胜利探区低渗透油层产液量不足的原因及改造对策

张守鹏，滕建彬，尹玉梅，韩义云

(1.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015； 2.中国石化 胜利油田分公司 滨南采油厂，山东 滨州 256600；3.中国石化 胜利油田分公司 石油工程设计有限公司，山东 东营 257000)

胜利探区低渗透油层产液量不足的原因及改造对策

张守鹏1，滕建彬1，尹玉梅2，韩义云3

(1.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015； 2.中国石化 胜利油田分公司 滨南采油厂，山东 滨州 256600；3.中国石化 胜利油田分公司 石油工程设计有限公司，山东 东营 257000)

近年来，在胜利探区深层相继发现了累计数亿吨的低渗透控制和预测储量，这些储量多来源于致密砂岩和强胶结碳酸盐岩储集层。由于单井产液量低，一直未能有效实现探明储量的升级。为分析原因，提高产能，利用了部分低渗低产井的含油岩心资料和实验检测数据，将产液量不足的原因与油层复杂的岩性特征、原油性质和工艺配套措施相联系加以分析，确定了低渗透储层产液量不足的内、外因素，即岩石致密结构导致的低溢出量、岩石非均质性导致的油水关系不落实、黏土多样性导致的多敏性并存、含油饱和度不足导致的不饱和间溢以及油藏内油质偏稠导致的流动性偏差等，是油层产液量不足的“内因”；压裂实施过程中液相冲击力造成的储集空间内黏土微粒堆挤和酸化过程中酸液与储层性质不配伍形成的副产物(多为沉淀物)，使储层渗透性进一步降低，是油层产液量不足的“外因”。针对不同的问题和诱发原理，对部分单井层分别制定了增产改造措施，实施后取得了明显增油效果。

低渗透；油层；产液量不足；原因；改造对策；胜利探区

目前，在胜利探区找到的低渗透控制、预测储量累计有数亿吨。如果能够顺利升级为探明储量，则油田未来的产能接替问题将得到解决。但目前存在以下几个问题，一是针对低渗透油层的探井试油成功率较低，常规射孔或酸化改造求产很难得到商业油流，压裂措施的有效率也很低，部分井压裂后产量并无明显增高；另一些井初期产量较高，但维持商业油流的稳定产量持续时间较短，有时措施实施后仅仅几天就从初产10 t/d左右跌至不足1t/d。通过对胜利探区临南洼陷、牛庄洼陷、东营西坡滩坝砂和东营北带、埕南断裂带砂砾岩体部分探井近年来压裂后产能状况的跟踪分析，发现这些低渗透层的产量曲线均具有这一特定的共性规律(图1)。

通过对国内外关于低渗透油藏开发及增产方法资料的调研发现，低渗透油层伤害评价、工艺技术的改进及油藏化学方案的研究是近10年来出现频次最高的探索内容，其主要目的都是力求通过改善低渗透油层的渗透性进而提高低渗油藏的产量问题[1-12]。胜利探区低渗透油藏有其自身的特点，对国内外先进技术和先进改造工艺方法的借鉴从未间断[13-19]，但真正适合于研究区的有效攻克低渗透油层出油关的成型技术方法尚未确立。但各种资料分析发现，低渗透油层产液量不足的原因除与复杂的储层特性有关外，还与工艺措施实施的合理性(指工艺与储层性质的配伍性)有关[20-27]。

研究发现，岩层的致密性导致了原油的溢出量不足，岩石非均质性导致了油—水层分隔，油层内含油饱和度不足导致了地层供液不连续(间溢)，油质偏稠则导致了流动黏滞力变强，储层的多类敏感性共存导致了产液量的急剧下降，压裂实施过程中的强大推挤力导致了黏土微粒堆积进而形成了致密环带。这一结论是基于对胜利探区低渗透油藏产液量不足的综合分析而得出的，也是基于对油区复杂低渗透油层的岩石矿物学特征、原油性质、工艺技术方法的综合考虑和对数十个低渗透井层现场增产改造所积累的实际经验而得出的。

1 低渗透储层产液量不足的原因

1.1 储层的复杂性(内因)

