陳永（長江大學地球科學學院，湖北 武漢 430100；中石化江漢油田分公司荊州采油廠，湖北 荊州 434020）

羊初珍（中石化江漢油田分公司荊州采油廠，湖北 荊州 434020）

江陵凹陷資源量1.036×108t，目前探明花園、沙市、荊西、萬城、八嶺山、松滋6個油田，截止2012年底，探明含油面積21.75km2，石油地質儲量1925.10×104t，資源探明率為18.58%。動用含油面積8.79km2，石油地質儲量1061.96×104t，地質儲量動用率48.15%，標定采收率為20.85%。

1 江陵凹陷儲層及油藏開發(fā)特點

1.1 江陵凹陷儲層特點

1）儲層類型多?；▓@儲層屬于淺層中滲斷塊，沙市儲層屬于中深中滲斷塊，八嶺山儲層屬于淺層低滲透，荊西、萬城儲層屬于中深層低滲透，它們的生產層位基本都是新溝嘴組；松滋儲層屬于深層低滲透，生產層位主要是紅花套組。

2）油砂體面積小，平面變化快，且厚度小。整個江陵凹陷斷層縱橫、砂體零散，其中分布面積最廣的主力層為新溝嘴組，其最大有效厚度小于5m的油層占總面積的64.3%。

3）地層水礦化度高，黏土礦物差異大，存在一定的儲層敏感性。地層水礦化度（15.6～22.4）×104mg/L，黏土絕對含量1.75%～22.3%，普遍存在壓敏、中強酸敏、中強鹽敏，中弱速敏、弱水敏。

1.2 江陵凹陷油藏開發(fā)特點

1）天然能量開采期產量下降快。陵76井區(qū)、萬5油井投產半年，產量下降一半。

2）低滲透油層早期措施改造效果明顯，但有效期短。

3）早期注水效果明顯，但見效油井見水后含水上升快、產量遞減快。

4）部分區(qū)塊裂縫發(fā)育，注水暴性水淹。

2 江陵凹陷的采油措施

低滲油藏細小的滲流通道和低配比孔喉加劇了地層對環(huán)境變化的敏感性，任何與儲層不配伍的外來流體進入儲層后，都將污染油層，傷害嚴重。低滲導致低壓、低壓導致傷害、傷害導致滲透性更差，低滲油藏的惡性循環(huán)規(guī)律，最終導致低滲油藏長期處于低速低效開發(fā)。壓裂、酸化、調剖等措施是改變這種低效開發(fā)局面必不可少的手段。

2.1 壓裂

壓裂是低滲油藏提高開發(fā)效果的主要手段，雖然壓裂液對低滲油藏都有大于50%的傷害，且同種壓裂液，滲透率越低傷害越大（見表1）。江陵凹陷陵76井區(qū)油層有效孔隙度為11.4%～17.9%，平均孔隙度 16.0%，空氣滲透率平均為39mD，壓力系數(shù)1.072，屬中孔、低滲常壓油層。該井區(qū)使用的瓜膠濃度普遍在0.5%以上，對地層的傷害在60%以上。實際該井區(qū)可對比壓裂10口井16井次，其中第一輪次壓裂9井次，有效7井次，平均單井次增油6323t，有效期1230d，平均日增液強度為 0.36m3/m，加砂強度為 0.98m3/m，第二、三輪次壓裂合計壓裂7井次，有效6井次，平均單井次增油929.7t，有效期532.5d，平均日增液強度為 1.7m3/m，加砂強度為2.37m3/m，效果良好，表現(xiàn)為重復壓裂處理半徑大，增液好但增油差。從陵76井區(qū)歷年壓裂效果與用砂強度關系如圖1所示，從圖1可以看出：一是壓裂前日產油本身高的壓裂效果差，二是開發(fā)初期增油效果較好且有效期長；三是增液效果與用砂強度成正向關系，與增油關系不明確。

表1 不同壓裂液巖心傷害試驗

分析存在上述問題的原因主要有：一是壓裂產生的高導流通道，確實改善了油藏的滲流阻力；二是對地層造成污染的壓裂液殘渣在地層能量充足的情況下，可以從高滲通道返排出來，使得初期能量高時的壓裂有效，而初期產量較高生產時間較長的井以及重復壓裂、能量相對不足的井，即使后期注水跟上，也主要表現(xiàn)為增液不增油，效果普遍較差；因此對于低滲油藏壓裂，先注水或者注氣保持壓力系數(shù)大于1，比追求低傷害的壓裂液效果更好。

