濱南油田濱649塊注水傷害機(jī)理研究及對(duì)策

郭寶民

[摘 要]濱南油田濱649塊區(qū)塊構(gòu)造復(fù)雜，縱向上小層多、平面上砂體變化快、縱向和平面上非均質(zhì)性均較強(qiáng)，自開(kāi)發(fā)以來(lái)，注水量逐年下降，從S4段層間吸水狀況來(lái)看，總體吸水較差，吸水好的只占15%左右，大部分層吸水差，S4段啟動(dòng)壓力由早期的16MPa上升到25.1MPa，平均水井注水泵壓達(dá)28.0MPa，注水仍然很困難。近些年不斷對(duì)濱649塊欠注井進(jìn)行治理，應(yīng)用酸化解堵工藝初期效果顯著，但措施有效期逐年變短，需要對(duì)濱649塊注水傷害機(jī)理進(jìn)行深入研究分析，提出更有針對(duì)性措施。

[關(guān)鍵詞]注水；傷害；機(jī)理研究；對(duì)策；效果

中圖分類(lèi)號(hào)：TE357 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1009-914X（2017）09-0027-01

1 基本概況

濱649塊位于濱南油田濱一區(qū)西北部，主要含油層系沙三下、沙四上，沙三段平均孔隙度18.2%，滲透率71.6×10-3μm2，沙四段平均孔隙度16.6%，滲透率30.1×10-3μm2。沙三段地面原油密度為0.869g/cm3，地面原油粘度為27.1mPa.s，沙四段地面原油密度為0.867g/cm3，地面原油粘度為29.8mPa.s，屬中低滲透構(gòu)造巖性油藏。

從該塊S4段層間吸水狀況來(lái)看，總體吸水較差，吸水好的只占15%左右，大部分層吸水差。而且注水量逐年下降。2015年至今日注水平由633方下降到330方。近些年不斷對(duì)濱649塊欠注井進(jìn)行治理，應(yīng)用酸化解堵工藝初期效果顯著，但措施有效期逐年變短，由2013年的180天降至目前132天。

所以有必要對(duì)濱649塊注水傷害機(jī)理進(jìn)行深入研究分析，提出更有針對(duì)性措施。

2 儲(chǔ)層傷害機(jī)理研究

低滲透欠注是一個(gè)系統(tǒng)多種因素綜合影響的結(jié)果，其根本原因是注入水與儲(chǔ)層性質(zhì)內(nèi)外因相互作用導(dǎo)致的堵塞。為了找出濱649塊水井欠注、低效注水的具體原因，從微觀+宏觀角度對(duì)濱649塊注水過(guò)程中傷害機(jī)理進(jìn)行綜合研究，從而得出針對(duì)性的提高有效注水的對(duì)策。

2.1 微觀滲流特征

沙四段平均孔隙度16.6%，滲透率30.1×10-3μm2，屬低孔低滲油藏。在一定壓力梯度范圍內(nèi)，低滲透油藏滲透率是壓力梯度的函數(shù)，對(duì)低滲、特低滲油藏，普遍存在較高啟動(dòng)壓力，尤其滲透率低于1.0×10-3·m2時(shí)，啟動(dòng)壓力梯度急劇上升。

（1）喉道的大小和分布決定了有效滲流能力

從濱649塊三塊巖心實(shí)驗(yàn)看，孔隙大小和分布相近、不同空氣滲透率的巖心，喉道的大小和分布差別大。濱649三塊巖心孔隙大小和分布相近，均在15-40μm，但孔喉大小和分布差異較大，從0.4-1.6μm不等。

（2）邊界層減小喉道有效流動(dòng)半徑

理論和實(shí)驗(yàn)研究表明，固液界面作用下固相表面存在邊界層，且平均喉道半徑與邊界層厚度處于同數(shù)量級(jí)時(shí)，邊界層對(duì)有效滲流能力的影響較大。邊界層厚度主要分布區(qū)間為 0.2～1.0μm，濱649平均孔喉半徑主要分布0.7-1.5μm，兩者處于同一數(shù)量級(jí)，邊界層對(duì)儲(chǔ)層有效滲流能力影響較大。

2.2 注入水水質(zhì)分析及傷害機(jī)理

通過(guò)對(duì)濱649塊精細(xì)泵前水、精細(xì)泵后水及井口注入水進(jìn)行取樣分析發(fā)現(xiàn)，泵前水懸浮固體含量及懸浮物顆粒直徑中值偏高，含油量也有所超標(biāo)，不滿足注入水水質(zhì)要求，對(duì)地層存在傷害。

（1）懸浮物粒徑與孔喉半徑適配性分析

研究表明，當(dāng)顆粒粒徑與孔喉直徑比，即Df/Dp值大于1/3時(shí)，顆粒不能通過(guò)孔喉，形成外濾餅；1/7-1/3時(shí)對(duì)儲(chǔ)層傷害最嚴(yán)重，形成內(nèi)濾餅，逐漸形成堵塞；小于1/7時(shí)順利通過(guò)孔喉，對(duì)儲(chǔ)層無(wú)傷害。

