王福勇吳曉東

（1.中國(guó)石油大學(xué)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中化石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司，北京 100031）

樊151塊低滲透灘壩砂油藏注水技術(shù)

王福勇1，2吳曉東1

（1.中國(guó)石油大學(xué)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中化石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司，北京 100031）

樊151塊為低滲透灘壩砂油藏，儲(chǔ)層整體物性差，注水過(guò)程中水井注入壓力越來(lái)越高。針對(duì)這一問(wèn)題，室內(nèi)評(píng)價(jià)了儲(chǔ)層的敏感性、潤(rùn)濕性、水質(zhì)配伍性，系統(tǒng)分析了注水井吸水能力變差的原因，然后優(yōu)化了轉(zhuǎn)注工藝及注水體系，并進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，效果良好，實(shí)現(xiàn)了樊151塊穩(wěn)定注水，從而提高了儲(chǔ)量動(dòng)用率及最終采收率。

低滲透油藏；注水；敏感性；注水優(yōu)化設(shè)計(jì)

正理莊油田樊151塊位于東營(yíng)凹陷博興洼陷南坡，巖性組合以灰色泥巖夾薄層砂巖為主,巖性致密，滲透率為6.63×10-3μm2，填隙物主要是泥質(zhì)雜基和成巖膠結(jié)物，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6.9%～13.2%，儲(chǔ)層黏土礦物中伊利石為21.2%～23%，高嶺石為19%～27%，伊蒙混層為5%～25.4%，綠泥石為26.4%～53%。樊147-7等3口井轉(zhuǎn)注不足3個(gè)月，相繼出現(xiàn)注不進(jìn)水的現(xiàn)象，給區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)開(kāi)發(fā)帶來(lái)很大難度［1］。

1 儲(chǔ)層吸水能力影響因素

1.1 儲(chǔ)層孔喉小，啟動(dòng)壓力高

由于儲(chǔ)層孔喉小，滲透率低，表現(xiàn)出非達(dá)西滲流特征［2］，啟動(dòng)壓力高，初始注水困難。通過(guò)壓汞法孔隙參數(shù)及毛管壓力曲線分析得出：孔喉分選性差；最大非流動(dòng)孔喉半徑較小，約3.0 μm；變異系數(shù)大于0.7，表現(xiàn)為微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)，注水啟動(dòng)壓力高達(dá)22 MPa。

1.2 敏感性對(duì)儲(chǔ)層的傷害

1.2.1 水敏性評(píng)價(jià)

注入低礦化度的水，引起蒙脫石、伊/蒙混層等水敏黏土礦物成分的水化膨脹，使得滲流通道變小，滲透率降低［3］。通過(guò)實(shí)驗(yàn)得出，儲(chǔ)層巖心臨界礦化度為10 g·L－1，儲(chǔ)層水敏指數(shù)為28.4%，具有中等偏弱水敏性。

1.2.2 酸敏性評(píng)價(jià)

為了解酸液是否會(huì)對(duì)地層產(chǎn)生傷害及傷害的程度，以便優(yōu)選酸液配方，采用常用酸（15%HCl和12% HCl+3%HF）進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)［4］。樣品注入1 PV的15%HCl，表現(xiàn)為無(wú)酸敏特征；注入1 PV的12%HCl+3%HF，滲透率下降63.5%，表現(xiàn)為極強(qiáng)酸敏特征。

1.3 儲(chǔ)層潤(rùn)濕性的影響

利用自吸法對(duì)樊151-1井巖心潤(rùn)濕性進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果表明：巖心吸水62.88%，屬?gòu)?qiáng)親水，由于注入水前端的油水界面張力過(guò)大，油滴不易分散，受毛管阻力影響，導(dǎo)致驅(qū)替壓力升高［5］。

