镇北油田注水井欠注原因分析及治理对策

杨欢，罗跃 （长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023）

姚斌，陆小兵 （中石油长庆油田分公司超低渗透油藏研究中心，陕西 西安 710021）

镇北油田长8储层于2006年投入注水开发，2009年注水压力17.0MPa，目前注水压力20.6MPa，注水压力明显升高。2012年该油田长8储层有20.5%的注水井发生欠注，并且有部分注水井经压裂、酸化提压增注等措施后，仍然达不到配注要求，高压欠注已成为制约油田发展的重要因素。针对该问题，笔者对该油田长8储层注水井欠注机理进行分析，并针对性地提出相应的增注工艺措施及治理对策。

1 注水井欠注原因分析

1.1 储层特征分析

1.1.1 黏土矿物分析

镇北油田长8储层黏土的主要成分为伊利石、伊－蒙间层、高岭石、绿泥石，各自体积分数分别为15.84%、3.80%、6.43%、73.93%，其中绿泥石是造成储层敏感的主要矿物。

1.1.2 岩石微观结构分析

镇北油田长8储层结构致密 （图1），少量石英及长石加大充填生长，造成孔喉半径缩径，使得连通性变差。即使含有油气等，但是从其孔喉分布及发育来看，大部分的油气资源很难开采出来，采收率很低，这就要求在新井投产前必须采用增产的方式来获得产能，如酸化压裂。

图1 镇218长8储层镇201井岩心扫描电镜照 （1000×、2000×）

1.1.3 储层物性

长8储层含油面积内含油层段的岩心分析结果表明：空气渗透率0.1～7.35mD，平均为0.69mD；孔 隙 度 7% ～15.69%， 平 均 为11.1%。

从储层物性分布可以看出，孔、渗在平面上的分布受沉积相带控制，在分流河道、河口坝微相砂体发育的部位，孔隙度、渗透率相对较高；而在堤泛相或间湾等部位，砂层不发育，孔隙度、渗透率相对低。通过岩心分析渗透率统计 （图2），长8储层变异系数为0.71，非均质性较强。

图2 镇北油田长8储层渗透率频率分布图

1.2 储层敏感性评价

镇北油田长8储层属中偏弱水敏、弱碱敏、中偏强土酸敏、弱应力敏、无盐敏地层。结果表明长8储层的注水压力过高且逐年上升，其主要原因一方面是土酸酸化使得地层伤害较大，二次沉淀严重，加速了地层的堵塞；另一方面由于地层黏土矿物存在一定的水化膨胀，导致储层渗透率下降。

1.3 注入水与采出水的配伍性评价

镇218井区采出水矿化度和硬度比注入水的高很多 （见表1），均为CaCl2水型，而注入水均是Na2SO4水型，故井区的注入水和地层水均不配伍，注入水进入地层后会结垢生成CaSO4沉淀，从而堵塞地层。

表1 镇218井区长8储层注入水和采出水的水分析数据

1.4 岩石表面润湿性评价

从长8储层的3口井中取10块样品利用自吸法进行润湿性分析［1］，结果见表2。其中2块为弱亲水、2块为中性、6块为弱亲油。润湿性试验结果表明：长8储层岩石为弱亲油型界面，而亲油型界面是不利于水驱的，会产生大量的毛细管压力叠加最后形成巨大的水驱阻力 （即贾敏效应的叠加）。

表2 镇北油田长8储层润湿性试验结果

综上所述，镇北油田长8储层欠注的主要原因为：原始物性差，水敏性较强，酸敏性强，注入水与地层水配伍性较差，岩石界面水润湿性差。

2 治理对策及建议

2.1 酸化解堵

由于镇北油田长8储层酸敏性强，故需采用复合型化学缓速酸［2］，目的是通过酸液在地层孔隙的晶间、孔穴及微裂缝中的流动和反应，来溶解井眼附近地层在注水增注等过程中的各种固相微粒、杂质，解除其对地层渗透率的伤害。