1.1.1 岩石致密结构的形成与低溢出量

胜利探区低渗透储层由河流—扇形三角洲、滨浅湖滩坝和各类浊积岩形成的砂体在地下深部(多在2 500 m之下)经压实、胶结而形成，多呈“似透镜状”致密块体。其岩性组成为细粒岩屑砂岩、长石砂岩、粉砂岩、砂砾岩，少量不等粒砂岩。岩石粒度受沉积水动力条件及相应的沉积相、沉积微相控制，陆源碎屑的成分比例由母岩剥蚀区岩性和沉积物的成分、结构成熟度决定。受压实、胶结作用影响，深埋的低渗透储层颗粒间由原始的点接触关系逐渐转化成缝合线或凹凸接触关系，埋藏越深，孔隙体积损失越大。后期化学胶结物沉淀进一步占居残余孔隙，连续流动相(油、气、水)转变为相对孤立的点、珠状而呈现“不可动”状态。低渗透油藏的物性条件较差，正常压实曲线到达这一深度所体现的孔隙度一般不超过12%，渗透率一般小于3×10-3μm2，储集空间类型主要以残余粒间孔(孤立微孔)为主。

图1 胜利探区部分低渗透油井压裂后产液量变化时间节点

不同沉积类型的低渗透储层性质复杂，表现为颗粒组成和填隙物成分混杂，压实致密程度高，填隙物含量高、种类多样。其渗透性伤害主要体现在原油溢出量受限，这一机理可运用井壁环形面积范围内射孔后孔眼内留下的孔点数的概率加以描述，即高孔高渗储层具有高孔点频度(图2a)、中孔中渗储层具有中孔点频度(图2b)，而低孔低渗储层具有低孔点频度(图2c)。

对于具有低孔点频度的低渗透油藏，一般情况下自然产液量较低，必须借助必要的酸化、压裂措施(增加射孔孔眼内储层孔点数)才能达到增产的目的。而油藏内部复杂的矿物组成和其所表现的伤害习性，要求改造措施必须具有针对性。对储层微观特性进行分析并识别其伤害机理，对症下药，才能从根本上解决问题。

图2 不同渗透性储层井壁环面射孔孔眼内孔点数频度分布示意 椭圆形范围代表射孔后形成的某一个孔眼，黑点(孔点)代表原油的溢出点

1.1.2 岩石的非均质性与油水关系

岩石的非均质性体现在：(1)同一砂层粒度不一，储集性差异也大。粒度大则储集性好，易于储水，粒度小则储集性差，常常含油，这一特征经实验证实与砂岩喉道半径所决定的束缚力有一定关系，但不具普遍性；(2)同一沉积相，如某一特定区域的扇三角洲体系，纵横向都表现出明显的非均质性。横向上，扇根粒度粗、储集性差，以浸染油干层多见，扇中粒度适中，储集性好，油层、水层均常见，扇端分选好、粒度细，胶结强烈，多为低渗致密油。纵向上亚相叠加，上述规律亦叠加其上，如遇断层穿插，所含流体性质更为复杂。岩层非均质性导致油、水层分布复杂。深层低渗储层呈现的薄互层特征，使得在试采或增产改造设计时往往采取“多层合试”，即将多个小层同时上下封隔，整体作业，求产时力求发挥多层综合效应，以求得高产。实际上，这种思路存在明显的问题，因为每个小层的地层静压力值是不一致的。自然求产时，压力高的单层贡献率最高，地层静压力低的单层贡献率低甚至不贡献，由此造成前者在采出到一定程度后含水比例增高，而低压层尚没有做出任何贡献。增产改造时，渗透性相对较好的地层进液能力强，渗透性相对差的地层进液能力低甚至不进液，造成大部分作业液都进入高渗透层，最需要改造的低渗层却没有充分填满改造液，改造效果自然不达目的。另一种情况更为不利，即多个层中存在水层时，贡献最大的是水层，即使多层中大部分都是油层，试采或改造后也可能全部出水。

