屈興華，鐘世銘，黃軍英，楊昱，喬磊，田娜娟，邱楊

1.渤海鉆探工程地質(zhì)研究所，河北 任丘 062550；2.渤海鉆探第二固井分公司，天津 300280；3.華北油田 開發(fā)事業(yè)部，河北 任丘 062552；4.渤海鉆探工程技術(shù)處，天津 300450；5.華北油田 儲(chǔ)氣庫管理處，河北 任丘 062552；6.中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司，天津 300452

0 引言

砂礫巖體是指由于水體動(dòng)力由高能到低能的快速轉(zhuǎn)換，水體中的沉積載荷快速卸載沉積而形成的砂礫巖沉積體，常見的砂礫巖體包括沖積扇、扇三角洲和濁積扇等[1--3]。砂礫巖儲(chǔ)層作為一種新的油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域，在中國(guó)的準(zhǔn)噶爾盆地[4]、渤海灣盆地[5]和松遼盆地[6]等均有重大發(fā)現(xiàn)，顯示出良好的勘探前景?？焖俪练e形成的砂礫巖體，其成熟度低、膠結(jié)性差、巖石強(qiáng)度低、黏土含量高[7]，具有機(jī)械、化學(xué)雙重敏感性損害特征。在鉆井、試油和生產(chǎn)過程中，該類儲(chǔ)層極易受到各類液體的化學(xué)污染和壓力悸動(dòng)造成的機(jī)械損害，使得其導(dǎo)流能力下降。砂礫巖儲(chǔ)層產(chǎn)能提升通常需要一定壓裂措施改造，目前常用的壓裂酸化技術(shù)，施工泵壓高、排量大，極易破壞砂礫巖儲(chǔ)層巖石骨架結(jié)構(gòu)并造成速敏傷害。同時(shí)，常規(guī)施工液體未針對(duì)儲(chǔ)層特性做過專業(yè)防膨處理，對(duì)儲(chǔ)層黏土含量高的砂礫巖儲(chǔ)層，易發(fā)生水化膨脹造成水敏傷害。此外，部分層段原油黏度較高、巖石孔隙親油性潤(rùn)濕，也使得常規(guī)措施液體系無法起到有效降黏解堵作用，最終導(dǎo)致綜合改造效果差[8--11]。筆者以河套盆地吉蘭泰油田臨河組疏松砂礫巖儲(chǔ)層為研究對(duì)象，通過采用弱酸性表面活性劑降黏解堵技術(shù)，優(yōu)選措施液體系，優(yōu)化泵注設(shè)計(jì)，以期有效疏通儲(chǔ)層滲流通道，改善原油流動(dòng)能力，提高單井產(chǎn)量，開發(fā)出砂礫巖儲(chǔ)層有效開發(fā)的新工藝。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

臨河坳陷位于河套盆地西部(圖1)，總體呈NE走向，為一中--新生代坳斷疊合坳陷，具有東西分帶、南北分區(qū)結(jié)構(gòu)特征，以吉北變換帶為界，南北劃分兩個(gè)凹陷，以北地區(qū)為巴彥淖爾凹陷，以南地區(qū)為吉蘭泰凹陷(圖1a)。

圖1 臨河坳陷地質(zhì)概況圖(a)[18]和吉華2斷塊臨河組三段頂面構(gòu)造圖(圖1b) Fig.1 Regional geological map of Linhe depression(a) and top surface structure of 3rd member of Linhe Formation in Jihua 2 fault block(b)

吉華2斷塊位于吉蘭泰凹陷阿拉坦斷鼻(圖1b)，主要目的層包括古近系臨河組(包括臨一段E3l1、臨二段E3l2、臨三段E3l3)、白堊系固陽組及太古界(Ar)[12--13]。其中臨河組主要沉積類型為沖積扇、扇三角洲[14--15]，縱向上多期扇體疊置，平面上不同扇體相對(duì)獨(dú)立。儲(chǔ)層巖性以含礫砂巖、砂礫巖及構(gòu)造作用改造的碎裂砂巖為主。烴源巖主要位于下白堊統(tǒng)固陽組和漸新統(tǒng)臨河組[16--17]。

