姬塬油田儲層傷害特征評價及解決對策探討

趙 攀 ，魏江偉 ，張 明

1.西安石油大學石油工程學院 （陜西 西安 710065）

2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠 （陜西 西安 710200）

中國石油長慶油田分公司姬塬油田 （以下簡稱姬塬油田）位于鄂爾多斯盆地中部偏西北，區域構造上橫跨天環坳陷和陜北斜坡，晚三疊世西北部的鹽定三角洲、東北部的安邊三角洲與西部的環縣三角洲在此交匯，其主力生油層為延長組。目前已經達到年產原油300萬t，是長慶油田實現5 000萬t目標的重要資源基礎。

1 儲層傷害特征分析

儲層傷害是指在儲層打開及其隨后的開發過程中，各種人為因素對儲層自然供液能力的損傷。引起儲層傷害的原因主要來自2個方面：一是由于外來流體與地層流體的不配伍，從而造成乳化堵塞、無機結垢堵塞、有機結垢堵塞，以及地層內固相沉淀的堵塞；二是外來固相顆粒的侵入造成孔喉的堵塞，工作濾液侵入及不配伍的注入流體造成的傷害，微粒運移以及細菌的堵塞等[1-3]。

1.1 儲層地質特征導致的潛在傷害

根據對姬塬油田延長組儲層的地質特征分析，儲層傷害的潛在因素主要有以下幾個方面。

1.1.1 儲層中粘土礦物及其敏感性的潛在傷害

在油田開發過程中，粘土礦物是導致油層傷害的重要潛在因素。常見的粘土礦物有蒙脫石、高嶺石、伊利石、綠泥石和混合層。由于它們自身的特性，使其在一定的外來因素的作用下對油層產生傷害。

姬塬油田長2儲層填隙物平均含量11.96%，主要含高嶺石、鐵方解石、綠泥石；長4+5儲層填隙物含量為15.9%，以鐵方解石、方解石和高嶺石為主，其次為綠泥石和硅質；長8儲層中的粘土礦物主要為自生綠泥石，以及少量自生高嶺石和伊利石。高嶺石在絮流、高速流及壓力劇烈波動的條件下，在油層內發生遷移，堵塞喉道。此外，綠泥石等酸敏性礦物與酸反應不完全時，其殘余微粒也可以在油層內發生遷移，造成喉道的堵塞。對長8儲層選擇了具有代表性的巖樣，進行了敏感性分析，結果見表1、表2。長8儲層存在弱速敏、弱水敏、弱酸敏、弱堿敏、中偏弱應力敏感。

1.1.2 孔隙結構的潛在傷害

姬塬油田延長組儲層屬低滲-特低滲儲層，其中長2儲層喉道半徑中值0.38μm，屬中-小孔細喉型孔隙結構；長4+5及長8儲層喉道半徑中值0.26μm，屬小孔細-微細喉型孔隙結構。 姬塬油田延長組儲層喉道半徑中值較小，在鉆井、完井及開發過程中，微細固相顆粒進入油層造成孔喉堵塞，鉆井液、完井液、壓裂液侵入與地層束縛水不配伍時，可造成沉淀或水鎖效應，尤其是在長4+5及長8儲層。

表1 長8儲層水敏評價結果

表2 長8儲層酸敏評價結果

1.1.3 地層流體的潛在傷害

姬塬油田長8儲層地層水的總礦化度較低,但長2及長4+5儲層地層水的礦化度較高（超過60 g/L），溶解有大量的Ca2+、Mg2+等離子。在鉆采過程中，隨著溫度、壓力的下降以及水中溶解的天然氣的逸出，原有的化學平衡將會被打破，導致CaCO3等無機結垢的形成。延長組部分油井的原油含蠟量較高，在油田開發過程中，若注入流體的pH值較高及溫度較低，將引起瀝青從原油中析出。若注入流體的溫度大大低于油層溫度，將導致石蠟從原油中沉淀出來，形成有機結垢。

1.2 注水開發導致的潛在傷害

姬塬油田延長組均采用注水提高采收率，隨著注水年限的增加，部分地區注入水已波及到油井近井地帶，由于注入水的不配伍性及水中懸浮物影響，對油井近井地帶儲層造成傷害[3]。

1.2.1 注入水與儲層流體不配伍產生的無機垢沉淀堵塞地層

當注入水與地層水不配伍時，在水驅前緣混合后會產生地層結垢現象，垢導致孔壁、喉道變小和堵塞喉道，引起滲透率下降。

水分析結果表明，注入水為Na2SO4水型，地層水為CaCl2水型。注入水中SO42-含量均在1 200mg/L左右，HCO3-含量均在200mg/L以上；地層水中Ca2+含量在3 000mg/L以上，Ba2++Sr2+含量在10mg/L左右。在注水過程中在地層會產生鈣垢，同時可能會產生少量鋇垢。隨著注水期的增長，地層中的結垢情況越來越嚴重，這些固體顆粒嚴重堵塞地層，導致了油井產量降低。

