王曉超，劉全剛，張維易，王宏申，李百瑩

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 塘沽300452）

S油田為渤海多層合采稠油油田， 疏松砂巖儲(chǔ)層，膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，孔隙度分布范圍26%～37%，滲透率變化范圍（20～5 000）×10-3μm2，屬高孔高滲油藏。 其中，X區(qū)塊于2000年底投產(chǎn)，初期采用反九點(diǎn)井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，2013年底開(kāi)始進(jìn)行加密調(diào)整， 逐步過(guò)渡為排狀注采井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)。 目前X區(qū)塊注水井共計(jì)25口，注入壓力普遍較高，注水量未達(dá)到配注要求，影響油田注水開(kāi)發(fā)效果。為解決X區(qū)塊注水井欠注問(wèn)題，有必要對(duì)欠注原因進(jìn)行深入研究分析［1-10］。

1 X區(qū)塊注水開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

X區(qū)塊注采規(guī)模為25注45采，日注水11 737 m3，日產(chǎn)油1 411.9 m3，綜合含水83.8%，累產(chǎn)油888.62×104m3，采油速度1.3%，采出程度23.9%。 區(qū)塊注水井注入量未達(dá)油藏配注要求，平均日配注量14 407.6 m3， 平 均 日 欠 注 量2 911.2 m3。 區(qū) 塊 注 水 欠 注 率20.2%，其中老井欠注14.9%，調(diào)整井欠注32.6%。單井注水欠注率在0～61%之間，其中欠注率小于10%的井6 口，在10%～30%之間的井13 口，大于30%的井6 口，欠注問(wèn)題較為嚴(yán)重。

2 注入能力影響因素分析

X 區(qū)塊年注水?dāng)?shù)據(jù)分析顯示，78%以上的欠注量都與注水井注入壓力高有關(guān)。 為尋求原因，從地面、井筒、儲(chǔ)層以及歷史措施效果四個(gè)方面進(jìn)行層層梳理，確定出8 個(gè)注入能力影響因素（見(jiàn)圖1）。

圖1 注入能力影響因素分析

2.1 含聚污水回注

自2006 年7 月起，X 區(qū)塊開(kāi)始清污混注， 即注入水為水源井的清水和處理后的含聚污水混合。 經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)水處理流程，水質(zhì)在線監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，注入水中懸浮物含量、鐵離子含量均超出了水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)（見(jiàn)表1）。 其中，懸浮物為一種含聚物質(zhì)，是注入水中的聚合物絮凝之后與常規(guī)懸浮物混合的產(chǎn)物， 粒徑分布范圍較寬。雖然懸浮物粒徑中值滿足水質(zhì)指標(biāo)，但根據(jù)X 區(qū)塊喉道尺寸及過(guò)濾理論， 約有5%的懸浮物因粒徑較大不能進(jìn)入儲(chǔ)層，在井筒堆積，形成粘彈性的膠狀油泥?，F(xiàn)場(chǎng)注水井井筒垢樣分析顯示，井底垢樣中含有大量膠團(tuán)狀聚合物。此外，大部分粒徑較小的懸浮物可進(jìn)入儲(chǔ)層中、深部，運(yùn)移時(shí)吸附于巖石表面，并進(jìn)一步絮凝增大，造成巖石喉道變窄，進(jìn)而堵塞儲(chǔ)層，影響注入能力［11-15］。 注入水中的鐵離子對(duì)含聚懸浮物的絮凝增大也有明顯的促進(jìn)作用。

由此可知水質(zhì)問(wèn)題帶來(lái)的影響十分嚴(yán)重，并且已經(jīng)持續(xù)10 余年，影響范圍廣。

表1 X 區(qū)塊注入水水質(zhì)指標(biāo)

2.2 鉆、完井液污染

鉆、完井過(guò)程中由于外來(lái)流體入侵儲(chǔ)層，易發(fā)生各類(lèi)污染堵塞。X 區(qū)塊調(diào)整井中，有8 口設(shè)計(jì)注水井，投注初期即出現(xiàn)嚴(yán)重欠注，吸水能力顯著低于相鄰老井（見(jiàn)表2），推測(cè)這部分井受到一定程度鉆完井液污染。通過(guò)室內(nèi)模擬現(xiàn)場(chǎng)鉆完井工序驅(qū)替實(shí)驗(yàn)表明，鉆、完井液對(duì)巖心滲透率損害率可達(dá)51%～66%， 但模擬破膠返排后，可解除堵塞，滲透率損害率降低至5%以內(nèi)。 鉆、完井液污染主要對(duì)區(qū)塊調(diào)整井投注初期注入量造成影響，對(duì)區(qū)塊目前注水量影響不大。