1.1.3 岩石中含多种黏土矿物导致多类敏感性并存

衍射分析数据显示，低渗透油层含有高岭石、伊利石、伊/蒙混层、绿泥石等多种黏土矿物(表1)，同时普遍含有碳酸盐胶结物。每种黏土矿物在遇到外来流体时，都呈现各自不同的习性，高岭石多呈现速度敏感性，伊利石、伊/蒙混层多呈现淡水敏性，绿泥石和碳酸盐多呈现盐酸和土酸的酸敏性。而低渗透油层同时含有多种黏土矿物和碳酸盐，其体现的敏感性将十分复杂，必须精细诊断，区分主次，对症下药，动态模拟，以求优化。

1.1.4 地层原油油质偏稠和原油饱和度不足

油质偏稠导致了流动黏滞力增强。有些油层埋深位置大于3 000 m，储层物性相对不发育，同时油质亦偏稠，开发中往往体现低产低效能。对该类储层的增产改造比往常注重于压裂机械造缝或针对无机填隙矿物酸化解堵，实施效果较差。通过跟井分析，发现油质偏稠带来的强流动黏滞力很强，即储层内流体的流变性很差，即使有较发育的孔隙度和渗流空间，黏滞作用也将导致储层内流动溢出效率较低，产量偏低。

油层含油饱和度不足可能导致地层供液不连续。这是一类非常特殊的诱发低产的因素，已发现许多井层存在间溢现象，即时有溢出，时有间断。地层压力系数高，但所含的液相呈不饱和状态或不均匀分布，在注水补能的影响下，地层流体压力不断变化，导致向井筒的泄油量亦不断变化，油井日产量不稳定，有时不达商业油流标准，有时又超出商业油流标准。措施上目前采用间开聚能，有一定效果。

1.2 工艺措施的不匹配性(外因)

1.2.1 压裂措施中的不利因素

压裂推挤作用致黏土微粒堆积形成致密环带。低渗透油藏的压裂过程，依靠的是机械冲击力，因此储层中的黏土等填隙物不可能被有效溶解并排出，而是在压裂液的巨大推力作用下向储层内部快速迁移，形成一个致密胶结环(图3)，在压后初期可能由于泄油带岩石的破碎而获得一个瞬时高产值，但持续时间不会很长，产量会出现陡减趋势线形态，后期开发无法长期维持。

对某一整体开发区块而言，很多不适宜压裂的井层经压裂投产后储量整体动用程度极低，且存在投产井过早出现高含水状态。这是由于储层内含有较多的移动性黏土微粒(自生晶粒状高岭石)，水力压裂的水流柱头冲击可导致微粒被带动向储层内部远离井筒部位迁移。在压裂液波及范围的外侧形成致密阻滞环带，影响了油气向井筒的溢出能力，从而使得压裂后瞬间有一个高产值，但较短周期内产量迅速递减。压裂后所产生的机械破裂缝隙，接纳了后期注水井的能量补给，原油产量在不增的情况下，产出水量逐级增加，最终导致该储量块在整体动用率较低的情况下，许多投产井伴随转注井的启动而出现高含水状态。

表1 胜利探区典型低渗透区带储层黏土矿物含量

图3 压裂液推进形成的致密胶结环

1.2.2 常规酸化措施中的不利因素

目前，常规酸化井采用的措施仍然是针对中、浅层中、高渗透层的方式，即利用盐酸对碳酸盐岩储层的酸化和利用土酸、复合酸对砂岩储层的酸化，目的均是以再次提高产能为主。一般情况下，这些中、高渗透井层初次试油都是有商业油流产值的。但低渗透层由于先天储集性条件不足，往往都是在初次试油无果的情况下再行二次改造的，其渗透性改造的条件十分苛刻，微弱副作用可能起到“致命”的效果。譬如，中渗条件下，微弱的速敏效应对中渗透油层改造后产量值几乎无影响，但对于低渗透层，微弱的速敏可能导致产出井的瞬间停产。同理，其他类的敏感效应也是影响低渗透油层井产出量受阻的关键因素。由于低渗透油层存在多类敏感性，因此改造措施必须根据储层性质和敏感性特点选好配方，经动态流动模拟优选后才能付诸实施。

