姬塬油田黃3長8油藏欠注井治理對策

薛 婷 肖 波 劉云飛 林 鑫 白景彪 褚會麗

（1.中國石油長慶油田公司第五采油廠，陜西定邊 718600；2.承德石油高等專科學校，河北承德 067000）

黃3區塊長8油藏沉積環境屬于三角洲前緣相，儲層砂體以水下分流河道砂為主，局部砂體為河口壩、水下決口扇、席狀砂，物源主要來自北部，砂巖多為粉–細砂巖，孔隙度7.1%左右，滲透率0.39 mD左右，屬典型的低孔、低滲儲層。該區塊自2009年投入開發建產以來，整體開發形勢保持較好，但近年來因注水壓力高注不進、注不夠，達不到地質配注要求的注水井日益增多，影響了油田的正常生產，為此需對該區塊欠注原因進行分析研究，以改善注水現狀。

目前該區塊共有注水井137口，其中欠注井25口，日配注3 247 m3，實際注水2 794 m3，日欠注453 m3；平均油壓15.5 MPa，平均分壓18.0 MPa。

1 欠注原因分析

1.1 地層

1.1.1 儲層物性特征 姬塬黃3長8儲層巖性為細粒巖屑長石砂巖，成分成熟度較低［1］。碎屑顆粒呈次棱～次圓狀，分選中等—好，結構成熟度中等—好；膠結類型以孔隙式、接觸式為主，還有加大—孔隙式、薄膜—孔隙式、薄膜—加大式膠結等。填隙物含量較少，平均11.85%，類型多樣，以高嶺石、綠泥石、鐵方解石、白云石、硅質等為主，見圖1。綠泥石是酸敏礦物，硅質使儲層物性相對較差。

圖1 填隙物分布直方圖

孔隙類型主要為粒間孔、長石溶孔和巖屑溶孔（圖 2），面孔率為 1%～16.5%，平均 4.51%，平均孔徑為10～120 μm，表明砂巖的晶間孔不發育，屬于致密性砂巖。這是導致該區塊注水困難、高壓欠注的主要原因［2］。

圖2 孔隙類型分布直方圖

對黃3長8黃162井的巖石樣品做壓汞實驗測定基本參數（見表1），可以看出巖樣具有分選好、孔隙結構均勻、細吼道（平均吼道中值半徑僅為0.161μm）、高排替壓力、物性差的特點。根據7口井1 235個巖心分析數據統計表明，孔隙度平均為7.1%，滲透率平均為0.39 mD，非均質強，為低孔—特低孔、低滲—超低滲非均質儲層。

表1 黃162井壓汞法測定巖樣基本參數

1.1.2 注入水配伍性研究 黃3長8油藏注水井中注清水的比例為68%，注入水為洛河組地層水，注入水水型為BaSO4。根據幾口水源井化學分析資料得知：礦化度為2 300～5 700 mg/L，其中 S含量達到1 000～2 900 mg/L；而長8地層水中富含成垢離子Ca2+、Ba2+，根據麻黃山地區配伍性實驗，BaSO4含量 453～2 401 mg/L， CaCO3含量 14～41 mg/L，麻黃山地區存在嚴重的BaSO4結垢，從而導致地層堵塞注水壓力升高注不進。

1.2 井筒

隨著注水時間延長，注入水尤其是污水易造成井筒腐蝕及結垢，或在作業過程中帶入井筒的固體臟物可能堵塞水嘴，都將導致井筒堵塞，注水壓力升高，嚴重時注不進［3-4］。

1.3 地面注水系統

2013年上半年新投注水井9口，導致7月份姬五聯清水系統的設備最大注水能力（1 800 m3/d）達不到地質配注（2 567 m3/d）要求，導致部分井欠注。

黃3長8油藏對應注水管網覆蓋面積大，由于管線壓力損耗導致管網末端注水壓力低，目前因末端分壓低欠注井13口，平均分壓為16.8 MPa，日欠注292 m3。

2 欠注治理對策及應用效果

2.1 地層

2.1.1 酸壓措施 黃3長8區塊儲層致密，孔隙度和滲透率低，儲層非均質性強，吼道半徑細小，導致部分井投注初期即注水困難，高壓欠注。針對這類井需進行酸壓改造儲層，增加吸水量。2013年對投注初期欠注的1口井進行混合多元酸酸壓增注，油壓措施前19.0 MPa、措施后16.2 MPa，下降2.8 MPa、套壓措施前 19.3 MPa、措施后 16.1 MPa，下降3.2 MPa，日增注 15 m3，效果較好。