表2 加密調(diào)整注水井投注初期與同時(shí)期相鄰老井注入能力對(duì)比

2.3 管柱腐蝕

在注水過(guò)程中， 整個(gè)井筒會(huì)受到注入流體腐蝕，并引發(fā)一些潛在問(wèn)題從而影響注水。 X 區(qū)塊注水井管柱腐蝕結(jié)垢較嚴(yán)重， 導(dǎo)致油管腐蝕穿孔、工作筒斷裂、密封不嚴(yán)，從而影響注水效果，及時(shí)更換注水管柱可幫助水井恢復(fù)正常注水。 近三年區(qū)塊已實(shí)施水井更換管柱作業(yè)達(dá)11 井次，待作業(yè)9 井次。換管柱后，注入能力得到改善。

2.4 井筒工藝措施

長(zhǎng)期注水過(guò)程中， 井筒粘附沉積油泥等污染物，不但引起油管縮徑變徑，且在實(shí)施井下作業(yè)過(guò)程中，通井工具容易刮動(dòng)油泥造成水嘴堵塞，導(dǎo)致作業(yè)后注入量顯著降低。 此類(lèi)情況區(qū)塊平均出現(xiàn)約1～2 井次/年，因其特征明顯，發(fā)現(xiàn)后可及時(shí)采取措施。

2.5 儲(chǔ)層敏感性

在注水過(guò)程中黏土顆粒的水化膨脹、分散運(yùn)移往往導(dǎo)致地層堵塞，引起儲(chǔ)層滲透率下降。 X 區(qū)塊儲(chǔ)層泥質(zhì)含量較高， 黏土礦物含量約5%～25%，總量大于10%，以伊/蒙混層和高嶺石為主，二者相對(duì)含量分別達(dá)到52%、33%，存在潛在的水敏、速敏等傷害［16-20］。

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)注SY/T 5358-2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》， 速敏及水敏實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果見(jiàn)表3。 速敏實(shí)驗(yàn)中巖心滲透率成波動(dòng)狀態(tài)變化，損害率平均為26.9%。 按照評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，速敏損害程度較弱。 但在巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中已監(jiān)測(cè)到產(chǎn)出液體中含有砂粒， 說(shuō)明注水過(guò)程中已經(jīng)發(fā)生微粒運(yùn)移，對(duì)于X 區(qū)塊疏松儲(chǔ)層，實(shí)際注水過(guò)程中潛在速敏傷害較大。 實(shí)驗(yàn)測(cè)得臨界流量為3～4 mL/min，換算為臨界流速為28.4～37.9 m/d，平均33.2 m/d。 結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)注水動(dòng)態(tài)計(jì)算顯示， 已有20 口井實(shí)際注水量遠(yuǎn)大于臨界注水量，16 口井在上提注入量過(guò)程中發(fā)生欠注，說(shuō)明儲(chǔ)層已經(jīng)產(chǎn)生較嚴(yán)重的速敏損害。

表3 X 區(qū)塊儲(chǔ)層速敏、水敏實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果

水敏實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)顯示水敏損害率平均65.4%，損害程度中等偏強(qiáng)。 但現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際清污混注水礦化度（約8 000 mg/L） 高于實(shí)驗(yàn)臨界礦化度 （7 000 mg/L），實(shí)際發(fā)生水敏損害程度較小。

2.6 瀝青質(zhì)類(lèi)沉淀堵塞

S 油田屬于稠油油田， 地層原油黏度在37.4～154.7 mPa·s 之間，瀝青質(zhì)含量較高，原油長(zhǎng)期開(kāi)采過(guò)程中易產(chǎn)生大量沉淀堵塞物，導(dǎo)致油井轉(zhuǎn)注后注水困難。 X 區(qū)塊數(shù)據(jù)顯示，轉(zhuǎn)注前生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)的油井，轉(zhuǎn)注后井口注入壓力上升越快，開(kāi)始欠注的時(shí)間越早（見(jiàn)圖2）。 其中，前期生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)達(dá)9～15年的6 口井轉(zhuǎn)注水初期就開(kāi)始欠注。 由此也可看出，油井生產(chǎn)需要達(dá)到一定年限以上，才會(huì)帶來(lái)較嚴(yán)重的瀝青質(zhì)類(lèi)沉淀堵塞，對(duì)轉(zhuǎn)注后注水造成較大影響。

圖2 轉(zhuǎn)注井生產(chǎn)時(shí)間與欠注時(shí)間關(guān)系

2.7 地層壓力分布不均

隨著油田開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，近年X 區(qū)塊平面上出現(xiàn)了注水量、產(chǎn)液量分布不均的情況，可分為三個(gè)區(qū)域。 通過(guò)計(jì)算區(qū)域注采比，并對(duì)比地層壓力及區(qū)域注入數(shù)據(jù)（見(jiàn)表4）可知，累計(jì)注采較低的區(qū)域，平均地層壓力較低，欠注率相對(duì)較低；累計(jì)注采比高的區(qū)域，地層壓力較高，欠注率較高。 分析認(rèn)為，X 區(qū)塊地層壓力分布不均衡，注采比相差較大，從而導(dǎo)致平面注采能力存在差異性，影響注水量。 但目前地層壓力測(cè)試數(shù)據(jù)量不夠豐富，需進(jìn)一步驗(yàn)證。

