳化油、细菌；无机垢沉淀、黏土矿物膨胀、颗粒运移；多次酸化造成的水井近区过度溶蚀、地层骨架被破坏；缓蚀剂阳离子吸附、残酸二次沉淀物；压裂液残渣及调驱剂残余物等；致密低渗储层还易产生水锁伤害，蒙托石含量高的储层易发生水敏伤害；绿泥石含量高的储层易发生酸敏伤害；NaSO4型地层水易产生酸不溶硫酸盐垢堵塞伤害等[1-6]。

酸化是实现注水井解堵的常用措施，常规酸化解堵技术酸岩反应速率高，而且多数解堵技术只针对某一种堵塞物的解堵，而不能解除多种堵塞，解堵不彻底，不能从根本上解决水井堵塞问题，且解堵有效期短，效果差[7-15]。酸液解堵体系的组成是由被解堵油层的物性及污染堵塞类型和程度决定的[16-18]，不同油田不同区块需要的解堵体系各有不同，研制出真正适合延长油田水井解堵的多氢缓速酸解堵工艺技术体系对延长油田的长远发展具有重要意义。

1 研究区概况

2 储层敏感性分析

研究区长6油层黏土矿物的组成部分主要有浊沸石、方解石、石英及菱铁矿等，填隙物含量占比为6%～23%。从敏感性矿物含量分析来看，目标区长6油层含有较多的绿泥石，可以与酸性溶液相互反应甚至完全溶解，最终生成易于沉淀的凝胶形状的氢氧化铁，因此绿泥石是该油区重要的酸敏性矿物；其次为浊沸石矿物、长石、碳酸盐等酸敏性矿物；高岭石含量不高，因此速敏对储层的伤害不严重。

2.1 储层速敏性

研究区长6油层4块岩样的测试结果(表1)表明，样品渗透率损害率小于50%，速敏程度较弱；室内实验结果主要呈中等—偏弱速敏的现象。长6层位临界流速为1.13 m/d，为防止因注入速度过大引起地层中黏土矿物颗粒的运移，造成喉道堵塞和渗透率下降，长6层位注入速度应小于1.13 m/d。

表1 储层速敏试验Table 1 Reservoir velocity sensitivity test

2.2 储层酸敏性

从研究区酸敏试验结果可以看出(表2)，长6储层表现为中等酸敏，主要原因是长6储层中绿泥石含量高达80%以上，因此，在酸化解堵时要预防酸敏对储层的伤害，采用适合的解堵体系。

表2 储层酸敏试验Table 2 Reservoir acid sensitivity test

2.3 储层碱敏性

由于该区长6储层含有长石砂岩、伊利石及绿泥石，因此，当注入的工作液pH值较大时，引起黏土矿物产生解理，长石矿物发生溶解，致使黏土与长石结构发生破坏而产生沉淀，造成孔隙喉道的堵塞。根据研究区碱敏试验的结果(表3)可知，长6储层pH值的临界点为11.6，属于中等和弱碱敏，因此注入水的pH值应保持在临界碱度值以上，防止造成碱敏。

表3 储层碱敏试验Table 3 Reservoir alkali sensitivity test

2.4 储层水敏性

通过对薄片鉴定资料分析可知，该区储层主要为细小孔隙和微细喉道配置，喉道以片状和管状为主，储层中伊/蒙间层主要以蜂窝状分布于粒表或充填于孔隙中(图1)。长6储层伊/蒙混层相对含量为5.3%～12.7%。从室内水敏试验结果(表4)可以看出，储层主要呈弱—中等及偏弱水敏现象，因此，注入水的矿化度应控制在49 817 mg/L以上。

表4 储层水敏试验Table 4 Reservoir water sensitivity test

3 解堵作用分析

该技术现场的实施主要采用井下封隔器、水力锚、球座等工具，逐层实现解堵作业。具体流程是：通过采取投球加压的方法，实现在不起用管柱的情况下，根据不同层段的敏感性和堵塞情况，采取不同解堵液对不同层位的分层解堵，改善吸水剖面，缓解层间矛盾，提高水驱波及体积和水驱效率，具有较好的效果，且施工效率高、成本低。

