水敏储层注水开发技术

水敏储层注水开发技术
刘国静
【摘要】@@%苏德尔特油田贝16断块储层由于不稳定组分含量高,随着埋藏深
度的增加砂岩孔隙度逐渐减少.注水开发过程中,不但要解决黏土矿物遇水膨胀问题,还要兼顾凝灰质遇水产生水化问题.室内实验与现场试验结果表明,对水敏储层,在水驱过程中使用与储层配伍性较好的黏土稳定剂,能有效地控制储层中黏土矿物的水
化膨胀、分散运移,减少注入水对储层产生的伤害,提高采出程度.针对苏德尔特油田兴安岭储层研究的防膨型酸液体系及防运移型酸液体系,室内岩心渗透率提高201％,不同酸液体系提高了酸液防敏性,保证了酸化效果.
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2013(032)002
【总页数】2页(P9-10)
【关键词】水敏储层;黏土稳定剂;注水;措施改造
【作者】刘国静
【作者单位】大庆油田采油一厂
【正文语种】中文
苏德尔特油田贝16断块兴安岭油层砂岩发育，分布稳定，单井平均厚度275.9 m，厚度大于300 m区域在贝16井及开发试验区沿北西向分布，向两侧减薄，属于
含凝灰质水敏砂岩油藏。

兴安岭油层Ⅰ、Ⅱ油层组以凝灰质砂砾岩、纹层状沉凝灰岩—凝灰质砂砾岩为主。

Ⅲ油层组岩性较为复杂，主要为凝灰质砂砾岩、凝灰质
砂岩、粉砂岩和泥岩。

Ⅳ油层组岩性为玻屑流纹质凝灰岩和凝灰质砂岩、粉砂岩和泥岩。

储层由于不稳定组分含量高，随着埋藏深度的增加，砂岩孔隙度逐渐减少。

在1 400 m深度以内孔隙度大多大于20%，1 400～2 000 m深度内，孔隙度为10%～20%，1 800 m以下，孔隙度小于10%。

大多数井段砂岩平均渗透率低，一般小于1×10-3μm2，特别是在1 600 m以下，很多井段渗透率小于0.1×10-
3μm2。

渗透率低、不稳定成分含量高，使得贝16区块在施工中极易伤害油层，
如果保护措施不当，就会造成无法弥补的后果。

苏德尔特油田贝16区块的黏土矿物主要为蒙皂石、伊利石、高岭石、绿泥石和伊利石/蒙皂石混合层矿物。

其中在埋深小于1 600 m时，黏土矿物主要由蒙皂石、伊利石、高岭石、绿泥石组成；在1 600 m以下主要由伊利石、高岭石、绿泥石
组成。

这些黏土矿物有一部分是自生的，但更多的是由凝灰质变化而来，因此分散性很强，对施工影响较大。

蒙皂石主要集中在1 200～1 400 m，正好处于Ⅰ、Ⅱ油组，因此在这一深度内应充分考虑膨胀的影响。

在此深度以下，蒙皂石含量很快下降，在1 600 m以下基本消失，Ⅲ、Ⅳ油组大都处于这一深度，因此在Ⅲ、Ⅳ
油组水化膨胀的影响是次要的，岩石的膨胀性主要来自于颗粒的分散，见图1。

2.1 储层水敏性
储层的水敏性是指与地层流体不配伍的外来流体进入地层后引起的黏土膨胀、分散和运移，从而导致渗透率下降的现象。

造成储层强水敏主要原因是因为储层内部存在强水敏黏土矿物。

苏德尔特油田贝16断块含凝灰质水敏砂岩油藏储层水敏伤害分为两类：在兴安岭上部，由于储层中蒙皂石普遍存在，而且黏粒总量较高，因此黏土膨胀的影响较大，其水敏性程度主要是由蒙皂石膨胀引起的。

在兴安岭群下部，黏土以高岭石、伊利石、绿泥石为主，水化膨胀的影响较小，但高黏土含量及凝灰质的存在，使颗粒分
散加剧。

现场地层水和注入水分析结果表明，注入水的矿化度比地层水小一半，矿化度的降低必然会造成分散的加剧，使渗透性降低。

13口井20块岩样的水敏性
测定结果表明：储层的水敏指数变化范围在0.37～0.77之间，平均值为0.63，属于中等偏强水敏储层[1]。

图2是两条注入水驱替对岩心的伤害率曲线。

由图2看出，在注水初期，随着注
入倍数的增加，渗透率逐渐下降，当达到一定注入倍数后，水相渗透率达到稳定值。

德106—203a井岩样的实验结果显示，注入水进入储层后比原始地层水渗透率降低了52%左右。

2.2 储层的酸敏性
酸化的目的是使井眼附近地层的渗透率得到改善，但是若酸化所用酸型与地层不配伍，就会产生酸敏，造成严重的地层伤害。

地层矿物是引起酸敏性的直接原因，酸敏也是敏感性中最复杂的一类[2]。

对苏德尔特油田贝16断块德106—203A井9块岩芯样品进行室内酸化实验，酸化后有6块样品的渗透率得到提高，渗透率变化值在0.6×10-3～40.6×10-3μm2之间。

