張健，宋學(xué)志

（大港油田第五采油廠，天津 300280）

隨著油氣藏開發(fā)的不斷深入，常規(guī)油氣藏經(jīng)過長時(shí)間的衰竭式開發(fā)，地層壓力下降，產(chǎn)量遞減控制難度加大，產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)面臨很大挑戰(zhàn)。后期開發(fā)工作以補(bǔ)充地層能量、控制產(chǎn)量遞減為主要目標(biāo)，注水開發(fā)是控遞減的主要技術(shù)手段之一。但是受到儲(chǔ)層物性的影響，導(dǎo)致油田注水開發(fā)存在著注水壓力高的問題。為近一步實(shí)現(xiàn)油田注水的高效開發(fā)，提高注水效率和油井生產(chǎn)能力，降低油田開發(fā)成本，往往會(huì)使用工程工藝手段加強(qiáng)注水。

1 地質(zhì)狀況及注水過程中主要問題

H油田儲(chǔ)層物性均屬于中低孔、中低滲儲(chǔ)層，其儲(chǔ)層孔隙度從特低孔到中孔均有發(fā)育，滲透率從超低滲到高滲都有，孔隙類型以粒間溶孔為主，占到92%以上，其次為粒內(nèi)溶孔（3.83%），其他類型孔隙所占比例很少或鏡下觀察未發(fā)現(xiàn)，孔隙度從特低孔到中孔均有，主要發(fā)育特低孔-超低滲、低孔-特低滲、低孔-低滲、中孔低滲和中孔中滲型儲(chǔ)層，孔滲相關(guān)性較好。儲(chǔ)層的孔喉半徑平均值較小，大多為微細(xì)喉、細(xì)喉和少量較細(xì)喉，這也是儲(chǔ)層物性差的主要原因之一，其主要的7個(gè)斷塊儲(chǔ)層中微米級(jí)喉道占總喉道的比值分別為44.38%、42.15%、26.38%、29.86%、38.76%、40.41%、49.91%。雖然其中有某一個(gè)斷塊儲(chǔ)層中微米級(jí)喉道占49.91%，但其喉道直徑主要集中于1～4 μm。砂巖孔喉的分選性較差，從不均勻型到均勻型均有，但主要為不均勻型。通過對該油田巖心和薄片觀察表明，巖石碎屑顆粒的粒級(jí)變化較大，從細(xì)砂到礫石均有發(fā)育，以中、細(xì)砂巖為主。巖石成分以灰、灰褐色長石質(zhì)巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，含少量巖屑質(zhì)長石砂巖。X衍射分析表明，該地區(qū)的黏土礦物包括高嶺石、伊/蒙混層、伊利石和綠泥石；主要孔隙類型為溶蝕粒間孔、溶蝕粒內(nèi)孔、剩余粒間孔、填隙物內(nèi)溶孔和微孔隙。儲(chǔ)層物性差，敏感性強(qiáng)，注水過程中容易堵塞。

1.1 儲(chǔ)層物性差，注水壓力高

H油田因儲(chǔ)層物性差，該油田平均注水壓力在21.02 MPa，其中40%以上的注水井壓力在28 MPa以上，有超過30%的井注水啟動(dòng)壓力超過23 MPa。

1.2 敏感性強(qiáng)，注入過程中壓力逐步升高

H油田巖石以石英、變質(zhì)巖巖屑為主，填隙物以黏土礦物為主，包括高嶺石、伊/蒙混層、伊利石和少量的綠泥石，敏感性極強(qiáng)，在后期注水的過程中受到水敏和速敏等的影響，近井地帶滲透率降低導(dǎo)致注水后注入壓力逐步升高。

1.3 注入水質(zhì)差，導(dǎo)致地層堵塞后注水壓力升高

對H油田現(xiàn)場水樣進(jìn)行分析，結(jié)果表明水樣除硫酸鹽還原菌及腐生菌指標(biāo)符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)最低要求外，其余各項(xiàng)均遠(yuǎn)高于行標(biāo)要求，易導(dǎo)致注水管柱結(jié)垢及儲(chǔ)層堵塞。 根據(jù)水樣離子含量測定結(jié)果，注入水和地層水中所含的成垢陽離子為Ca2+、Mg2+，陰離子為HCO3-、CO32-、SO42-，由于Mg2+濃度明顯小于Ca2+濃度，MgSO4溶于水，因此分析成垢的類型為CaCO3、CaSO4以及少量MgCO3。

注入水水質(zhì)差，易結(jié)垢，導(dǎo)致注水管柱堵塞，同時(shí)與儲(chǔ)層特征匹配度較低，儲(chǔ)層易被注入水中機(jī)械雜質(zhì)堵塞，造成儲(chǔ)層污染[1]。

通過對H油田注水壓力高的原因進(jìn)行分析，采取不同的增注手段，提升注水效率。

2 采取的增注工藝

2.1 地面增壓泵增壓技術(shù)

