西峰油田长8储层增注工艺研究

第１５卷第２期２００８年３月西峰油田处于伊陕斜坡的西南部，属三叠系延长组，主要生产层为长８层，平均孔隙度为１０．５％，平均渗透率为２．２×１０－３μｍ２，属低孔低渗储层，但层内非均质性严重，微裂缝发育。

原始地层压力１６．５８ＭＰａ，饱和压力１３．０２ＭＰａ，为特低渗、高饱和岩性油藏，未见边底水，属弹性溶解气驱动，自然能量不足［１］。

西峰油田自２００１年开发以来，目前油井开井１０５３口，产液量３６０７ｔ・ｄ－１，产油量２８３５ｔ・ｄ－１，综合含水率２１．４％；水井开井３７５口，油压１５．１ＭＰａ，套压１５．０ＭＰａ，实注水量１１５９７ｍ３・ｄ－１。

从西峰油田２００５年注水井情况看，投注后主要表现为初期注水压力高，压力上升速度快，达不到配注的井数较多。

当年新投注水井１３２口，水量配注６２７０ｍ３・ｄ－１，实注４９０９ｍ３・ｄ－１，欠注１３６１ｍ３・ｄ－１。

投注井初期平均油压１３．８ＭＰａ，套压１３．７ＭＰａ，目前平均油压１５．３ＭＰａ，套压１５．１ＭＰａ，压力在１５ＭＰａ以上的有４５口井，占新投注水井总数的３４．１％，投注初期有８３口井达不到配注要求，目前有３２口井因注水压力高、地层吸水差而达不到配注要求。

１注水压力升高原因分析１．１初期注水压力升高原因１．１．１油层致密从达不到配注的２９口井储层物性看，平均渗透率０．７９×１０－３μｍ２。

由于储层物性差，高压下以微裂缝吸西峰油田长８储层增注工艺研究顾燕凌何举涛樊红旗何志英（长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆城７４５１００）文章编号：１００５－８９０７（２００８）０２－１１３－０３摘要西峰油田是近年来国内发现的少有的几个整装油田之一，对长庆油田上产、稳产具有重要意义。