3.1 解堵机理分析

本次解堵液体系主要为多氢酸，多氢酸是一种新型砂岩油藏酸化体系，由有机磷酸与氟盐复配所制成。其中有机磷酸可以逐级解离释放H+，氟盐可以电离出F-，二者结合生成HF，可溶蚀地层矿物，恢复或提高地层渗透率。多氢酸逐级电离方程式如下：

H5R=H4R-+H+

(1)

H4R-=H3R2-+H+

(2)

H3R2-=H2R3-+H+

(3)

H2R3-=HR4-+H+

(4)

HR4-=R5-+H+

(5)

其中H5R表示有机磷酸，R5-为磷酸基团。

氟盐主要使用氟化氢铵，存在两步电离反应：

(6)

(7)

多氢酸体系中HF的初始浓度较低，随着酸岩反应的进行，该体系不断地解离出新的H+和F-参与反应，使酸液在地层中可以较长时间地保持活性，实现深部酸化的目的。多氢酸体系还可以在黏土矿物的表面形成一层磷酸硅铝膜，防止胶结物被过度溶蚀。此外，体系中的有机磷酸对金属离子(如Ca2+、Mg2+)具有较强的螯合能力，可以有效避免酸化中二次伤害的生成。

3.2 主要性能研究

3.2.1 多氢酸对石英的溶蚀率

多氢酸与土酸对石英的溶蚀率曲线如图2所示。多氢酸体系的溶蚀率均随时间的增加而逐渐增加，反应可以长时间持续进行，在12 h后仍具有一定的活性，表明其具有良好的缓速性能。

3.2.2 多氢酸对黏土的溶蚀率

多氢酸对黏土的溶蚀率曲线如图3所示。可以看出土酸与黏土的反应在2 h内迅速进行，6 h后反应进行完全，其对于黏土的溶蚀率明显高于多氢酸。而多氢酸对黏土的溶蚀率随时间缓慢上升，表明多氢酸对泥质矿物的溶蚀速度较慢。

3.2.3 多氢酸对离子的螯合能力

表5为多氢酸对金属离子的螯合值，可以看出，无论对于二价离子还是三价离子，多氢酸均具有较好的螯合能力，因此能够有效抑制酸化过程中二次伤害的生成。

表5 多氢酸对金属离子的螯合值Table 5 The chelation value of polyhydrogen acid to metal ions

4 现场实施效果

本次现场试验采用的缓速酸配方为：盐酸12%+氢氟酸4%+起泡剂2%+缓剂蚀1%+黏土稳定剂1%+铁离子稳定剂1.5%，施工过程如图4所示。

北13-2注水井射孔段为1 179～1 184 m、1 234～1 240 m。该井2012年7月17日新井投注，注水压力为12 MPa，配注量为8 m3；2015年12月压力升高出现注不进状况，主要原因为注水引起的近井地带堵塞；2017年3月27日对该井进行低缓速酸分层增注技术试验，对1 179～1 184 m、1 234～1 240 m分为长2两段解堵。施工日注水量平均为8.8 m3，该井施工后注水量达到配注要求，解堵效果良好(图5)。

据吸水剖面测试数据(图6、图7)显示可知：解堵前北13-2井3个层段仅有1段吸水，措施后3个层段均吸水，第一段吸水强度为3.7 m3/d，第二段吸水强度为4.2 m3/d，第三段吸水强度为2.2 m3/d，解堵增注效果明显，提高了注水井吸水能力和纵向水驱波及体积。

5 结论及认识

(1)针对黑山梁油区储层堵塞、注不进的问题，通过室内敏感性分析，确定了该区储层敏感性总体主要表现在中等偏弱速敏、弱水敏、中等偏强酸敏、弱碱敏。在此基础上研制出了适合该区解堵的多氢酸缓速体系，对石英和黏土矿物的溶蚀率较好，对金属离子钙和铁具有较好的螯合能力，在解堵的同时能够有效抑制酸化过程中的二次伤害。

(2)黑山梁区块10口注水井解堵作业措施成功率为100%，施工有效率达到70%以上，有效地提高了注水量，改善了吸水剖面，效果明显，对类似油藏解堵增注具有一定的借鉴作用。