长庆油田低渗透油藏普遍采用注水开发方式，但因油藏自身地质特点[1]以及注入水配伍性等多方面影响，注水井注入压力总体上呈现逐年上升的趋势[2-3]。同时，部分新建产区块初期注水压力高，且上升快，无法达到有效配注，导致注水井出现长期欠注和注不进现象，地层压力逐年下降，进而严重影响单井产量和采收率。其中，较为典型的Y19区长9储层，孔隙度8.9%，渗透率0.39×10-3 μm2，埋深2 569 m。自建产以来，90%以上注水井存在注不够或注不进的问题，平均单井配注量32 m3，实际日注水量仅15 m3，超过85%的注水井注入压力接近管网限压。长期高压欠注不仅给地面注水系统造成很大压力，同时地层压力保持水平仅为53.4%，单井产量大幅下降，已采取的高能气体压裂、小型水力压裂、酸化等措施降压增注效果差，有效期均不足3个月。
表 1为储层岩石水敏实验数据。从表 1可知，Y19区长9储层表现为中偏强水敏，中偏弱速敏。岩矿成分分析结果显示，引起黏土膨胀的矿物(蒙脱石、伊利石)质量分数达6%。
室内水驱测试表明，水敏性指数达到56.2%，水敏伤害严重。分析认为水敏伤害是引起注水高压的主要因素之一。
采用k100表/界面张力仪测试了在注入水润湿状态下岩心润湿性的变化。实验岩心为Y196岩心，实验用注入水为Y19注水站水样，地层水取自Y298井，进行岩心驱替实验(120天)，结果见图 1。
从图 1可知，储层岩石总体表现为亲水性，接触角在120天内总体呈降低趋势，毛管阻力增加，且注入水引起的变化更加明显。因此，随着注水时间增长，接触角缓慢降低，会使润湿性缓慢发生改变，认为长期注水引起润湿性缓慢发生改变是导致注水压力上升的主要因素之一。
按SY 5523-2006《油田水分析方法》对现场水样进行水质全分析。其中，K+和Na+含量由溶液中正负电荷守恒计算得出，水型采用苏林分类法计算得出[4-5]。根据分析结果(见表 2)，注入水中的SO42-、HCO3-及地层水中的Ca2+、Ba2+、Sr2+等成垢离子含量较高。
JHDG地层动态结垢试验仪测试表明(见表 3)，随着注水量增加，结垢量增多导致地层堵塞，是引起高压欠注的主要因素之一。
针对引起Y19区高压欠注的主要因素，室内开发出一套适合于Y19区的降压增注工作液体系，该体系由低伤害酸液、硫酸盐垢解除剂和纳米疏水材料段塞组成。通过低伤害酸液和硫酸盐垢解除剂清除地层近井地带硫酸盐垢和碳酸盐垢，纳米疏水材料段塞内的纳米材料通过吸附在水驱通道岩石表面，改变岩石表面润湿性降低毛管驱替压力，达到降压增注的目的。
经室内研究确定了低伤害酸液配方为：6%(w)盐酸+13%(w)有机酸+4%(w)含氟化合物+0.5%(w)缓蚀剂+0.5%(w)助排剂+0.1%(w)破乳剂+1%(w)互溶剂。
该酸液在高pH值环境下，具有较强抑制氟化物沉淀的能力，可降低二次沉淀对储层伤害的风险，且具有良好的破乳、缓蚀、助排性能与较高的岩心溶蚀率。溶蚀率测试结果见表 4。
从表 4可知，在85 ℃、2 h条件下，Y19区块的酸液对岩心的溶蚀率为28.83%。随着时间的增加，酸液体系对岩心的溶蚀率明显提高。说明了酸液与岩心反应时存在缓速效应，可以使酸液在储层内作用距离更远。
岩心流动效果评价实验是在室内采用高温高压岩心流动实验仪，通过岩心静态伤害实验进一步评价低伤害酸液液体系对研究储层的适应性。实验用岩心为Y19区块长9层岩心，实验温度为85 ℃，实验结果见图 2。