同樣情況還有萬5井區(qū)、12井區(qū)、陵72井區(qū)，其中陵72井區(qū)儲層平均孔隙度11.25%，滲透率平均4.13mD，壓力系數(shù)1.03，壓裂除陵72-5井外，也取得了良好的效果。分析陵72-5井壓裂效果差的原因有2點：一是斷層分隔的邊緣小塊，物性差、含油豐度低（錄井資料顯示為灰褐色油斑粉砂巖，泥質膠結，含油不均勻）；二是低孔低滲導致的低壓力釋放難以沖洗人造裂縫斷面依附的壓裂液殘渣，導致效果較差。

圖1 陵76井區(qū)歷年壓裂效果與用砂強度關系圖

2.2 酸化

1）新溝嘴組 新溝嘴組黏土礦物以伊利石、綠泥石為主，以鹽酸或者土酸為主體酸對油井酸化，出現(xiàn)油井不增油，產量反而下降的問題，長期以來只能以壓裂作為增產措施。借鑒相似油藏西峰油田長8油層［1］，鹽酸、土酸表現(xiàn)了強、極強的酸敏，酸化效果差的原因是酸化產生的沉淀在低滲的情況下導致了二次污染，進一步說明像新溝嘴組這類油藏不適合鹽酸、土酸酸化。為此，通過研究評選了濃縮酸，并與鹽酸、土酸體系進行了對比評價試驗，結果見表2～4。顯然，濃縮酸復配酸雖然對泥漿和巖心的溶蝕率不如鹽酸、土酸體系，但確實改善了巖心的滲透率。

表2 泥漿溶蝕試驗對比表

表3 新溝嘴組巖心溶蝕試驗對比表

根據采油實際情況采取的酸化新措施如下：一是酸液體系的變化，由初期直接采用適應高滲的酸液體系，研究了適合低滲油藏的濃縮酸體系；二是施工上，由籠統(tǒng)酸化發(fā)展到分層酸化及水平井的均勻布酸工藝；三是施工排量也由小排量發(fā)展為大排量近破裂壓力施工。

從可對比的陵72井區(qū)酸化情況看（見表5），措施層位均為新溝嘴組，除陵72斜-4采用土酸外，其他全部采用濃縮酸，且只有陵72斜-14井采用了前置25t的CO2助排，從表5中可以看出：一是酸液的改進、施工排量的加大，均使酸化效果好轉，二是CO2助排使酸化效果變差，分析主要原因是油層鈣、鎂離子含量高，在高溫生產過程中，因CO2的逃逸，可能導致二次污染。

表4 新溝嘴組巖心酸化流動試驗

2）紅花套組 紅花套組平均孔隙度13.7%，滲透率6.75mD，為低孔、特低滲儲層。因黏土礦物組成中伊利石的含量達90.5%，不含綠泥石，而伊利石與鹽酸、土酸、氫氟酸、氟硼酸的反應速度快，沉淀少［2］，采用鹽酸、土酸的復合體系，對紅花套油藏酸化能起到較好的增油、增液效果，紅花套斜井酸化效果見表6。而從紅花套組油藏有效期長、產量下降慢的情況看，紅花套組酸化主要解除的是鉆井泥漿污染，因酸化產生的沉淀本身少，且在地層能量充足的情況下，可以返排出來。因此紅花套的新井全部采用該酸化體系投產，單井日產油6.6t，效果良好。

表6 紅花套組油井酸化效果對比表

2.3 調剖

低滲油藏普遍存在微裂縫，早期注水效果明顯，但見效油井見水后含水上升快、產量遞減快，導致注水開發(fā)低滲油藏普遍存在低采出與高含水的矛盾。為了改變注水油藏的開發(fā)效果，提高采收率，2012年8～9月、12月份別優(yōu)選對應油井多的陵76斜6-3井以及暴性水淹的SK8-9井進行深部調剖。