2.1.2 酸壓+解堵措施 由于地層和近井地帶結垢堵塞或是在作業過程中對地層造成了傷害，導致注水壓力升高的欠注井，應采取酸壓+解堵措施增注。2013年黃3長8區塊共進行酸壓增注、復合降壓增注、多氫酸酸壓等單井增注措施39井次，措施有效率92.3%，平均注水壓力由措施前17.8 MPa降為 15.6 MPa，日增注 608 m3。

2.1.3 防垢 針對黃3長8區塊BaSO4結垢嚴重的問題，在地面注水系統處理方式上應用納濾脫硫酸根技術從源頭上降低注入水中S含量，經處理后的納濾水S由2 645.57 mg/L降為1 123.59 mg/L（表2），減少了注水地層的S結垢。通過室內巖心實驗，不同比例納濾水對巖心滲透率傷害率均小于相應比例洛河水對巖心滲透率傷害率（圖3）。

表2 姬五聯脫硫酸根水質監測結果 mg/L

圖3 不同比例納濾水、洛河水對巖心傷害率曲線

2.2 井筒

2.2.1 清潔 洗井可以清除注水井井筒、吸水層段的滲濾面及井底附近的污物，減緩井筒及吸水層段滲濾面的污染、堵塞。2013年黃3長8區塊實施注水井洗井81井次，洗井后油套壓不同程度下降，其中13井次油套壓下降幅度較大（表3），洗井效果明顯，降低注水壓力升高/欠注的可能性。

2.2.2 水井檢串 為防止注水井管柱結垢/腐蝕穿孔，2013年對黃3長8油藏實施注水井檢串30井次，累計更換油管9 632 m。其中1口井檢串后增注效果明顯，日增注21 m3，該井導致欠注的主要原因是油管油泥堵塞；2口井檢串更換結垢腐蝕油管后，油套壓下降明顯，油壓平均下降2.0 MPa，套壓平均下降1.7 MPa。

表3 洗井效果統計

2.3 地面系統原因欠注井治理

2.3.1 優化注水管網 針對姬五聯清水系統設備注水能力不足的問題，2013年8月投運姬二十八轉，將原姬五聯清水2#干線共33口井改由姬二十八轉注水，改造后有8口注水井明顯改善，注水量滿足配注要求，增注171 m3/d。

2.3.2 末端二次增壓 姬五聯清水1#干線因注水半徑過長，導致系統末端閥組欠注，2013年投運增壓撬（塬33-103）一座，投運后分壓由14.5 MPa提升至18.6 MPa，日增注45 m3，措施效果較好。

3 結論與認識

（1）長8儲層致密，滲透率低，非均質性強，孔喉半徑細小，是造成高壓欠注的主要原因。針對因長8儲層致密投產初期欠注井可進行酸壓改造措施增注；針對后期因地層堵塞導致的欠注井可進行酸壓+解堵措施增注。

（2）針對BaSO4結垢嚴重的問題，應用納濾脫硫酸根技術可有效降低成垢離子含量，減輕地層結垢狀況。

（3）井筒結垢、堵塞導致注水壓力升高或注不進的井，平時需加強日常洗井，按計劃檢串（根據需要也可臨時檢串），并加強清防垢治理，做到防治結合，可減少因井筒原因造成的注水壓力升高導致欠注。

（4）對注水系統能力不足導致的欠注井，優化改造注水系統可有效解決欠注問題；對處于管網末端分壓低的欠注井，在末端增加注水撬二次增壓可有效實現增注。

［1］ 楊勝來，魏俊之.油層物理學［M］.北京：石油工業出版社，2004.

［2］ 任志鵬，王小琳，李歡，等.長慶油田姬塬長8油藏增注工藝技術研究［J］.石油地質與工程，2013，27（2）：108-111.

［3］ 周莉，楊敏，馬俊杰，等.吳起作業區欠注井治理對策［J］.中國石油和化工標準與質量，2013（13）：146-147.

［4］ 孫風平，杜建省，馬傳斌，等.臨南油田欠注井原因分析及治理對策［J］.內蒙古石油化工，2011 （3）：45-46.