地面增壓注水工藝技術(shù)是針對低滲透油藏注水開發(fā)中部分井難注、欠注的問題而采取的增注技術(shù)，主要通過提高單井注水壓力實(shí)現(xiàn)增壓注水，改善難注井、層的注水狀況。

增壓泵在H油田試驗(yàn)和應(yīng)用8井次，注水泵壓大幅度提高，增壓前井組配注165 m3·d-1，注水93 m3·d-1，完成率56.4%；增壓后井組配注260 m3·d-1，注水255 m3·d-1，配注完成率98.08%。3年累計(jì)增壓泵投產(chǎn)后井組累計(jì)增注6.7×104m3。

2.2 常規(guī)酸化技術(shù)

工藝原理：通過向地層中注入酸液，清除孔隙和裂縫中的堵塞物質(zhì)，解除堵塞從而恢復(fù)或增加注水井注入量。酸液體系：預(yù)處理液為鹽酸體系，主體酸為土酸體系：HCl+HF+緩蝕劑+破乳助排劑+鐵離子穩(wěn)定劑+長效黏土穩(wěn)定劑+沉淀抑制劑；通常砂巖儲(chǔ)層一般采用HCl和HF。

實(shí)施效果：2017—2019年常規(guī)酸化井共實(shí)施15井次，酸化前配注350 m3·d-1，實(shí)注120 m3·d-1，完成率 34.28%；酸化后配注 350 m3·d-1，注水328 m3·d-1，配注完成率93.7%。日增注208 m3·d-1，累計(jì)增注9.6×104m3，取得較好的效果。

目前常規(guī)酸化技術(shù)是各個(gè)油田采取的針對儲(chǔ)層物性差、注水壓力高的主要手段，但是在目前使用常規(guī)酸化技術(shù)施工過程中，特別是針對儲(chǔ)層物性差的地層施工過程中，使用后往往存在效果不及預(yù)期的影響。以H223為例，其滲透率基本為特低滲（小于10 mD），酸化過程中由于滲透率低導(dǎo)致酸化施工過程中施工壓力高（>30 MPa），排量?。ㄐ∮?.3 m3·min-1），施工過程中壓力無明顯變化，酸化施工后仍然無法注入。通過對常規(guī)酸化井效果進(jìn)行對比分析，針對H油田，其為砂巖儲(chǔ)層，目前使用的方法為基質(zhì)酸化，一般是至施工壓力小于儲(chǔ)層巖石破裂壓力的條件下將酸液注入地層，解除近井地帶的污染，恢復(fù)和提高近井地帶滲透率的一種增產(chǎn)技術(shù)。而目前使用的基質(zhì)酸化只是能解決近井地帶污染，即當(dāng)?shù)貙邮且驗(yàn)槭艿轿廴镜仍驅(qū)е伦⑺畨毫ι呋蛘邿o法注水的情況下，通過使用酸化解除近井地帶污染從而增加滲透率提高注水強(qiáng)度，改工藝無法改變地層原有的儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)，因此對儲(chǔ)層物性較差或者非儲(chǔ)層污染導(dǎo)致注水壓力升高的井況效果較差，甚至無法起到作用[2]。

因此在進(jìn)行常規(guī)酸化措施前，針對注水井，要充分分析注水壓力高的原因，判斷是否為堵塞或者地層污染，如果是因?yàn)槲廴緦?dǎo)致的注水壓力高，則可通過常規(guī)酸化作用解除地層污染從而提高注水量；但是針對地層儲(chǔ)層物性差導(dǎo)致的注水壓力高，通過常規(guī)酸化無法解決其注水壓力高的問題；而針對低滲井，可以通過采取酸壓技術(shù)來改造地層，提高注水效率，即在壓開動(dòng)態(tài)裂縫后，控制施工排量，使注液速度與酸液的濾失速度相當(dāng)，當(dāng)注液速度與濾失速度達(dá)到平衡時(shí)，縫中壓力等于裂縫延伸壓力，這時(shí)裂縫將繼續(xù)保持張開狀態(tài)，但卻不明顯地繼續(xù)擴(kuò)展，延長酸液在已壓開裂縫壁面上的反應(yīng)時(shí)間，從而獲得最佳的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力。

2.3 在線酸化技術(shù)

在線酸化技術(shù)是采用螯合酸液體系代替常規(guī)酸化的三段液體系，具有緩速、緩蝕、低傷害等特性，同時(shí)能夠有效抑制二、三次沉淀，主要用于解除儲(chǔ)層堵塞。其具有施工工藝簡便、作業(yè)周期短、綠色環(huán)保的優(yōu)點(diǎn)，可帶壓作業(yè)，使用原管柱施工，可邊施工邊注水，施工簡單。在線酸化井實(shí)施后，2口井取得一定效果，如表1所示。

表1 在線酸化技術(shù)實(shí)施效果

通過對比在線酸化技術(shù)實(shí)施效果可以看出，在線酸化技術(shù)對地層污染堵塞后解堵有一定效果，但是對物性較差的井無效果。

2.4 等離子脈沖解堵技術(shù)