经薄片鉴定初步统计，在该井砂岩样品中含有丰富的碳酸盐，有些样品中碳酸盐的含量超过了30%，再加上长石、绿泥石等酸敏性矿物的存在，对酸化是有
利的。

另一方面，考虑到由于凝灰质的大量存在，酸化虽然可改善油层的渗透性，但酸液的进入使颗粒产生松动，分散加剧，不稳定性增强，将会影响酸化后的稳产周期[3]。

（1）针对兴安岭油层凝灰质遇水分散、迁移和蒙脱石遇水膨胀的双重水敏伤害，优选出新型黏土稳定剂。

兴安岭油层黏土含量24%，其中蒙脱石占6%～24%，
水敏指数为0.64～0.87。

通过室内实验研究，兴安岭油层Ⅰ、Ⅱ组选择QY—138固体黏稳剂，浓度为1.5%。

室内岩心浸泡实验表明，注入水浸泡2天后，岩心分散，而加入黏稳剂2个月后无明显变化。

现场试验Ⅰ、Ⅱ组注入1.5%的固体
QY—138黏稳剂后，注水状况得到改善。

于2005年7月开始Ⅰ油组注水井转注QY—138型固体黏稳剂，投注初期平均注水压力为11.4 MPa，注水量为62 m3，1年后，平均注水压力为10.2 MPa，注水量为60 m3，注入压力下降，注入量保持稳定；视吸水指数上升，由0.17 m3/(d·m·MPa)上升到0.3 m3/(d·m·MPa)；
吸水厚度增加，砂岩吸水厚度由原来的18.2 m增加到29.7 m；动用程度由43%增加到67%。

根据不同浓度黏稳剂驱替室内实验研究，2009年7月，浓度由1.5%降至1.3%；2010年9月，浓度由1.3%降至1.0%，降浓度后注水效果稳定。

注
水压力13.0 MPa，日注水量270 m3。

（2）针对双重水敏储层，开展酸液配方室内评价和现场研究，研制了抑砂型与醇基防膨型酸液体系增注技术。

针对储层非均质现象严重、黏土含量高、具有较强的酸敏现象等特点，通过室内研究，确定了两套配方：易遇水膨胀的I、II油组研究
了醇基防膨型酸配方；存在微粒运移现象的III、IV油组研究了抑砂型酸配方。

两
套酸液配方溶蚀率分别达到了13.47%和12.95%。

岩芯驱替实验结果表明，各块
岩芯酸后渗透率平均提高了201.7%。

另外，残酸清澈透明，说明新配方避免了
Si(OH)4胶体沉淀的生成。

在施工工艺方面研究了分层酸化及注酸性保护剂工艺技术，在贝16断块7口井进行了现场施工，有效井6口，初期平均注水压力下降了2.0 MPa，平均单井日增注16 m3，平均有效期达到了305 d，平均单井累计增
注3 007 m3，增注效果显著。

（1）苏德尔特油田贝16断块兴安岭储层水敏性是由蒙皂石遇水膨胀和凝灰质遇
水分散、水化双重因素引起。

注水开发过程中，不但要解决黏土矿物遇水膨胀问题，还要兼顾凝灰质遇水产生的水化问题。

（2）室内实验与现场结果表明，对水敏储层，在水驱过程中使用与储层配伍性较好的黏土稳定剂，能有效地控制储层中黏土矿物的水化膨胀、分散运移，减少注入水对储层产生的伤害，提高采出程度。

（3）针对苏德尔特油田兴安岭储层分别研究的防膨型酸液体系及防运移型酸液体系，室内岩心渗透率提高201%，不同酸液体系提高了酸液防敏性，保证了酸化效果。

【相关文献】
[1]曹维政，张获楠，李建民，等．海拉尔盆地贝301区块注水开采室内研究[J]．大庆石油地质与
开发，2004，23（1）：35-37．
[2]曹维政，杨清彦，石京平，等．葡西油田储层敏感性实验分析[J]．大庆石油地质与开发，2002，21（2）：52-55．
[3]张学锋．暂堵酸化工艺技术实验研究及应用[J]．大庆石油地质与开发，2000，19（1）：44-47．。