2 低渗透油藏产出量不足的对策

针对上述分析，结合胜利探区不同地区部分低渗自然求产失利或二次改造失利的井例，提出了增产对策并付诸现场实施，获得了明显效果。

2.1 低渗透油层溢出量不足的对策

地层能量与储层的渗透性决定了一口油井的产量。由于原油溢出点频度高，高渗透层在常压下就能获得高产。相反，低频溢出点导致低渗透层在异常高压下产量也不一定达到商业油流值，在常压下产量更低，有时称地层供液枯竭。开发后期的地层剩余能量不足是普遍现象，但不同的剩余能量值对应于不同的储层物性条件，其相应产量值也有所不同。因此，对某一固定剩余地层能量的油藏而言，如果当前产出量值在商业标准之下，除注驱补充能量之外，也可以通过改善储层物性——增加原油溢出点频度来提高产量。

以G54-X4井为例，该井层为一小型滩坝砂油藏，单层厚度较薄(2 m左右)，平面展布范围亦不足1 km2，储量20×104t。该井区多口井累计采油逾千吨，历时2年以上，但随着地层能量的下降，多数井的产量开始滑落至工业油流标准之下，并逐渐关闭了多个井层。调查发现，开发中后期此类井不在少数，一般认为由地层能量降低引发的产量不足，其改造价值不大，因此采取的措施基本都是停井积聚能量。

实验和经验均证实，对于具有一定渗透性的油藏，地层能量在降低的过程中，油井产量逐渐降低，当产量为零时，不同油藏地层残余能量会稳定在一个固定值，但绝不是零值。而当油藏渗透性能得到改善或受到伤害时，产量为零时所对应的地层平衡能量值随即发生变化。通常油藏渗透率提高，平衡能量值降低；渗透率降低，平衡能量值升高。这就意味着，对应于一定渗透性的地层能量(地层静压力)值，应有一个固定的平衡能量值与产量值吻合；而产量为零的地层，如果进一步提高渗透性，产量仍会提高。

G54-X4井经过2年多的开采后目前原油产量仅有0.1 t/d，由于地层能量枯竭已停产停井半年。依据本文所考虑的诱发因素，运用岩石学诊断结论，发现了卷片状伊利石和结晶碳酸盐双重伤害作用，设计了对该类井层的酸化方案，进行了现场再改造试验。实施效果显示，原油产量恢复到5.6 t/d，半年后仍然稳产，改造效果明显。该井的增产改造成功，证实这类井仍存在较高的后期开发潜力。

2.2 油、水关系不落实的对策

有些待措施的井层含有多个小层，正如前述分析，这些层往往是不同沉积相或不同亚相的叠加，油水关系比较复杂。因为层薄，测井解释对油水层的界定存在一定偏差。但在一般情况下，为了工艺实施的方便性和经济考虑，常采用“多层合试”。一旦遇到其中的含水层，则油层的贡献率因为其束缚力大而被“淹盖”。

对S13-X630井进行的现场改造试验印证了这一观点。该井共含4层累厚14.2 m，综合测、录井解释均为油层，4层合试施工，泵入时泵车压力异常偏低，仅为16～23 MPa，推测遇到水层，试采结果为17 t/d液量，油不足1 t/d，含水近100%。如果对该井4层进行分别封隔作业，出油效果将会更好。后期部署的L37-5井考虑了这一弊病，油量大幅增加。

油区“多层合试”是个传统做法，基于岩石学的诊断结论证实这一做法存在不合理性，建议老井复查重新挖掘被忽略的潜力层系，分层封隔作业，对目前的产量应有所贡献。

2.3 多敏性的对策

致密低孔低渗多敏是低渗透油藏的普遍特点，但形成低孔低渗的沉积、成岩因素错综复杂，而多类敏感性并存又给这类油藏的渗透性伤害“雪上加霜”。针对该类油藏的增产改造技术，要求同时兼顾考虑预防各类敏感性，不慎的化学方案、甚至酸液浓度的不适宜都会导致措施失败。同时，一系列针对不同填堵矿物类型的用酸矛盾问题也困扰着该类油藏的整体改造方案。