等離子脈沖技術(shù)是通過彈性沖擊地層，形成彈性擠壓，產(chǎn)生拉伸應(yīng)力，在變應(yīng)力下，堵塞物與儲(chǔ)層基質(zhì)存在應(yīng)變，存在彈性形變差異，容易被剝離，形成解堵效果。等離子脈沖技術(shù)目前在H油田實(shí)施2井次，取得一定效果。

H321井施工前，日平均注水量15 m3，施工后平均日注水量25 m3，施工前泵壓為21.3 MPa，油壓19.4 MPa，施工后泵壓為21.8 MPa，油壓20 MPa，泵壓上升0.5 MPa，油壓上升0.6 MPa，未取得預(yù)期效果。H324實(shí)施等離子脈沖解堵，改善吸水剖面，施工前，日平均注水量32 m3，施工后日平均注水量37 m3，施工前泵壓為18～22 MPa，平均泵壓19.6 MPa。施工后泵壓為18～22 MPa，平均泵壓20.35 MPa，上升1.25 MPa，吸水剖面層測試顯示，下部吸水得到增強(qiáng)。

H321井等離子脈沖施工后注水壓力升高，未取得預(yù)期效果，H324井施工后雖然一定程度上改善了吸水剖面，但是注水壓力升高，未達(dá)到預(yù)期目標(biāo)。分析認(rèn)為，等離子脈沖工藝應(yīng)用效果主要受到如下幾方面因素影響：堵塞物與儲(chǔ)層基質(zhì)膠接的強(qiáng)度，如果膠結(jié)強(qiáng)度高，等離子脈沖工藝有可能未完全剝離；堵塞物剝離后產(chǎn)生的細(xì)小顆粒無法進(jìn)行完全返排，易再次堵塞滲流通道；剝離的細(xì)小顆粒物隨著注入水產(chǎn)生運(yùn)移，容易再次在地層深部產(chǎn)生堆積，從而導(dǎo)致注入壓力升高。

2.5 水力深穿透技術(shù)

工藝原理：水力深穿透技術(shù)是以高壓水射流理論為基礎(chǔ)，采用先進(jìn)的液壓控制技術(shù)，以高壓水為動(dòng)力，利用沖頭對套管開窗，以高壓水通過高壓軟管對地層射流切割成孔，使該軟管深入，切割出徑向距離長（2～5 m）、孔徑大、無污染的通道，解決堵塞問題?？稍诮橘|(zhì)中添加保護(hù)地層的添加劑，具有施工簡單、成本低、適應(yīng)性強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)。

工藝特點(diǎn)：孔道規(guī)則、清潔、不易閉合，有效期長；孔道長達(dá)4 m，可大大穿越油層污染帶；消除常規(guī)射孔對套管和水泥環(huán)破壞的危險(xiǎn)；以柔和的方式實(shí)現(xiàn)油層的深穿透射孔，減少地層油流阻力和壓降；在目標(biāo)層內(nèi)易準(zhǔn)確定位（尤其對1～2 m的薄層）；采用加防膨劑的清水作介質(zhì)，對地層傷害??；排放物無化學(xué)劑，無毒、無害。

通過對比水力深穿透實(shí)施效果，H326井實(shí)施后其吸水剖面得到有效改善，但是未有效起到增注的效果，通過分析認(rèn)為，水力深穿透技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)降壓增注及改善吸水剖面的作用，但是該技術(shù)在H油田注水井具有一定的工藝局限性，對地層滲透率較低的井解堵無法達(dá)到預(yù)期效果；施工過程中所產(chǎn)生的切割屑因未進(jìn)行返排也存在近一步堵塞地層的可能性[3]。

3 增注工藝評(píng)價(jià)

H油田通過實(shí)施不同增注工藝，取得的效果和適應(yīng)性也有所不同，不同的工藝有不同的適應(yīng)條件，例如增壓泵增壓注水工藝主要是針對區(qū)塊注水壓力高，目前地面注水泵無法滿足注入壓力的井進(jìn)行實(shí)施，而常規(guī)酸化工藝主要是針對儲(chǔ)層受到污染或者因井口水質(zhì)不合格等因素導(dǎo)致注水壓力升高的井實(shí)施，因此要針對不同情況選擇不同的增注工藝。增壓注水主要通過提高單井注水壓力實(shí)施增壓注水，改善難注井、難注層的注水狀況，主要針對區(qū)塊注水壓力高，地面注水泵無法滿足注入壓力的井進(jìn)行實(shí)施。常規(guī)酸化主要是利用土酸酸液解決生產(chǎn)過程中的儲(chǔ)層污染問題，溝通滲流通道，提高注水壓力，主要針對儲(chǔ)層受到污染或其他因素導(dǎo)致注水壓力升高的井實(shí)施；等離子脈沖和水力深傳透在實(shí)施后應(yīng)使用酸液清洗以此提高實(shí)施效果。