1.4 水質(zhì)的影響

應(yīng)用企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SL 1999，檢測(cè)得出樊151區(qū)塊注入水中懸浮固體的質(zhì)量濃度較高。用0.22 μm濾膜過(guò)濾，測(cè)得固體質(zhì)量濃度為26.4 mg·L－1［6］，再用1.2 μm濾膜過(guò)濾，測(cè)得固體質(zhì)量濃度為26.2 mg·L－1。采用激光掃描粒度儀測(cè)定固相顆粒粒徑，大部分在1.318 μm以上，最大51.471 μm，平均10.125 μm。本區(qū)塊孔喉直徑為6.0 μm，根據(jù)“架橋法則”［7］確定該區(qū)塊固相顆粒粒徑應(yīng)小于1 μm。

1.5 配伍性的影響

將地層水和注入水以1∶1的配比混合，模擬地層條件下成垢離子Ca2+、Mg2+、Ba2+的濃度隨時(shí)間的變化，并輔助ICP-AES元素分析，發(fā)現(xiàn)混配水穩(wěn)定性差，產(chǎn)生褐色的氫氧化鐵沉淀，并見(jiàn)有少量的金屬元素如Ga、V、Pb等，產(chǎn)生的垢物成分以鐵、鈣、鋇、鎂垢為主。

2 注水技術(shù)

2.1 轉(zhuǎn)注工藝優(yōu)化

2.1.1 防膨劑

在室內(nèi)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出與儲(chǔ)層及流體配伍性良好、防膨率較高的FP3＃小分子季銨鹽防膨劑，通過(guò)巖心流動(dòng)試驗(yàn)進(jìn)行防膨劑吸附傷害的評(píng)價(jià)。結(jié)果表明，S4巖心通注入水400 PV后，巖心滲透率不下降，證明FP3＃防膨劑具有良好的長(zhǎng)久防膨效果。因此，建議選擇FP3＃作為該區(qū)塊注水防膨劑。

2.1.2 處理半徑和用量

注水中防膨劑一般用于預(yù)處理，考慮到進(jìn)入地層會(huì)被稀釋等問(wèn)題，應(yīng)用時(shí)體積分?jǐn)?shù)為6%。由于注水層的壓降漏斗就在近井地帶，所以，防膨預(yù)處理的處理半徑定為4～6 m。

2.1.3 防水傷害技術(shù)

巖心潤(rùn)濕性評(píng)價(jià)結(jié)果顯示樊151儲(chǔ)層強(qiáng)親水，為降低注入水前端的油水界面張力，克服毛管阻力影響的同時(shí)使巖層表面潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)，實(shí)現(xiàn)降壓增注，在預(yù)處理段塞中加入水傷害處理劑（表面活性劑），將防膨與解水傷害相結(jié)合對(duì)地層進(jìn)行預(yù)處理。

2.1.4 實(shí)施方案

注水開(kāi)發(fā)時(shí)，先期利用小分子季銨鹽防膨劑和水傷害處理劑段塞進(jìn)行預(yù)處理，然后轉(zhuǎn)入正常注水，一定時(shí)期后，再適時(shí)進(jìn)行間歇式的段塞處理。

2.2 注水體系優(yōu)化

2.2.1 注水水質(zhì)級(jí)別

樊151塊巖心為對(duì)象，利用 “架橋法則”確定樊151區(qū)塊注入水水質(zhì)級(jí)別。

注入水中機(jī)械雜質(zhì)是影響儲(chǔ)層滲透率的重要因素。固相顆粒粒徑大于0.86 μm，便會(huì)對(duì)地層造成深部損害。因此，考慮固相含量及顆粒粒徑，推薦該區(qū)塊注入水應(yīng)用SY/T 5329—1994 A1級(jí)注入水指標(biāo)。

2.2.2 防垢工藝

影響儲(chǔ)層滲透率的另一個(gè)因素是注入水與地層水及儲(chǔ)層接觸后產(chǎn)生的結(jié)垢?jìng)?，垢物成分主要是氫氧化鐵垢和鋇、鈣的碳酸鹽垢。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在注入水中加入一定量的鐵離子穩(wěn)定劑與阻垢劑，可以起到良好的穩(wěn)鐵作用，同時(shí)可以有效抑制碳酸鹽垢析出。