1.2.2 注入水與儲層巖石不配伍引起的粘土礦物膨脹或運移損害地層

注入水與儲層巖石不配伍性主要體現在水敏及速敏傷害。水敏產生的儲層傷害往往是十分嚴重的，并且難以恢復。速敏則主要由于注水強度過大或操作不穩定引起的粘土礦物及孔道內本身微粒運移堵塞孔喉，導致滲透率下降。

用蒸餾水、D2#-60井和D1#-25井的注入水水樣對巖心進行了室內實驗。實驗用巖心為姬塬油田長8巖心，粉碎后過0.15mm（100目）篩網、烘干，在25MPa下維持15min壓制成片，使用HTP-2型高溫高壓頁巖膨脹儀測量巖心在不同介質中的膨脹結果。實驗溫度80℃，實驗壓力3.5MPa，實驗結果見表3。

由實驗結果可得出，2#-60井和1#-25井的注入水樣品在不做處理的情況下，粘土防膨能力較小，注入水水樣膨脹率均在80%左右。

表3 注入水粘土膨脹結果 /(h·mm-1)

1.2.3 注入水中的懸浮物造成的傷害

注入水中的懸浮物主要包括注水系統的腐蝕產物、細菌、乳化油滴、固相微粒等。這些懸浮物可分為油溶性和酸溶性，其堵塞地層的形式宏觀表現為外部濾餅和內部濾餅，油滴與微粒并存比單一微粒對底層的傷害更為嚴重。隨著油田不斷開發，姬塬油田污水回注比較普遍，這就要求對水質進行嚴格處理，降低由于水質原因導致的儲層傷害。

1.3 壓裂改造導致的潛在傷害

1.3.1 壓裂液濾失滯留對儲層的傷害

姬塬油田延長組儲層屬低滲-特低滲儲層，其中長2儲層喉道半徑中值0.38μm，屬中-小孔細喉型孔隙結構；長4+5及長8儲層喉道半徑中值0.26μm，屬小孔細-微細喉型孔隙結構。壓裂液中稠化劑在孔隙介質中的滯留，會改變孔隙結構，降低滲透率，引起儲層損害。大分子物質滯留的主要方式有3種：即吸附滯留、機械捕集和水力滯留。其中最主要的是吸附滯留。

1.3.2 壓裂液中水不溶物對裂縫壁面的傷害

為降低壓裂液在施工過程中的濾失，提高壓裂液效率，壓裂液中會存在一定量的水不溶物，水不溶物含量及粒徑分布是形成致密濾餅的關鍵，因此水不溶物是控制壓裂液濾失的重要因素[4]。

在形成濾餅提高壓裂液效率的同時也會對裂縫壁面造成傷害。采用人造巖心及天然巖心，進行壓裂液水不溶物侵入深度研究。巖心鉆成Φ25mm，長35～45mm的圓柱體，試驗流體有胍膠離心液、凍膠壓裂液，試驗不同水不溶物含量的液體對巖心的傷害，試驗結果見表4、表5。

表4 人造巖心試驗結果

表5 天然巖心試驗結果

從試驗結果可以看出：①濾餅是引起壓裂液傷害因素之一，試驗中觀察到含有水不溶物的壓裂液在相同壓力擠入下，巖心端面形成的濾餅比離心液的較致密，產生的傷害較大；②壓裂液對巖心的傷害在滲透率大于40×10-3μm2時主要集中在裂縫壁面的<10mm處；而在滲透率為3×10-3μm2以下時傷害主要集中在裂縫壁面的<2mm處，傷害程度較淺；③滲透率低的巖芯傷害率較小，滲透率較高的巖芯傷害率相對大一些。滲透率高的巖心傷害較大是由于水不溶物侵入較深和較多造成的，濾液造成的傷害是次要因素。而低滲透巖心水不溶物侵入較淺和量少，且濾液也侵入量小，所以傷害較小。

隨著時間的推移，隊員們不但發力正確了，而且動作整齊，慢慢還學會了變換隊形，想進想退都很隨意，顯示出良好的協調性。

1.3.3 壓裂液破膠殘渣對支撐裂縫導流能力的傷害

壓裂液殘渣是影響支撐裂縫導流能力的關鍵因素之一，殘渣含量主要與所用稠化劑中的水不溶物含量和壓裂液配方體系的破膠性能有關。在60℃破膠后，姬塬油田現用胍膠壓裂液的殘渣為：380～560mg/L。殘渣的粒徑分布見表6，其粒度均值88.23μm。

表6 壓裂液殘渣的粒徑分布結果 /μm

根據殘渣粒徑分布結果可以明顯看出，在姬塬油田延長組油井壓裂后，殘渣并不會進入地層，但大粒徑的殘渣會對支撐裂縫造成傷害。

采用 0.45～0.9mm 的陶粒，按 5kg/m2、10kg/m2的鋪砂濃度形成裂縫，模擬閉合壓力為30MPa，實驗泵排量分別為 4.5、5.5、6.5、7.5、8.5、9.5mL/min。 測量流體為蒸餾水。將配置好的胍膠壓裂液分為離心液、10%殘渣液、20%殘渣液，分別在不同實驗時倒入裝有支撐劑的實驗槽內，用液壓機加壓至規定的閉合壓力，以模擬壓裂液的濾失過程，并破膠1h后開始測試其導流能力，每個流量測試點相距0.25h。