以Y227-1井为例，该井系砂砾岩储层，厚度大(累厚30 m以上)，储量逾百万吨，砂体内相对高渗范围受横向叠置的复杂性影响，初期产量不理想。中等水力压裂后暂时获得工业油流，但递减趋势明显，整体开发前景不容乐观。岩心含油性分析发现，储层呈现碎屑充填基底式胶结，细砾级含量占居主导，原油呈现斑状、斑块状或局部集中分布。储层中的黏土矿物有易形成水敏伤害的伊蒙混层矿物，也有易形成速敏伤害的高岭石和易形成各种酸敏伤害的绿泥石、含铁碳酸盐等。由此可见，除岩性非均质性明显外，储层的多敏性是后期改造对策的难点，含油性呈现的非均质特性对储层发育规律的控制也增添了难度。下一步适合的改造对策：穿透力较强(压裂规模大)的大型压裂措施，压裂的扩展半径越大，贯穿的非均质面积越大，产量越高。而中、小型压裂规模小，扩展半径局限，奏效率偏低。对Y227-1、Y22-2等井采用大型压裂后，获得了比前期更好的稳定产量。

2.4 油质偏稠的对策

油质偏稠导致W55-X21井产量维持在2 t/d以下。主要原因是原油含蜡高，黏滞力强，其他近井地带生产井的产量在1～5 t/d不等，多井等待增产措施，W69-X22、X23井先后进行了水力压裂，初期增产效果好(20 t/d 左右)。一月后均降为5 t/d左右，仍在保持产量递减状态。

对W55-X21井进行了酸化改造，改造前产液量1.8 t/d，改造后1.5 t/d，改造效果不佳。究其原因发现针对矿物充填的解堵方案是合理的，问题在于原油中蜡质含量高，凝固点高，原油流变性差。由于储层本身渗透性差，在黏土微粒充填和碳酸盐胶结双重作用影响下，使得高黏度油流阻滞力极强，泄油范围内的溢出量在单位时间内受到限制。因此，增加原油的流变性才是该井增产的关键。无机解堵仅起辅助改善原油流变性的作用，而合理的解堵或提高原油流变性的方案应为：(1)热酸化解堵；(2)前置液中加入蜡溶性稠油降黏剂，设计半径3 m以上；(3)分步溶解分离：一是针对黏土的土酸酸溶，二是针对碳酸盐胶结的盐酸酸溶；(4)在井筒原油凝固点位置之下安放采油泵，并伴电热杆连续采出。实施后，增油效果明显。

2.5 油层含油饱和度不足的对策

已发现多井呈现不饱和间溢，以B425-X67井为例，油层在开发一段时期后，通过密闭取样的分析结果看，含油饱和度已不足30%。该井目前原油产量维持在0.4 t/d，间开采油。依据对该井油层岩石矿物学特征的分析结果，实施了以进一步改善储层润湿性和扩展孔喉体积为目的的分步酸化溶离改造措施，实施后原油产量有所提高，由0.9～3.5 t/d不等，有时连续以3 t/d左右液量产出，间开时间大为缩减。通过对地层压力曲线的动态矫正，结合储层岩石架构特征，得出：对储层的渗流能力改造有明显效果，但周围注水井的间注和地下调配不均对该井产能造成影响，同时油层内部含油饱和度随着采出量的增加已明显降低。当井底原油聚集且未占满井眼射孔面积时，油气呈脉冲式上窜进入井筒，此时产出量偏低；当井底原油聚集且占满井眼射孔面积时，井底呈饱和状态，地层压力推动连续流动相上返至井筒采油泵处，泵效较高，此时采出量较大。如对该井区实现稳定增产，必须调整注水方案，使注入水的波及范围足够，才能发挥最佳注水效果。

2.6 压裂井失利的对策

压裂推挤作用形成的致密环带是油井无法长期维持稳定产量的关键。以WG101井孔店组为例，低渗透砂岩储层，埋深2 771.80～2 832.00 m。进行大型水力压裂后，液量在不到两周时间内下降至1 t/d以下，因无商业价值随即关井。根据对储层岩石学特征分析发现，储层主要为灰褐色油浸粉砂岩、细砂岩，泥岩含量8.8%～9.5%，含多类黏土矿物，易移动。这些特征说明，该类储层采用压裂措施增产，极易导致黏土微粒移动，在压裂带周边形成致密胶结环。正确的方式应采用分步酸处理解堵，措施如下：(1)采用前置液、主体酸和后置液交替挤入，达到深部酸化改善地层渗流能力的目的；(2)由于前期已经压裂，施工初始排量可以先快后缓，末端排量控制在2.0 m3/min；(3)按照用酸顺序依次将点触酸前置液、复合酸主体液和缓释防膨后置液注入，无需伴注液氮，返排时要均衡，不能忽快忽慢；(4)采用酸化泵抽排液一体化管柱，酸化后不喷直接下杆，排液，控制适宜的生产速度。实施后获得稳产5 t/d工业液量。