分別合成3種主劑A，B，C，其中A為還原型主劑，B為主要絡(luò)合劑，C為螯合型主劑，按不同水質(zhì)要求進(jìn)行一定比例的添加。防垢-鐵離子穩(wěn)定劑復(fù)合藥劑的使用方案為：一般鐵離子質(zhì)量濃度（0～100 mg·L－1）：復(fù)合藥劑總用量為100 mg·L－1，A∶B∶C=50∶20∶30。中等鐵離子質(zhì)量濃度（100～150 mg·L－1）：復(fù)合藥劑總用量為120 mg·L－1，A∶B∶C=60∶20∶40。高鐵離子質(zhì)量濃度（200～300 mg·L－1）：復(fù)合藥劑總用量為150 mg·L－1，A∶B∶C=70∶40∶40。在復(fù)合藥劑總用量為200 mg·L－1時(shí)，則A∶B∶C= 100∶50∶50。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2009年9月先后轉(zhuǎn)注樊151-17、樊151-5、樊151-15等5口井，初期最高的井油壓22 MPa，最低的井僅為3.6 MPa，單井配注30 m3·d－1，均能完成配注，油井逐步受效，區(qū)塊產(chǎn)油量由2009年9月的45 t·d－1上升到2010年5月的56 t·d－1，注水油壓保持穩(wěn)定，實(shí)現(xiàn)了區(qū)塊的有效開(kāi)發(fā)（見(jiàn)表1）。

表1 改進(jìn)前后樊151區(qū)塊注水情況對(duì)比

樊151塊優(yōu)化后的注水情況明顯好于未優(yōu)化（見(jiàn)圖1）。同時(shí)，為了確保注入水水質(zhì)穩(wěn)定，在樊151注水站內(nèi)流程進(jìn)行改造的基礎(chǔ)上加強(qiáng)了水質(zhì)監(jiān)測(cè)，改進(jìn)后的注水流程如圖2所示。

4 結(jié)論

1）油井轉(zhuǎn)注時(shí)，利用小分子季銨鹽防膨劑與水傷害處理劑相結(jié)合，對(duì)地層進(jìn)行預(yù)處理，可以在有效抑制地層黏土礦物膨脹、運(yùn)移的同時(shí)，消除水鎖傷害，降低油水界面張力，實(shí)現(xiàn)降壓增注。

2）樊151注入水水質(zhì)采用A1級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，以控制注水壓力上升速度。

3）注入水中加入還原型、絡(luò)合型鐵離子穩(wěn)定劑與螯合型阻垢劑，在起到良好穩(wěn)鐵作用的同時(shí)，可以有效抑制碳酸鹽垢的析出。

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Technology of water injection for beach-bar sand reservoirs with low permeability in Block Fan 151

Wang Fuyong1，2Wu Xiaodong1
(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Sinochem Petroleum Exploration and Production Co.Ltd.,Beijing 100031,China)

Block Fan 151 is a beach-bar sand reservoir with low permeability.The overall physical property of reservoir is poor.The injection pressure becomes higher and higher during the process of water injection.Aiming at this problem,the sensibility, wettability and water compatibility of reservoir were evaluated in laboratory.The reason of poor water absorbing capacity of injection well was analyzed systematically in this paper.The converted process and water injection system were optimized and the field test was done with a good result.The stable water injection of Block Fan 151 was achieved and the producing rate of reserves and ultimate recovery were improved.

low permeability reservoir,water injection,sensibility,optimal design of water injection.

中國(guó)石化科技攻關(guān)項(xiàng)目“博興洼陷沙四段薄互層低滲透油藏開(kāi)發(fā)配套技術(shù)研究”（P05024）部分成果

TE357.6

A

2010-03-12；改回日期：2010-07-17。

王福勇，男，1969年生，2008年獲中科院地球化學(xué)所博士學(xué)位，現(xiàn)為中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院博士后。電話：（010）59568440，E－mail：cllfy123@sina.com。

（編輯 趙衛(wèi)紅）

1005-8907（2010）05-596-03

王福勇，吳曉東.樊151塊低滲透灘壩砂油藏注水技術(shù)［J］.斷塊油氣田，2010，17（5）：596-598.

Wang Fuyong，Wu Xiaodong.Technology of water injection for beach-bar sand reservoirs with low permeability in Block Fan 151［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2010，17（5）：596-598.