在實驗儀器上進行了不同殘渣含量對填砂裂縫導流能力的影響，結果見表7。

根據壓裂液殘渣含量對填砂裂縫導流能力影響實驗結果可以看出，殘渣含量越高，造成的填砂裂縫傷害越大，而且鋪砂濃度越高，傷害程度越大。對于不含殘渣的離心液交聯的凍膠壓裂液與空白相比，也造成一定程度的傷害，這可能與壓裂液破膠不徹底及在閉合壓力下凍膠壓裂液形成濃縮物有關。

表7 不同殘渣含量對填砂裂縫導流能力的影響

2 儲層傷害解決對策

要求酸液有一定的溶蝕能力解除結垢堵塞物，能抑制酸渣2次沉淀產生減少儲層孔喉堵塞，酸液有一定的緩速能力能減緩酸液與儲層礦物反應速度增大酸液波及范圍,對儲層基質傷害率小能改善老人工裂縫基質滲透率,提高新人工裂縫基質滲透率。

2）由于壓裂液濾失導致的高分子聚合物吸附及壓裂液中不溶物濾失造成的裂縫壁面滲透率傷害，這種情況出現在壓裂改造過程中。建議采用轉向酸化或酸壓來進行補救。盡管壓裂后形成的濾餅作用會降低酸液的濾失，但是普通酸液在突破一個點后會大量濾失，影響酸液對裂縫的全面改造效果。通過轉向轉向劑或酸液自轉向來改變注酸流動剖面，就可以有效地提高酸液在裂縫中的作用距離。

要求酸液有轉向或自動轉向功能，通過減少酸液“指進”現象到達裂縫內均勻布酸。通過更低的濾失系數減少酸液在裂縫內單點損失，通過更強的溶蝕能力溝通原有裂縫(孔喉)通道的堵塞物及前期多次酸化產生副產物，提高儲層整體導流能力。

3）由于流體沖刷作用，儲層中小顆粒的填隙物不斷脫落進入裂縫及壓裂液殘渣等影響，部分脫落物不能進入井筒隨流體產出，而是在支撐劑壁面不斷吸附堆積，隨著油井不斷生產，加之原油中膠質瀝青質等有機垢的堵塞，最終造成支撐裂縫的滲透率傷害。

建議采用常規酸化措施，酸液對裂縫中堵塞物的溶蝕，使裂縫導流能力得到一定程度的恢復，達到增產目的，但一般措施后產液量不會超過措施前穩產期水平。若想達到更好的效果可以采用前置酸壓裂，在解除裂縫堵塞的同時擴大裂縫規模，增大泄油面積來提高產量。

3 儲層改造現場應用效果評價

2013年姬塬油田延長組共實施老井酸改造措施179口，其中主要應用了酸化、前置酸壓裂、酸蝕多縫體積壓裂及高黏強溶蝕酸轉向酸化4種工藝。

常規酸化盡管能夠對地層中的垢起到溶蝕解除作用，但由于常規酸液會沿著反應通道大量濾失，深入濾失的酸液在解堵的同時將注入水流動通道疏通，導致措施后含水上升，增油效果相對較差。酸蝕多縫體積改造中酸量較大且擠酸排量較高，與常規酸化溝通注入水原理相似，導致措施后含水上升幅度較大，而前置酸壓裂由于低擠酸排量，小酸量改造，有效地控制了含水上升，增有效果明顯。在堵塞壁面反應解除堵塞后自轉向，不但不會深入濾失，還可以解除更多的近地層堵塞壁面，創造更多的油流通道，措施后在提高液量的同時控制含水上升來，進而取得較好的改造效果。

姬塬油田2013年延長組儲層改造后累計增油30 514.63t，平均日增油0.97t/d，平均單井累計增油170.47t。

4 結論

1）姬塬油田延長組儲層粘土礦物以蒙脫石、高嶺石、綠泥石為主，地層水含大量的Ca2+、Mg2+等離子，易形成有機結垢堵塞傷害。

2）姬塬油田注入水的不配伍及水中懸浮物影響，將對油井近井地帶儲層造成傷害。

3）油井壓裂過程中壓裂液濾失滯留、水不溶物及破膠殘渣對儲層將造成不同程度的傷害。

4）根據不同的傷害機理分別提出了酸改造方式及酸液的性能要求，現場應用整體改造取得了較好的增油效果。

[1]劉萬琴，黃志紅，肖家彬，等.新油田老二區儲層傷害因素分析及防治措施[J].石油天然氣學報，2010，32（4）：342-345.

[2]張曉莉，楊柳.甘肅隴東地區長8油藏儲層損害研究[J].鉆采工藝，2005，28（4）：100-101.

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[4]陳武，賴璐，梅平，等.油田作業液儲層損害機理試驗研究[J].石油天然氣學報，2009，31（3）：95-98.

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