但随着开发时间的延长，油水井堵塞问题日益严重，欠注水井逐年增多，严重影响了油田的稳产及高效开发。

根据西峰油田长８储层特征和注水现状，分析了注水压力升高原因，对前期增注工艺效果进行了评价。

在此基础上，近几年在西峰油田长８储层开展了氧化型深部酸化增注工艺试验，并对压裂增注工艺进行了改进，取得明显效果，油田开发形势得到一定改善。

通过对２种增注工艺的适应性、优缺点及措施效果的评价，提出了西峰油田下一步增注工艺的方向。

关键词西峰油田增注压裂深部酸化效果评价中图分类号：ＴＥ３５７．１＋４文献标识码：ＡＲｅｓｅａｒｃｈｏｎｅｎｈａｎｃｉｎｇｉｎｊｅｃｔｉｖｉｔｙｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｉｎＣｈａｎｇ８ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆＸｉｆｅｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＧｕＹａｎｌｉｎｇ（Ｎｏ．２ＯｉｌＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＰｌａｎｔｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＣＮＰＣ，Ｑｉｎｇｃｈｅｎｇ７４５１００，Ｃｈｉｎａ），ＨｅＪｕｔａｏ，ＦａｎＨｏｎｇｑｉ，ｅｔａｌ．ＸｉｆｅｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄｉｓｏｎｅｏｆｔｈｅｕｎｗｏｎｔｅｄｕｎｉｔａｒｙｏｉｌｆｉｅｌｄｓ．Ｉｔｗａｓｄｉｓｃｏｖｅｒｅｄｉｎｒｅｃｅｎｔｔｗｏｙｅａｒｓ．ＮｏｗｉｔｈａｓｂｅｃｏｍｅｔｈｅｉｍｐｏｒｔａｎｔｐａｒｔｉｎＣｈａｎｇｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄ．Ａｓｔｈｅｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎｔｉｍｅｂｅｃｏｍｅｓｌｏｎｇｅｒ，ｔｈｅｐｌｕｇｇｉｎｇｏｆｏｉｌ"ｗａｔｅｒｗｅｌｌｉｓｇｅｔｔｉｎｇｍｏｒｅａｎｄｍｏｒｅｓｅｒｉｏｕｓａｎｄｔｈｅｕｎｄｅｒ"ｉｎｊｅｃｔｅｄｗｅｌｌｓｉｓｒｉｓｉｎｇ．ＴｈｅｓｔａｂｌｅａｎｄｅｆｆｉｃｉｅｎｔｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆＸｉｆｅｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄｈａｓｂｅｅｎｓｅｖｅｒｅｌｙａｆｆｅｃｔｅｄ．ＢａｓｅｄｏｎｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｗａｔｅｒｉｎｊｅｃｔｉｏｎｓｔａｔｕｓｏｆＣｈａｎｇ８ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｔｈｅｒｅａｓｏｎｓｆｏｒｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｄｉｎｊｅｃｔｉｏｎｐｒｅｓｓｕｒｅａｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｔｈｅｐｒｅｌｉｍｉｎａｒｙｔｅｃｈｎｉｃａｌｒｅｓｕｌｔｓｂｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎａｒｅｅｖａｌｕａｔｅｄｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ．Ｏｎｔｈｉｓｆｏｕｎｄａｔｉｏｎ，ｔｈｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｔｅｓｔｓｗｉｔｈｄｅｅｐｏｘｉｄａｔｉｏｎａｃｉｄｉｚｉｎｇｈａｖｅｂｅｅｎｃａｒｒｉｅｄｏｕｔｉｎＣｈａｎｇ８ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎｃｅ２００５．Ｂｅｓｉｄｅｓ，ｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｉｎｊｅｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｉｓｉｍｐｒｏｖｅｄｗｉｔｈｎｏｔｉｃｅａｂｌｅｒｅｓｕｌｔｓ，ｗｈｉｃｈｉｍｐｒｏｖｅｓｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｓｉｔｕａｔｉｏｎｏｆｔｈｉｓｏｉｌｆｉｅｌｄ．Ａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｔｗｏｉｎｊｅｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇｔｈｅａｄａｐｔａｂｉｌｉｔｙ，ａｄｖａｎｔａｇｅｓａｎｄｄｉｓａｄｖａｎｔａｇｅｓａｎｄｅｆｆｅｃｔｓ，ｔｈｅｄｉｒｅｃｔｉｏｎｏｆｎｅｘｔｓｔｅｐｔｏｉｎｃｒｅａｓｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎｒａｔｅｉｓｐｕｔｆｏｒｗａｒｄ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＸｉｆｅｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄ，ｅｎｈａｎｃｉｎｇｉｎｊｅｃｔｉｖｉｔｙ，ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ，ｄｅｅｐｏｘｉｄａｔｉｏｎａｃｉｄｉｚｉｎｇ，ｅｆｆｅｃｔｅｖａｌｕａｔｉｏｎ．收稿日期：２００７－０７－１６；改回日期：２００７－１２－１４。

作者简介：顾燕凌，女，１９７４年生，工程师，１９９８年毕业于大庆石油学院，现从事油水井措施改造研究工作。

电话：（０９３４）８５９７４２７，Ｅ－ｍａｉｌ：ｇｕｙｌ＿ｃｑ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ。

断块油气田ＦＡＵＬＴ－ＢＬＯＣＫＯＩＬ＆ＧＡＳＦＩＥＬＤ１１３断块油气田２００８年３月第１５卷第２期水为主，启动压力高，造成部分井达不到配注要求。

１．１．２近井污染在钻井过程中，虽然对钻井液配方进行优化，强化油层保护，但仍有部分液体滞留在储层内，储层物性进一步变差，近井地带堵塞。

１．２投注后压力升高原因１．２．１敏感性通过对西１９井、西２６－２５井、西２８－３１井、西２９－１９井长８层岩心进行室内敏感性评价分析，储层为中等水敏—弱水敏。

实验结果表明，２０个岩样中，渗透率伤害率大于１０％的有１５个，未观察到岩心伤害或伤害率低于１０％的只有５个。

说明西峰油田长８储层存在水敏伤害的现象十分普遍，伤害程度由５．９６％到５２．５％不等。

储层的水敏性是导致注水压力上升的原因之一。

１．２．２配伍性西峰油田长８储层水型以ＣａＣｌ２为主，矿化度为４９￣５８ｇ・Ｌ－１。

注入水水型以ＮａＨＣＯ３为主，矿化度为０．６￣０．７ｇ・Ｌ－１，ｐＨ值为６￣７。

室内进行了注入水与地层水配伍性实验，由于地层水含有较高的Ｃａ２＋、Ｍｇ２＋，部分井含有Ｂａ２＋，注入水含ＨＣＯ３－、ＳＯ４２－，因此注入水与地层水混合后能产生垢物，垢型以碳酸钙和硫酸钡为主。

