樊151块低渗透滩坝砂油藏注水技术

王福勇吴晓东

（1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中化石油勘探开发有限公司，北京 100031）

樊151块低渗透滩坝砂油藏注水技术

王福勇1，2吴晓东1

（1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中化石油勘探开发有限公司，北京 100031）

樊151块为低渗透滩坝砂油藏，储层整体物性差，注水过程中水井注入压力越来越高。针对这一问题，室内评价了储层的敏感性、润湿性、水质配伍性，系统分析了注水井吸水能力变差的原因，然后优化了转注工艺及注水体系，并进行了现场试验，效果良好，实现了樊151块稳定注水，从而提高了储量动用率及最终采收率。

低渗透油藏；注水；敏感性；注水优化设计

正理庄油田樊151块位于东营凹陷博兴洼陷南坡，岩性组合以灰色泥岩夹薄层砂岩为主,岩性致密，渗透率为6.63×10-3μm2，填隙物主要是泥质杂基和成岩胶结物，质量分数为6.9%～13.2%，储层黏土矿物中伊利石为21.2%～23%，高岭石为19%～27%，伊蒙混层为5%～25.4%，绿泥石为26.4%～53%。樊147-7等3口井转注不足3个月，相继出现注不进水的现象，给区块稳产开发带来很大难度［1］。

1 储层吸水能力影响因素

1.1 储层孔喉小，启动压力高

由于储层孔喉小，渗透率低，表现出非达西渗流特征［2］，启动压力高，初始注水困难。通过压汞法孔隙参数及毛管压力曲线分析得出：孔喉分选性差；最大非流动孔喉半径较小，约3.0 μm；变异系数大于0.7，表现为微观非均质性较强，注水启动压力高达22 MPa。

1.2 敏感性对储层的伤害

1.2.1 水敏性评价

注入低矿化度的水，引起蒙脱石、伊/蒙混层等水敏黏土矿物成分的水化膨胀，使得渗流通道变小，渗透率降低［3］。通过实验得出，储层岩心临界矿化度为10 g·L－1，储层水敏指数为28.4%，具有中等偏弱水敏性。

1.2.2 酸敏性评价

为了解酸液是否会对地层产生伤害及伤害的程度，以便优选酸液配方，采用常用酸（15%HCl和12% HCl+3%HF）进行了实验［4］。样品注入1 PV的15%HCl，表现为无酸敏特征；注入1 PV的12%HCl+3%HF，渗透率下降63.5%，表现为极强酸敏特征。

1.3 储层润湿性的影响

利用自吸法对樊151-1井岩心润湿性进行评价，结果表明：岩心吸水62.88%，属强亲水，由于注入水前端的油水界面张力过大，油滴不易分散，受毛管阻力影响，导致驱替压力升高［5］。

1.4 水质的影响

应用企业标准Q/SL 1999，检测得出樊151区块注入水中悬浮固体的质量浓度较高。用0.22 μm滤膜过滤，测得固体质量浓度为26.4 mg·L－1［6］，再用1.2 μm滤膜过滤，测得固体质量浓度为26.2 mg·L－1。采用激光扫描粒度仪测定固相颗粒粒径，大部分在1.318 μm以上，最大51.471 μm，平均10.125 μm。本区块孔喉直径为6.0 μm，根据“架桥法则”［7］确定该区块固相颗粒粒径应小于1 μm。

1.5 配伍性的影响

将地层水和注入水以1∶1的配比混合，模拟地层条件下成垢离子Ca2+、Mg2+、Ba2+的浓度随时间的变化，并辅助ICP-AES元素分析，发现混配水稳定性差，产生褐色的氢氧化铁沉淀，并见有少量的金属元素如Ga、V、Pb等，产生的垢物成分以铁、钙、钡、镁垢为主。

2 注水技术

2.1 转注工艺优化

2.1.1 防膨剂

在室内试验的基础上，优选出与储层及流体配伍性良好、防膨率较高的FP3＃小分子季铵盐防膨剂，通过岩心流动试验进行防膨剂吸附伤害的评价。结果表明，S4岩心通注入水400 PV后，岩心渗透率不下降，证明FP3＃防膨剂具有良好的长久防膨效果。因此，建议选择FP3＃作为该区块注水防膨剂。