2.2 研制相应的高效缩 （防）膨剂

长8储层有中偏弱水敏，因此有必要针对该油藏的储层特征开发出能防止该油藏水化膨胀的高效缩（防）膨剂。在注水开发过程中，由于注入水的矿化度远小于地层水的矿化度，黏土矿物发生膨胀、破碎、微粒运移而造成油层伤害，注水压力上升，注水量减少。缩膨降压增注技术［3］是针对储层黏土矿物含量高、水敏、易膨胀、运移而开发的一种技术，不仅可有效抑制黏土膨胀，稳定黏土颗粒，阻止黏土分散运移，而且能使已膨胀的黏土脱去所吸附的水，收缩黏土膨胀体积，恢复被堵塞的地层孔隙，从而达到降压增注的目的。

2.3 研制相对应的阻垢剂

注入水和地层水配伍性不好导致结垢，且存在腐蚀，因此要通过加入阻垢剂［4］（防CaSO4垢及Fe3＋稳定剂）达到防垢的目的。因此，措施之一就是针对井区的开发现状，研发相对应的缓蚀阻垢剂。

2.4 筛选出适合的表面活性剂降压增注体系

表面活性剂能降低油水界面张力，可以降低黏附功，能减小亲油油层的毛细管阻力，能增加毛细管数；另外，由于胶束溶液低油水界面张力、“增溶”、乳化作用，使残余油膜、油珠易于变形，注入表面活性剂体系后，残余油饱和度下降，水相相对渗透率上升，注入压力下降［5］。低渗透油藏注水开发的显著特点是驱替压力高，油水井之间有效驱动压差小，油井受效差，低产低效井较多。注入含表面活性剂复合驱体系可望成为降低低渗透油藏驱替压力的有效方法之一。针对长8储层为弱亲油界面不利于水驱的情况，可以利用表面活性剂来使润湿性反转，从而有利于驱油。

3 结论与认识

1）镇北油田长8储层原始物性差是影响该油藏高压欠注的一个主要原因。因此，必须针对镇北油田长8储层的岩石物性及储层物性，研发并优化适合该油藏的酸液体系，且该酸液体系具有深部酸化的能力和低伤害等特点，但需注意储层的酸敏性，降低氢氟酸的用量或使用其他类型的酸液体系。

2）长8储层 （中偏弱水敏）有一定程度的水敏，因此有必要针对该油藏的储层特征开发出能防止该油藏水化膨胀的高效缩 （防）膨剂。

3）长8储层的注入水与地层水均不配伍，注入水长期注入会使原始渗透率本身就很低的层结垢，从而进一步降低储层的渗透率，进而提高了该储层的注水压力。故必须针对该情况，筛选或研发出性能较好的阻垢剂。

4）镇北油田长8储层为弱亲油型界面，而亲油型界面是不利于水驱的，会产生大量的毛细管压力叠加最后形成巨大的水驱阻力。因此，有必要针对镇北油田三叠系油藏筛选出适合该油藏的表面活性剂降压增注体系。

［1］SY/T 5153—2007，油藏岩石润湿性测定方法 ［S］.

［2］郝裴，杨江朝，汪伟英 .双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究 ［J］.油田化学，2006，23（3）：218～221.

［3］Blair C C.Clay stabilization in subsurface formations［P］.EP：1730384A，2007－12－19.

［4］Gao Yuhua，Liu Zhenfa，Zhang Lihui.Synthesis，characterization and scale inhibition of biodegradable polyaspartic acid derivative ［A］.2009 3rdInternational Conference on Bioinformatics and Biomedical Engineering ［C］.Beijing，2009－06－11～13.

［5］张涛，郭春萍，宋考平 .低渗透油层表面活性剂降压、氧化剂解堵实验研究 ［J］.油田化学，2009，26（2）：180～182.

［编辑］ 萧雨