由于注入水与地层水配伍性差，导致水井近井地带结垢，这是注水压力上升的原因之一。

结垢现象会随注入水波及范围的增大而更加严重。

１．３投注方式的影响西峰油田普遍采用射孔、射孔＋爆压措施方式投注，个别井采用压裂方式投注。

由于投注初期对油层的改造强度小，随着注水时间的延长，导致注水压力上升。

从图１可以看出，采用压裂方式投注后，注水压力上升缓慢；采用射孔和爆压方式投注后，注水压力上升较快，而且爆压后的注水压力上升幅度大于射孔。

因此，投注方式是影响注水压力上升的一个原因，但不是主要因素。

图１不同方式投注后注水压力变化趋势２前期增注工艺效果评价２．１压裂针对注水压力高、欠注程度大的注水井，进行了压裂增注工艺技术试验。

试验１１口井，有效８口井，有效率７２．７％，平均单井注水压力下降０．６ＭＰａ，单井增注水量１８ｍ３・ｄ－１，取得了一定效果。

由于西峰油田微裂缝较发育，压裂后注入水会沿裂缝方向推进，容易导致裂缝方向上的油井过早见水或暴性水淹，不利于油田长期稳产，因此对选井原则、施工参数还有待进一步优化。

２．２爆压针对储层物性较好、注水压力高、欠注程度不大的注水井，进行了爆压增注工艺技术试验。

试验４口井，有效２口井，有效率５０％，措施后平均单井注水压力下降０．１ＭＰａ，单井增注水量１．０ｍ３・ｄ－１，措施效果较差，不能作为西峰油田水井增注的有效途径。

２．３注水质稳定剂针对储层物性较好、注水压力高、压力上升速度快的注水井，进行了水质稳定剂降压增注技术试验。

试验５口井，有效４口井，有效率８０％，平均单井注水压力下降０．８ＭＰａ，单井增注水量３ｍ３・ｄ－１，措施效果不明显，有效期短（平均一个月左右），不能作为西峰油田水井增注的有效途径。

３增注方式优选鉴于西峰油田欠注井较多，不利于油田长期稳产，针对前期增注工艺效果差的现状，近年来在西峰油田进行了氧化型深部酸化增注工艺试验，并对压裂增注工艺进行了改进。

３．１氧化型深部酸化工艺试验氧化型深部酸化工艺技术是针对油层存在有机、无机双重深部堵塞污染开发出来的一种解堵工艺技术，具有穿透距离远、对堵塞物溶解范围广、对管柱的腐蚀性低、对储层无伤害等多项优点，兼具传统各种酸化工艺的特点，是各种砂岩油层理想的解堵工艺［２］。

该工艺从１９９８年引进以来，先后在１００余口井上进行了试验，有效率达到９０％以上。

试验１６口井，有效１４口井，有效率８７．５％，平均单井油压降低１．１ＭＰａ，增注水量２２ｍ３・ｄ－１，累积增注５２２１９ｍ３，平均措施有效天数２１４ｄ。

现场试验表明，该工艺基本能够解决西峰油田注水井降压增注难的问题。

深部酸化增注技术在西峰长１１４第１５卷第２期２００８年３月８储层的成功应用，说明该酸液体系与西峰油田储层的配伍性好，不会存在二次污染，可以推广应用。

由于酸液体系中的缓速酸作用，酸液进入地层深，反应时间长，堵塞物溶解较彻底，达到了长期有效的目的。

油藏中部井酸化效果好于边部井。

试验的１６口井中，油藏中部有１０口井，边部有２口井，接近边部有４口井；其中有效井１４口，油藏中部有效率１００％，边部有效率５０％，接近边部有效率７５％。

通过在油藏不同区域的试验，说明该酸液体系可有效改善基质渗透率，对于物性特别差的储层，由于改善程度有限，效果不理想。

油藏边部试验２口井———西２３－０１５井和西２５－０１１井，酸化后西２５－０１１井无效。

通过油层电性参数分析，西２５－０１１井的渗透率只有０．９８×１０－３μｍ２，西２３－０１５井的渗透率为３．７２×１０－３μｍ２。

因此，渗透率是影响西２５－０１１井酸化效果的重要因素。

接近油藏边部试验４口井———西３７－１４井、西２５－１８井、西３５－０３５井和西２８－３９井，酸化后西３７－１４井无效。

通过油层电性参数分析，西３７－１４井的孔隙度为９．８１％，而其余３口井的平均孔隙度为１１．４９％。