1）陵76斜6-3井 措施層位為新溝嘴組，用酚醛樹脂做調剖劑，分子量（1000～1500）萬，用量300m3，地下交聯(lián)時間為70h，施工排量6m3/h，泵壓15MPa，套壓10MPa，施工期間壓力平穩(wěn)，與設計一致。調剖后對應北、東方向油井陵76斜-2、陵76斜6-1、陵76斜6-2、陵76斜6-4井含水下降，產油量上升；而南面的油井液量、油量下降。整體見效甚微。

從調剖前后吸水指數(shù)變化可以看出，相對高滲的小層變得相對低滲，調剖應該取得較好效果。但從陵76斜6-3歷年測吸剖的情況看，由于區(qū)塊懸浮物含量、粒徑中值長期超標，小層相對吸水自動動態(tài)變化（見表7），這次的調剖只是起到加速自動轉化作用。

表7 陵76斜6-3吸剖測試相對吸水百分比

2）SK8-9井 措施層位為漁洋組，其基質平均孔隙度為8.80%，平均滲透率為2.72mD，屬于低滲、特低滲透油藏。地層流溫102.16℃地層靜溫110.68℃，地溫梯度3.03℃/100m；地層水氯根含量（4.0～8.5）×104mg/L，總礦化度（14.8～22.4）×104mg/L，水型為CaCl2，屬于高溫高鹽油藏。

漁洋組天然裂縫發(fā)育，水井與油井間存在明顯的竄流通道，因此選擇無機顆粒類調剖劑。采取的技術對策為 “低滲裂縫油藏選擇性調剖技術”框架，使用選擇性封堵劑和過頂替。通過室內評選，選擇封堵劑為 “高分子＋無機顆?！?，封堵率達73%，按 “5%～7%無機顆粒＋清水隔離液＋0.1%聚合物絮凝劑＋隔離液”的順序，循環(huán)8次。施工排量7.2～14m3/h，調剖壓力從18MPa上升到27.5MPa，在調剖施工后期，在調剖排量不變的情況下，調剖施工壓力不斷上升，說明地層滲流能力降低，油水井間的竄流通道變小。

調剖后進行注水指示曲線測試（見圖2），調剖后注水井啟動壓力從11.0MPa下降到8.1MPa，吸水指數(shù)從21.9m3/（d·MPa）下降到11.4m3/（d·MPa）；而從調剖后注水井組的生產曲線看，盡管注水井注水壓力在同排量下不斷上升，但對應油井ES8的含水沒有得到有效控制。這是因為SK8-9在初始注水834m3后ES8暴性水淹，而該次調剖后累計注水2128m3之后沒有增油顯示，說明該次調剖沒有達到預期目的。分析原因為SK8-9與ES8井之間有大的裂縫溝通，裂縫滲透率與基質滲透率成2個或2個以上數(shù)量級差，雙液法中高分子同無機顆粒之間通過氫鍵產生橋接，形成黏土絮凝體，吸附于裂縫旁的基質壁上，使得孔隙變小，即使封堵率可以達到73%，依然不能使裂縫的滲透率小于基質滲透率，因而隨著注水的進行，在同排量下，注水壓力雖有上升，但依然不能驅替基質中的原油，達到調剖目的。

圖2 SK8-9井調剖前后吸水指示曲線

3 結論及建議

1）壓裂液對地層的傷害隨滲透率的降低而增加，但還是可以有效改善地層的滲流狀況，達到較好的增油目的。對于低滲油藏壓裂，先注水或者注氣保持壓力系數(shù)大于1，比追求低傷害的壓裂液效果更好。

2）復雜小斷塊壓裂、酸化有效期短，重復措施有效期更短，后期作業(yè)應以補能為主。

3）低滲油藏酸化應根據油層酸巖反應是否產生沉淀、以及對地層滲透率影響的實際情況決定采用的酸液體系，而不僅僅是通過溶蝕率來決定。由于低滲油藏微裂縫的存在，調剖劑容易注入，而且需要更高的封堵性能。

［1］廖紀佳，唐洪明，李皋，等.西峰油田長8油層酸化微觀試驗研究 ［J］.西南石油大學學報，2007，29（11）：24-28.

［2］邢希金，唐洪明，趙峰，等.伊利石與土酸/氟硼酸反應試驗研究 ［J］.西南石油大學學報，2007，29（11）：29-31.

［編輯］ 洪云飛