2.1.2 处理半径和用量

注水中防膨剂一般用于预处理，考虑到进入地层会被稀释等问题，应用时体积分数为6%。由于注水层的压降漏斗就在近井地带，所以，防膨预处理的处理半径定为4～6 m。

2.1.3 防水伤害技术

岩心润湿性评价结果显示樊151储层强亲水，为降低注入水前端的油水界面张力，克服毛管阻力影响的同时使岩层表面润湿性反转，实现降压增注，在预处理段塞中加入水伤害处理剂（表面活性剂），将防膨与解水伤害相结合对地层进行预处理。

2.1.4 实施方案

注水开发时，先期利用小分子季铵盐防膨剂和水伤害处理剂段塞进行预处理，然后转入正常注水，一定时期后，再适时进行间歇式的段塞处理。

2.2 注水体系优化

2.2.1 注水水质级别

樊151块岩心为对象，利用 “架桥法则”确定樊151区块注入水水质级别。

注入水中机械杂质是影响储层渗透率的重要因素。固相颗粒粒径大于0.86 μm，便会对地层造成深部损害。因此，考虑固相含量及颗粒粒径，推荐该区块注入水应用SY/T 5329—1994 A1级注入水指标。

2.2.2 防垢工艺

影响储层渗透率的另一个因素是注入水与地层水及储层接触后产生的结垢伤害，垢物成分主要是氢氧化铁垢和钡、钙的碳酸盐垢。室内实验结果表明，在注入水中加入一定量的铁离子稳定剂与阻垢剂，可以起到良好的稳铁作用，同时可以有效抑制碳酸盐垢析出。

分别合成3种主剂A，B，C，其中A为还原型主剂，B为主要络合剂，C为螯合型主剂，按不同水质要求进行一定比例的添加。防垢-铁离子稳定剂复合药剂的使用方案为：一般铁离子质量浓度（0～100 mg·L－1）：复合药剂总用量为100 mg·L－1，A∶B∶C=50∶20∶30。中等铁离子质量浓度（100～150 mg·L－1）：复合药剂总用量为120 mg·L－1，A∶B∶C=60∶20∶40。高铁离子质量浓度（200～300 mg·L－1）：复合药剂总用量为150 mg·L－1，A∶B∶C=70∶40∶40。在复合药剂总用量为200 mg·L－1时，则A∶B∶C= 100∶50∶50。

3 现场应用

2009年9月先后转注樊151-17、樊151-5、樊151-15等5口井，初期最高的井油压22 MPa，最低的井仅为3.6 MPa，单井配注30 m3·d－1，均能完成配注，油井逐步受效，区块产油量由2009年9月的45 t·d－1上升到2010年5月的56 t·d－1，注水油压保持稳定，实现了区块的有效开发（见表1）。

表1 改进前后樊151区块注水情况对比

樊151块优化后的注水情况明显好于未优化（见图1）。同时，为了确保注入水水质稳定，在樊151注水站内流程进行改造的基础上加强了水质监测，改进后的注水流程如图2所示。

4 结论

1）油井转注时，利用小分子季铵盐防膨剂与水伤害处理剂相结合，对地层进行预处理，可以在有效抑制地层黏土矿物膨胀、运移的同时，消除水锁伤害，降低油水界面张力，实现降压增注。

2）樊151注入水水质采用A1级标准，以控制注水压力上升速度。

3）注入水中加入还原型、络合型铁离子稳定剂与螯合型阻垢剂，在起到良好稳铁作用的同时，可以有效抑制碳酸盐垢的析出。

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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.

中国石化科技攻关项目“博兴洼陷沙四段薄互层低渗透油藏开发配套技术研究”（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年获中科院地球化学所博士学位，现为中国石油大学（北京）石油工程学院博士后。电话：（010）59568440，E－mail：cllfy123@sina.com。

（编辑 赵卫红）

1005-8907（2010）05-596-03

王福勇，吴晓东.樊151块低渗透滩坝砂油藏注水技术［J］.断块油气田，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.