濱649井口注入水懸浮物粒徑主要集中在0.2-0.7μm，粒徑中值0.475μm，且存在部分大粒徑懸浮物。根據(jù)巖心實(shí)驗(yàn)，濱649塊孔喉半徑在0.7-1.5μm之間，約占50%；小于0.7μm的約占23%；大于1.5μm的約占27%。由此可知，在目前水質(zhì)情況下，僅有27%的孔喉未受到傷害。

（2）原油傷害分析

隨著含油量的上升，滲透率傷害程度急劇上升，含油量達(dá)到5-7mg/L時(shí)，傷害程度達(dá)到65%，從濱649塊水井井口水質(zhì)分析看，含油量達(dá)到2.7mg/L，對(duì)應(yīng)滲透率傷害程度達(dá)到35%。

3 治理對(duì)策及效果

通過(guò)對(duì)649塊儲(chǔ)層注水傷害機(jī)理的研究，確定影響濱649塊水井有效注水的主要因素后我們得出提高該區(qū)有效注水的對(duì)策。

3.1 提高注入水水質(zhì)

（1）水質(zhì)細(xì)分

按照新水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)A1級(jí)水質(zhì)進(jìn)行細(xì)分，濱649孔喉半徑主要集中在0.7-1.5um，23%小于0.7um，需要A11-A14級(jí)水質(zhì)，目前精細(xì)過(guò)濾后粒徑分布0.2-0.7um，中值0.475um，僅達(dá)到A13標(biāo)準(zhǔn)，需要達(dá)到A11級(jí)水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)以上，才能滿足全部孔喉注水需求。需引進(jìn)納米級(jí)水處理技術(shù)進(jìn)行源頭治理。

（2）沿程控制

井口水質(zhì)較精細(xì)過(guò)濾出口水質(zhì)明顯變差，說(shuō)明沿程受到污染，注水管線內(nèi)細(xì)菌、雜質(zhì)影響。另外注水管柱管壁細(xì)菌、雜質(zhì)也是影響注入水質(zhì)的重要因素。注水管線日常清洗以及水井洗井工作相當(dāng)必要。

3.2 水井綜合管理

受技術(shù)水平以及資金投入限制，水質(zhì)不可能無(wú)限提高，加強(qiáng)水井綜合管理是注水長(zhǎng)效的保障。

（1）采取合理配注。過(guò)量配注大流量引起儲(chǔ)層速敏傷害，可能沖刷地層顆粒，導(dǎo)致儲(chǔ)層堵塞傷害。

（2）水井平穩(wěn)注水。頻繁開(kāi)關(guān)井引起地層孔隙壓力變化，大壓差下殘余油滲析出來(lái)，與水乳化增加流動(dòng)阻力；細(xì)孔喉啟動(dòng)壓力高，重新注水需克服啟動(dòng)前靜摩擦力，井口壓力急劇上升。應(yīng)平穩(wěn)注水，減少停井。

3.3 針對(duì)性酸化攻欠

針對(duì)濱649塊注水井低滲、含油的特點(diǎn)，配套以表面活性劑主劑，多種酸液共同作用的降壓增注體系，解除賈敏效應(yīng)，提高水相滲透率。

以濱649-斜51井為例，該井2014年投注，至2015.10月欠注，累注水2x104m3，2015.10.16因系統(tǒng)原因泵壓下降，10.18欠注，10.28恢復(fù)泵壓后日注水平?jīng)]有恢復(fù)原先水平，之后一直欠注。分析該井欠注原因：油壓突降導(dǎo)致儲(chǔ)層激動(dòng)，顆粒返吐、殘余油析出造成地層堵塞欠注。對(duì)于該井，采取常規(guī)酸表面解堵+緩速酸深部解堵+表活劑降壓增注復(fù)合體系。初期降壓增注效果顯著，日增注40m3，油壓下降6MPa；目前日增注28m3，累增注1524m3。2016年在濱南低滲油藏累計(jì)實(shí)施降壓增注工藝6井次，累增注1.6x104m3。

4 認(rèn)識(shí)及結(jié)論

（1）低滲透欠注是一個(gè)系統(tǒng)多種因素綜合影響的結(jié)果，其根本原因是注入水與儲(chǔ)層性質(zhì)內(nèi)外因相互作用導(dǎo)致的堵塞。根據(jù)欠注原因可確定解堵方式，具體到單井需要按照一井一策或一層一策的技術(shù)要求具體論證，從而提高攻欠針對(duì)性。

（2）濱649塊水井欠注主要原因?yàn)樗|(zhì)與孔喉的不匹配，酸化攻欠是事后補(bǔ)救手段，提高水質(zhì)是減少欠注、提高注水效果的根本途徑。

參考文獻(xiàn)

[1] 王學(xué)武，楊正明，徐軒，劉霞霞.注水對(duì)中低滲透儲(chǔ)層傷害研究.石油地質(zhì)與工程，2009，（1）；119-120.

[2] 張曉萍，張永亮.油田注水開(kāi)發(fā)對(duì)儲(chǔ)層傷害研究.內(nèi)蒙古石油化工，2001，（2）；21-22.

[3] 胡尚明.注入水中固相顆粒對(duì)儲(chǔ)層傷害的研究.內(nèi)蒙古石油化工，2015，（1）；130-133.