由实验结果可得出，该酸液对研究区岩心伤害率为-15.8%。表明酸液进入岩心后，储层渗透率得到明显改善，无二次沉淀伤害，对储层有较好的适应性。
室内确定硫酸盐垢解除剂配方为：30%(w)多元螯合剂+5%(w)渗透剂+7%(w)溶垢剂。
取经过处理(除碳酸盐垢、无机盐和有机质)的现场垢样，室内用硫酸盐垢解除剂进行了溶垢测试实验，结果见图 3。
从图 3可知，硫酸盐垢解除剂对硫酸钙垢、硫酸钡垢和硫酸锶垢的溶垢率分别为83.5%、17.8%和25.0%。
利用强吸附超疏水材料吸附在地层微孔道表面，形成纳米吸附层，使孔壁表面变为强疏水性[6]，不但能较大幅度地降低高压下水的流动阻力，使岩石表面松散的弱吸附水易于被驱替出来，水膜变薄，从而有效扩大渗流孔径，提高地层孔隙喉道的有效体积。而且纳米微粒包覆在黏土表面，能够阻止注入水的浸入，起到防止黏土膨胀的作用，从而达到降压增注的目的。
室内研究确定了适合于Y19区的纳米疏水材料段塞配方为：22%(w)疏水降压增注剂+5%(w)吸附剂+5%(w)渗透剂。
将Y19区岩心制片，经柴油、纳米疏水材料段塞分别处理后，缓慢滴下注入水，在高分辨率的测角仪中测试接触角形态，并计算其接触角，结果见表 5。由表 5可知，水滴在纳米疏水材料吸附的岩样表面的接触角明显高于空白岩样，且经过疏水材料处理后的岩样表面已经转为明显的疏水性。
采用高温高压岩心流动实验仪进行驱替试验，结果见图 4。
从图 4可看出，正向驱低伤害液酸液体系后地层水测试显示渗透率有一定上升，继续注入驱替纳米疏水材料段塞后，渗透率提高了113%，表明纳米疏水材料段塞具有明显的降阻效果，基质的吸水能力得以改善，同时说明低伤害酸液体系有助于纳米疏水材料段塞在岩心孔道壁内的吸附，体系适应性较好。
疏水降压增注液体系是采用复合段塞注入方式，通过控制施工排量，在低于地层破裂压力的条件下，依次注入低伤害酸液、硫酸盐垢解除剂和纳米疏水材料段塞。
根据径向均匀扩散原理，注入强度由式(1)确定：
式中：Vb2为工作液用量，m3/m；φ为原储层岩石孔隙度，%；rd3为实际驱替半径；rw为井眼半径，m；ξ2为流动孔隙系数。
按照Y19区块平均孔隙度为14.9%，欲处理结垢污染半径为5 m，流动孔隙系数为0.4计算，确定工作液用量为3.5~4.0 m3/m，若储层厚度为20 m，处理工作液量应为70~80 m3。
采用疏水降压增注液体系在Y19区进行了2口井现场试验，采取措施后均达到配注要求，平均日增注17.5 m3，平均注水压力下降2.4 MPa，平均有效期230天，且持续有效，较常规措施有效期延长5个月以上，取得了较好的降压增注效果(见表 6)。
(1) 通过室内分析研究，明确了引起Y19区高压欠注的3个主要因素是：储层水敏引起的黏土矿物膨胀运移、注入水对岩石润湿性改变引起毛管阻力上升和化学结垢堵塞水驱通道。
(2) 室内研发出一套适合于Y19区的降压增注工作液体系，由低伤害酸液、硫酸盐垢解除剂和纳米疏水材料段塞组成。该体系具有良好的储层适应性，能够有效解除碳酸盐垢和硫酸盐垢，储层岩心伤害率为-15.8%，水驱基质渗透率提高113%，岩石表面润湿性明显改善。
(3) 疏水降压增注液体系在Y19区开展了2口井现场试验，均达到配注要求，平均日增注17.5 m3，平均注水压力下降2.4 MPa，有效期均超过220天，且持续有效，取得了较好的应用效果。
2017, Vol. 46 Issue (5): 78-82
2017, Vol. 46 Issue (5): 78-82