2.7 酸液与储层不配伍的对策

低渗透油层孔喉填堵矿物类型复杂，渗透性极低，导致原油自然泄出能力不足的原因除与储层孔点频度有关外，还与不配伍的工艺措施有关。以临南X463井为例，储层渗透率仅有1.02×10-3μm2，存在铁白云石胶结、高岭石充填和绿泥石嵌堵多种伤害类型。常规酸化不能解决盐酸溶解白云石且生成铁沉淀、土酸溶解黏土且生成氟化钙沉淀的用酸矛盾问题。对策措施制定出前置缓溶盐酸加低浓度氢氟酸解决白云石和润湿反转问题，中置低配土酸和氟化氢铵解决黏土微粒的堵塞，后置混溶酸解决二次残渣问题。实施后获8 t/d工业液量,7.5 t/d商业油流，稳产。

3 结论

(1)低渗透油藏在试油、试采和开发中的低产问题不是由某一单因素决定，而是涉及到地质、岩石矿物、岩石化学、流体、工程、工艺等多种学科体现的综合因素，或者某几个因素的综合效应。

(2)不同的井层存在不同的渗透性伤害类型，造成的地质、工艺问题亦不尽相同。本文所介绍的分析思路和方法措施对低渗透油层的改造具有探索性，低渗透油藏的复杂性远远超出上述介绍的内容。解决这些问题，必须依赖多学科有机结合，综合诊断，对症下药，才能为油区生产解决实际问题。

(3)传统的以岩石大类为目标或根据经验进行的常规酸化、压裂设计的方法与储层性质极其复杂的低渗透油藏存在不吻合性，应精细斟酌其解决对策，能源战略接替的迫切性亦要求尽快解决低渗透储藏的有效开发问题，该方法可提供借鉴。

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(编辑 黄 娟)

Causes and countermeasures for low liquid production in low-permeability reservoirs in Shengli region

Zhang Shoupeng1, Teng Jianbin1, Yin Yumei2, Han Yiyun3

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopmentofSINOPECShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong257015,China;2.BinnanExtractionFactory,SINOPECShengliOilfieldCompany,Binzhou,Shandong256600,China;3.PetroleumEngineeringDesignLimitedCompany,SINOPECShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong57000,China)

Majordiscoveries have been made in the tight sandstone and strongly-cemented carbonate reservoirs in the deep formations of the Shengli region in the recent years. However, provenreserves have failed to increasesince the productionratefor liquids is low in a singe well. Oil-bearing core samples were collected from the wells with low permeability and low productionrate, and were tested to find out the causes for that low liquid productionrate. The complicated lithologic characteristics of reservoirs, crude oil properties and technical supporting measures were correlated with liquid shortage. Some internal and external factors for low liquid productionrate were identified. Low flow amountsresultingfrom the tight rock structure, an unclear oil/water relationship resultingfrom rock heterogeneity, various sensitivityresultingfrom clay variety, discontinuous output of crude oil resulting from low oil saturation, and oil flow deviationresultingfrom heavy oil were regarded as the internal causes. Clay particles in pore throats during fracturing and deposits from the reaction between acid frac-fluid and the reservoir made permeability become worse, which were regarded as the external causes. For different problems, the improvement measures for some single well layerswere formulated and producedgood results.

Shengli region; low permeability; oil layer; liquid producing shortage; cause; countermeasure

1001-6112(2015)04-0518-07

10.11781/sysydz201504518

2014-10-20；

2015-06-12。

张守鹏(1963—)，男，博士，教授级高级工程师，从事油气实验地质工作。E-mail:zhangshoupeng.slyt@sinopec.com。

国家重大油气专项“大型油气田及煤层气开发科技重大专项：精细勘探关键技术攻关与系统配套”(2011zx05006-002)资助。

TE132.2

A