2 砂礫巖儲(chǔ)層特性

吉華2斷塊臨河組砂礫巖儲(chǔ)層質(zhì)地相對(duì)疏松。碎屑顆粒分選差，次棱角狀--次圓狀，鈣質(zhì)膠結(jié)?？紫额愋鸵粤ｉg孔為主，可見粒間溶孔和構(gòu)造破碎粒內(nèi)孔(圖2)，孔隙發(fā)育程度隨砂礫巖粒度變化而變化明顯，填隙物主要為粒間伊蒙混層、伊利石和方解石，局部可見石鹽。巖石有效孔隙度為16.68%～25.91%，滲透率(2.57～78.88)×10-3μm2。通過試油、試采發(fā)現(xiàn)，該層普遍存在出砂現(xiàn)象，部分井出砂嚴(yán)重，進(jìn)一步表明儲(chǔ)層巖石膠結(jié)性差。全巖定量分析顯示，黏土含量較高，非均質(zhì)性較強(qiáng)(表1)。巖樣敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，臨河組砂礫巖儲(chǔ)層水敏、速敏、鹽敏和堿敏較強(qiáng)，酸敏性較弱(圖3)。

圖2 吉華2X井臨河組巖砂礫巖巖性及物性特征Fig.2 Petrological and petrophysical characteristics of sandy conglomerate of Linhe Formation in Well Jihua 2X

表1 吉華2斷塊臨河組全巖分析數(shù)據(jù)表

a.水敏實(shí)驗(yàn)；b.速敏實(shí)驗(yàn)；c.鹽敏實(shí)驗(yàn)；d.堿敏實(shí)驗(yàn)；e.酸敏實(shí)驗(yàn)。圖3 臨河組砂礫巖敏感性實(shí)驗(yàn)Fig.3 Sensitivity experiments of Linhe Formation sandy conglomerates

通過對(duì)吉華2斷塊臨河組砂礫巖儲(chǔ)層特征及層內(nèi)流體綜合分析，結(jié)合前人有關(guān)儲(chǔ)層傷害研究成果[19--21]，認(rèn)為造成臨河組砂礫巖儲(chǔ)層產(chǎn)量下降的主要因素包括以下4方面：

(1)疏松砂巖的應(yīng)力敏感性強(qiáng)，隨著地層流體的采出，地層孔隙壓力降低，巖石骨架應(yīng)力增大，骨架結(jié)構(gòu)發(fā)生變形破壞，部分骨架砂粒變?yōu)樽杂缮埃瑢?dǎo)致部分滲流通道發(fā)生閉合、堵塞。

(2)儲(chǔ)層黏土礦物含量高，水敏性強(qiáng)，在鉆井、完井及試油過程中，儲(chǔ)層遭到該類流體污染，導(dǎo)致黏土礦物膨脹、油流通道堵塞、導(dǎo)流能力變差。

(3)儲(chǔ)層巖石膠結(jié)疏松，速敏性較強(qiáng)，在作業(yè)和生產(chǎn)過程中，砂粒和粘土礦物逐漸運(yùn)移積累，在近井地帶聚集，堵塞油流通道。

(4)稠油中的重質(zhì)組分通過范德華力、電子作用、配位作用及離子交換等吸附在礦物表面，堵塞地層孔道。

3 弱酸性表活劑對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層滲流性能改造評(píng)價(jià)

本次研究，優(yōu)選HJQ--1型弱酸性表活劑解堵降黏液體系，通過措施液體系對(duì)巖石的水敏效應(yīng)影響，對(duì)速敏形成堵塞物的解堵，以及對(duì)稠油的降黏，最終提升砂礫巖儲(chǔ)層的滲流性能。

(1)HJQ--1型弱酸性表活劑對(duì)儲(chǔ)層巖石的水敏性影響：注入HJQ--1型措施液，注入壓差略有下降，巖石樣品滲透性沒有明顯改變。表明措施液與儲(chǔ)層配伍性優(yōu)異，未對(duì)儲(chǔ)層滲透能力造成傷害(表2)。

