郑 勇

中国石化胜利油田分公司现河采油厂

0 引言

现河低渗油藏构造上位于东营凹陷中央隆起带西段以及牛庄洼陷，埋藏深，主要含油层系为沙三段，储层物性差，渗透率低(1～50 mD)，孔喉半径小(1.4～3.5 μm)，平面及纵向非均质性严重，导致低渗油藏整体欠注严重，特别是对于物性相对较差的低孔低渗区域，受储层条件、黏土矿物组分、润湿性、储层流体性质等因素影响[1- 3]，长期欠注无有效增注手段，造成储量难以动用。近年来行业内对于酸化增注的研究主要以酸液体系的配方为主[4- 6]，国内外一些专家先后提出了不同类型的缓速酸液体系，建立了相应的酸化模型[7]，增注工艺技术方面很多油田也相应地提出了一些酸化工艺技术的应用新模式[8- 9]，诸如注水井连续注入酸化技术[10]、一步代多步的酸化等增注技术，可以实现物性相对较好储层的增注解堵，但对于低孔低渗储层增注仍旧没有突破性进展[11]。本文主要针对现河某典型低渗单元为研究对象，开展了分级溶蚀增注技术的研究及矿场实践，取得了增注技术突破，实现了低孔低渗油藏水驱有效动用。

1 技术研究背景

低渗油藏具有典型的非达西渗流特点，渗透率与平均孔喉半径呈正相关，从岩心微观孔隙的渗透率关系发现，渗透率差异主要受吼道半径影响。R单元为典型滑塌浊积岩性砂岩低渗油藏，储层平面物性差异大，区域差异明显，以同层核部区域A井、扇中区域E井及扇缘区域F井岩心为研究对象，开展三维岩心数字测试研究，见图1～图3。

图1 A井岩心三维扫描

图2 E井岩心三维扫描

图3 F井岩心三维扫描

图中标注颜色部分为岩心孔隙，不同颜色的孔隙之间不连通，其中A井孔隙连通性最好，位于油藏核部区域，连通孔隙分布均匀；F井的孔隙连通性最差，位于油藏边部，孔隙不发育，分布不均匀，彼此不连通。

不同区域3口井岩心三维数字扫描数据见表1。从表1可知，地层孔隙度接近，因连通性不同，导致渗透率差异大。

表1 不同区域3口井岩心三维数字扫描数据表

通过以上认识，进一步明确了孔喉半径小、孔隙联通状况差是影响吸水能力的主要原因。在常规酸化增注技术理论体系的指导下，结合储层黏土矿物构成，文章针对物性较差的低孔低渗储层，提出了分级溶蚀的增注技术。

2 室内评价研究

2.1 分级溶蚀增注技术原理

该技术能够扩大孔喉、增进孔喉连通。根据储层物性特点，以岩石黏土矿物构成为基础，结合孔喉分布状况及孔喉处黏土矿物分布构成，优化不同酸液体系，分级注入针对性较强的酸液体系，由孔喉内部向外逐级溶蚀，实现扩大孔喉、提高渗流通道、增进孔喉连通的目的。本文以R单元不同区域岩心为研究对象，开展室内实验评价研究。

2.2 矿物组分构成分析

岩心黏土矿物组分一般以绿泥石、高岭石、伊利石、蒙脱石为主。为明确区域差异性，针对R单元A井、E井、F井同层岩心进行X-RD射线衍射分析，三口井岩心黏土矿物含量存在一定差异，其中高岭石、绿泥石、伊利石差异较大(表2)。

表2 黏土矿物分析结果

2.3 酸液体系的优选评价

针对R单元不同区域储层的差异及黏土矿物的构成，开展常温下单一酸液最优溶蚀实验，从常规多种酸里优选出O、P、N三种酸液。在90 ℃条件下，针对单一黏土矿物，在不同浓度、不同反应时间下各类酸单独作用时的溶蚀效率实验中，最终优选出了溶蚀单一矿物的最佳酸液。从图4～图6可见，相同浓度的酸液体系，溶蚀率随反应时间增加而增大；同等时间下，温度从常温升高至90 ℃，不同的黏土矿物溶蚀率能够上升3%～8%。

