姬塬油田D3区C1油藏暂堵酸化工艺应用评价

2017-03-03侯海峰中国石油长庆油田分公司第三采油厂宁夏银川750006

化工管理 2017年27期

侯海峰(中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006)

侯海峰(中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006)

姬塬油田D3区C1油藏主要为三角洲前缘水下分流河道沉积，属于特低渗岩性油藏。油藏地层水水型为氯化钙水型，与注入水配伍性较差，油井见水后在近井地带发生堵塞，造成油井油量下降，含水上升。本文主要对C1油藏见水机理进行分析，并分析暂堵酸化解堵技术在实际应用中的效果。

特低渗油藏；暂堵酸化；压力保持水平；挤酸压力

姬塬油田D3区C1油藏位于陕北斜坡的姬塬东部斜坡，于2003年钻探评价井D3时发现，该井测井解释油层23.2m，平均渗透率1.08×10-3μm2，平均有效孔隙度为12.3%，是典型的“三低”油藏（低孔、低渗、低压）。

1 沉积概况

该区域内主要含油层C1组为三角洲前缘及水下分流河道沉积相；延长统时期，该层组受控于三角洲前缘沉积及水下分流河道相沉积，砂岩发育，形成了良好的油气储集条件。

1.1 岩性特征

该区油藏砂岩为粉-细粒长石砂岩为主，长石含量为50.2%，石英含量为23.6%，岩屑含量为8.9%，胶结类型为孔隙-薄膜式胶结；填隙物含量为11.09%，填隙物铁方解石、绿泥石、水云母为主，还有少量的高岭石、长石质等。

1.2 地层水的性质

该区地层水为CaCl2型，地层水的总矿化度42.3-115.2 g∕l，平均为72.1g∕l，PH值平均6.4，呈弱酸性，表现为陆相湖泊型，油藏封闭性较好。

1.3 储层的非均质性

该区C1储层平面上非均质性较强；孔隙度、渗透率的平面分布受到沉积砂体的控制，水下河道发育的区域砂层厚度大，孔隙度、渗透率相对较高；水下河道不发育的区域砂层厚度相对较薄，孔隙度、渗透率也较低。

2 油井动态特征

经过近十年的开发动态总结，该区油井动态主要表现为三类，平稳见效型、孔隙见水型、产降型。

2.1 平稳见效型

平稳见效动态主要表现为三升一稳，即油井液量上升、油量上升、动液面上升、含水稳定；从地层压力测试来看，地层能量逐渐平稳回升；主要通过剖面调整和注采调整均衡剖面达到平稳见效,这类油井比例占39%。

2.2 孔隙见水型

随着注水时间的延长，油井含水逐渐上升，见水油井动态主要表现为日产液量、日产油量、含盐下降、含水率上升、动液面平稳（即孔隙型见水），该类油井比例占28%。该油藏地层水中的Ca2+、Mg2+阳离子含量较高，同时该区的注入水为洛河水，成垢HCO3-、SO42-阴离子含量较高。如果两种水型在地层混合，产生的硫酸盐沉淀（CaSO4、MgSO4）可能会对低渗储层产生伤害，在一定条件下会堵塞渗流孔道，降低储层的渗透率。

2.3 产降型

产降型动态表现为三降一稳，即日产液、日产油、动液面下降，含水稳定，保持低含水；主要由于初期注水滞后或者后期注水调整不及时导致油井产量逐渐下降，主要通过后期强化注水补充地层能量再适时措施增产；这类油井比例占16%。

3 暂堵酸化解堵工艺的应用

孔隙见水型油井在油田开发中比例高，见水后产能损失严重，通过近些年的矿场实践总结，该类油井实施暂堵酸化后解堵效果明显，达到恢复油井产能的效果。

3.1 暂堵酸化工艺解堵机理

暂堵酸化工艺解堵技术是把聚丙烯酰胺溶液携带暂堵剂先打入地层，封堵高渗透、大孔道地层或裂缝，所采用暂堵剂具有酸不溶、水不溶、油溶特性。当酸化结束后，在出油孔道中由于原油浸泡作用将会自行解堵，与此同时对于出水孔道具有一定封堵作用，最终达到酸化解堵低渗油层，达到增油堵水目的。该工艺克服了常规酸化会造成酸化过程中酸液的“指进”，导致酸液很少进入或根本无法进入低渗透层、或被堵塞及污染的出油孔道，从而造成油井酸化后含水上升，增油效果不明显。

3.2 措施选井

从该油藏的暂堵酸化效果分析来看，油井初期产量大于5t，长期保持高产，后期见水后产降，这类油井措施后单井日增油75%以上，并且措施有效期大于200天。暂堵酸化解堵效果较好的油井主要具有以下特征，油层的物性较好，初期产量较高，开发中有注水见效过程，见水堵塞后产量明显下降，动态表现为典型的孔隙型见水；同时开发试井显示地层能量较高。