表4 區(qū)域注采比、地層壓力與注入能力對(duì)比

2.8 歷史措施效果有限

酸化解堵是目前水井增注的主要措施。 X 區(qū)塊歷史上主要應(yīng)用氟硼酸、 緩釋酸等進(jìn)行解堵增注，依據(jù)《海上油田化學(xué)解堵效果評(píng)價(jià)技術(shù)方法》統(tǒng)計(jì)分析前期44 井次酸化解堵措施， 效果較好的井僅有50%左右， 部分井酸化解堵效果與預(yù)期相去甚遠(yuǎn)，有效期低至55 天。 近年，區(qū)塊平均每年約21 口井需酸化解堵，措施效果不理想對(duì)區(qū)塊注水效果影響較大。

3 主要影響因素確定

從上述8 個(gè)方面中，找出影響注水效果的主要因素，以制定針對(duì)性改善對(duì)策。 通過(guò)設(shè)立判斷指標(biāo)（即各因素對(duì)區(qū)塊注水效果的影響程度D、影響時(shí)長(zhǎng)T、影響區(qū)域R）及賦值計(jì)算方法，對(duì)各因素進(jìn)行逐條分析確認(rèn)并賦值， 計(jì)算得到綜合判斷分值 （0～100%），分值越大，該因素對(duì)注水效果的影響越大（見(jiàn)表5）。

表5 主要影響因素確定方法設(shè)計(jì)

通過(guò)分析、計(jì)算與對(duì)比，最終確定含聚污水回注、儲(chǔ)層敏感性、歷史措施效果有限是影響X 區(qū)塊注水井注入能力的主要因素，其他為次要影響因素（見(jiàn)表6）。

4 注入能力改善對(duì)策

為了改善X 區(qū)塊注水井注水效果，針對(duì)注入能力主要影響因素，提出改善對(duì)策方案，并綜合可實(shí)施性、經(jīng)濟(jì)性、高效性、預(yù)期效果，確定出最佳對(duì)策并投入實(shí)施。

（1）針對(duì)含聚污水回注造成的聚合膠團(tuán)堵塞，通過(guò)優(yōu)化藥劑體系，間隔性加入氧化段塞針對(duì)性解堵。 目前，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用氧化體系解堵6 井次，效果較好， 平均日增注量達(dá)到182 m3， 有效期可達(dá)到240天以上。

表6 X 區(qū)塊注水井注入能力主要影響因素評(píng)價(jià)

（2）針對(duì)儲(chǔ)層速敏損害，通過(guò)優(yōu)化注水量以降低單井注水強(qiáng)度和儲(chǔ)層損害程度。 根據(jù)臨界注水量計(jì)算結(jié)果， 現(xiàn)場(chǎng)對(duì)部分水井配注量進(jìn)行了優(yōu)化調(diào)整，并配合適當(dāng)?shù)乃峄舛麓胧?，注水井配注完成率大幅提高?解堵有效期從100 天以下提高至200天以上，平均日增注量171.5 m3。

（3）針對(duì)歷史措施效果不理想，除對(duì)解堵體系進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整外，新增微壓裂解堵工藝。 X 區(qū)塊目前微壓裂應(yīng)用效果較好，尤其對(duì)于常規(guī)解堵作業(yè)困難、重復(fù)酸化效果變差的注水井，措施后平均日增注量超過(guò)160 m3，有效期達(dá)到200 天以上。 區(qū)塊下步增注措施可適時(shí)考慮物理+化學(xué)解堵為主。

針對(duì)注入能力主要影響因素實(shí)施改善對(duì)策后，X 區(qū)塊注水量提升，欠注率降低至11%。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）S 油田X 區(qū)塊注水欠注問(wèn)題較嚴(yán)重，平均日欠注量約3 000 m3， 絕大部分欠注量均與注水井注入壓力高有關(guān)。

（2）X 區(qū)塊注水受到地面、井筒、儲(chǔ)層以及歷史措施效果四個(gè)方面8 個(gè)因素的影響，各因素影響程度有所不同，含聚污水回注、儲(chǔ)層速敏損害、歷史措施效果不理想是主要影響因素。

（3）通過(guò)針對(duì)性制定改善對(duì)策，分別實(shí)施氧化解堵、合理優(yōu)化配注、優(yōu)化解堵體系及增加微壓裂工藝后，注水效果顯著改善。