图4 不同温度12%O酸对绿泥石的溶蚀曲线

图5 不同温度4%N酸对伊利石的溶蚀曲线

图6 不同温度6%P酸对蒙脱石的溶蚀曲线

2.4 用酸顺序优化实验

根据优选出的酸液体系分别以R单元三口井岩心为实验对象，开展单一+组合溶蚀实验对比，组合酸的溶蚀效果明显好于单一酸液。通过溶蚀前后的电镜照片对比，采用O-P-N用酸顺序时，A井和E井岩心孔喉胶结物和堵塞物得到有效清除，孔吼半径明显扩大，见图7～图10。该实验过程为首先注入O酸溶解碳酸盐类矿物并保持pH值，减少沉淀物的产生，然后让环境中充满P酸，最后注入N酸，当N酸消耗后，P酸可以通过水解产生N酸。通过优化注酸顺序可以实现不返排的增注模式。

图7 A井岩心溶蚀前电镜扫描

图8 A井岩心溶蚀后电镜扫描

图9 E井岩心溶蚀前电镜扫描

图10 E井岩心溶蚀后电镜扫描

2.5 酸岩流动溶蚀实验

根据地层压力、温度条件开展不同注酸程序对岩心进行酸岩反应。选取A井、E井、F井岩心为酸液流动实验对象，设计围压20 MPa，注酸速率均为6 mL/min，前置酸、后置酸统一选用1 PV，主体酸选用2 PV，实验对比优选出了O-P-N酸液组合为最优溶蚀体系。综合酸岩流动实验、黏土矿物静态溶蚀实验，评价出不同组分条件下的O-P-N最优酸液配比，如表3所示。

表3 不同组分下O-P-N最优酸液配比推荐表

2.6 酸驱前后岩心孔隙分析

选取A井岩心进行最优酸液体系驱替实验，并对驱替前后的岩心CT扫描后进行三维数字建模，对比酸液驱替前后孔隙联通变化状况。酸液驱替前后孔隙连通情况，如图11所示。酸驱前后岩心三维数字模型表明孔隙体积并没有明显增加或者降低，酸驱之后连通孔隙占主孔隙体积大幅提高。

图11 A井岩心酸驱前后三维数字模型

将T2弛豫时间从0.01～10 000 ms分为0.01～1 ms、1～10 ms、10～100 ms、100～10 000 ms，分别代表微孔、小孔、中孔和大孔四类孔隙类型，采用最优酸液驱替后，中孔、大孔的孔隙占比明显增加(见表4)，起到了扩孔增进连通的目的。

表4 不同注入阶段下各类孔隙占比

3 现场应用

R单元累计实施分级溶蚀增注10井次，增注井组生产数据明显好转，在控制递减的同时，实现井组日产液、日产油稳升，见图12。在此基础上，在其他单元开展了技术推广应用，累计实施24井次，同期对比增注有效率由28%提升至96%，平均单井初增水量7.6 m3/d提升至24.7 m3/d，平均有效期由31 d提升至230 d且仍旧有效，累计增加有效注水5.6×104m3，其中11个井组明显见效，累计增油0.5×104t，恢复水驱储量187×104t。

图12 R单元分级溶蚀井组生产变化曲线

4 结论

(1)通过微观孔隙研究，低孔低渗油藏制约有效注水的关键因素为孔喉半径小、孔隙连通差，导致渗透率低。

(2)针对不同区域黏土矿物成分构成分析，经过室内实验优选评价分级溶蚀酸化配方体系，通过岩心驱替及三维数字研究验证了技术的可靠性。

(3)对研究结果进行了矿场实践，现场应用证明该技术打破了低孔低渗长期增注无手段的技术瓶颈，为低渗油藏水驱有效开发开辟了新的技术思路。