表2 HJQ--1型弱酸性表活劑水敏性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

(2)HJQ--1型弱酸性表活劑解堵能力：反向注入HJQ--1措施液后的巖石樣品，再次注入地層水時(shí)的注入壓差明顯下降，滲透率提高至以前的3倍。表明措施液對(duì)速敏形成的堵塞物及滲流孔道具有很好的溶蝕疏通能力，可有效提高儲(chǔ)層滲透率(表3)。

表3 HJQ--1型弱酸性表活劑儲(chǔ)層解堵實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

(3)HJQ--1型弱酸性表活劑降黏能力：措施液中的表活劑小分子通過滲入膠質(zhì)瀝青片狀分子之間，破壞其緊密結(jié)構(gòu)而降低原油黏度；隨措施液加入量的增加，原油黏度降低明顯，當(dāng)措施液加入量為2%時(shí)，黏度降為原來的6.2%，具有最優(yōu)經(jīng)濟(jì)性價(jià)比。當(dāng)加入量超過2%時(shí)，措施液的降黏效果逐漸減弱(表4)。

表4 HJQ--1型弱酸性表活劑降黏實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表(注：實(shí)驗(yàn)期間室溫為22.5℃)

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

吉華X井位于吉蘭泰油田吉華2斷塊油藏較高部位，共試油5層，其中二試油層為臨河組，儲(chǔ)層深度1 636～1 648 m，采用MFE射孔測(cè)試聯(lián)作工藝，二開抽汲定產(chǎn)日產(chǎn)油0.38 m3，測(cè)試結(jié)論為低產(chǎn)油層。原油相對(duì)密度(50℃)0.936 1 g/mL、黏度(50℃)186.2 mPa·s、膠質(zhì)瀝青含量44.3%、含蠟7.35%，為高含硫、高含蠟、多膠質(zhì)原油，油質(zhì)較差。第二次關(guān)井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線圖形態(tài)呈明顯“廠”字形(圖4)，反映儲(chǔ)層導(dǎo)壓能力強(qiáng)，導(dǎo)流能力差，近井筒地層存在嚴(yán)重污染，其污染半徑約1.34 m。

圖4 吉華X井臨河組儲(chǔ)層第二次關(guān)井壓力恢復(fù)試井解釋Fig.4 Well testing interpretation on pressure recovery of Linhe Formation during the 2nd shut-in of Well Jihua X

針對(duì)臨河組二試油層的地質(zhì)特征，通過油套環(huán)空注入2%含量HJQ--1型弱酸性表活劑措施液，設(shè)計(jì)處理半徑11.5 m，排量2 m3/min，施工限壓30 MPa。該層措施前日產(chǎn)原油0.38 m3，措施后日產(chǎn)原油63.91 m3， 增油近168倍(圖5)， 措施效果顯著。通過優(yōu)化施工排量，控制壓力上限，實(shí)現(xiàn)了“產(chǎn)量提升與儲(chǔ)層保護(hù)”雙重目標(biāo)。

圖5 吉華X井HJQ--1型弱酸性表活劑解堵施工綜合曲線圖Fig.5 Plug removing operation curves of HJQ--1 weakly acidic surfactant in Well Jihua X

5 結(jié)論

(1)吉華2斷塊臨河組疏松砂礫巖儲(chǔ)層具有成熟度低，膠結(jié)性差，黏土含量高，水敏、速敏、鹽敏和堿敏較強(qiáng)，酸敏性較弱，非均質(zhì)強(qiáng)等特征。

(2)HJQ--1型弱酸性表活劑在抗水敏、解除速敏堵塞物和降低稠油黏度等方面表現(xiàn)優(yōu)異，能夠有效防止黏土礦物膨脹，提高儲(chǔ)層滲透率，增強(qiáng)原油流動(dòng)性。

(3)HJQ--1型弱酸性表活劑措施液體系對(duì)吉華2斷塊臨河組儲(chǔ)層增產(chǎn)效果顯著，現(xiàn)場(chǎng)適用性強(qiáng)，針對(duì)疏松砂礫巖儲(chǔ)層稠油增產(chǎn)效果顯著。