赵伟
中原油田濮城采油厂采油管理一区 河南省濮阳市范县457515
摘要：近年来，目前国内外学者针对水平井水淹动态及含水率变化规律的研究取得了很多认识，但主要集中在底水油藏的水平井水脊脊进规律和整体水淹模式的研究上，关于注水油藏水平井的水淹规律研究较少。并且目前关于水平井含水率变化规律的研究，多集中在见水时间以及几种典型的含水上升类型的研究上，关于水平井含水台阶跃升的原因及预测方面的研究极少。针对上述问题，建立注水油藏数值模拟机理模型，分析水平井含水变化规律的影响因素，进一步研究水平井含水台阶跃升的原因及水淹状态。同时，为了定量预测含水率台阶跃升的时间，提出一种新的物理表征参数———无因次含水率台阶跃升时间，并建立相应的理论图版来指导水平井含水变化趋势的预测及水平井水淹动态认识，指导后续剩余油挖潜。
关键词：低渗油藏注水；开发调整；技术探析
引言
超低渗油藏受沉积影响，储层具有岩性致密、物性差、孔喉细等特点，开发过程中面临水驱不均，剩余油富集，常规注水开发效果变差等问题。
1超低渗透油藏开发特点
超低渗透油藏在鄂尔多斯盆地储量占比大，是油田稳产的关键。同时，由于超低渗透油藏储层致密、裂缝发育等特点，开发过程中面临诸多挑战，表现出如下特征。
1.1储层非均质性严重，水驱动用、驱替程度较低
测井曲线、岩心分析表明超低渗透油藏层内及层间非均质性强，较常规油藏储层渗透率突进系数、级差明显增大。油藏开发过程中，由于储层存在高渗段和优势通道，注入水易沿薄层推进导致水驱不均，水驱动用程度低。现场吸水剖面测试显示，吸水量与渗透率有明显的相关性。
1.2裂缝系统复杂，剩余油分布复杂
超低渗透油藏岩性致密，基质驱替难度大、平面上天然裂缝多向发育，与人工压裂缝和注水过程中动态缝形成复杂的缝网系统，注入水在缝网内窜流，水驱状况复杂。
2储层物性特征
2.1岩心薄片
结果表明，岩石具细-中粒砂状结构。碎屑以细-中粒砂级碎屑主见，粗粒、极细粒砂级碎屑次见，分选性中等、磨圆度较好（次圆状为主，次棱角状为辅）。碎屑成分为石英、长石、岩屑等，其中岩屑以泥（页）岩、酸性喷出岩、变质石英岩、石英砂岩屑主见，长石主要为斜长石，斜长石多被粘土化。碎屑矿物成熟度较低。碎屑的次生蚀变为长石碎屑的粘土化。填隙物对碎屑的胶结类型为接触式胶结（泥质）、再生胶结（硅质）。孔隙主要为溶蚀孔，未充填。压汞分析压汞分析是利用压汞仪测定岩石毛细管压力曲线，从而确定储层孔喉大小分布的系列特征参数，确定各孔喉对渗透率的影响。岩样的排驱压力0.7053MPa，最大孔喉半径1.0422μm，最大汞饱和度为44.7495%，未饱和汞饱和度Smin为55.2505%，退汞效率为26.3696%。测试结果表明岩样中对渗透率具有贡献的孔径分布在0.0404μm至1.0428μm之间。
2.2扫描电镜
扫描电镜结果表明致密砂岩储层胶结致密，且存在微裂缝和孔隙，裂缝、孔隙微发育，充填有粘土矿物。
该岩样孔隙主要以粒间孔隙为主，喉道断面是可变收缩部分，此类孔隙结构属于孔隙大（或较大），喉道细的类型，孔隙和喉道直径比很大，这类喉道为无效或低效的，多表现为低渗透性。岩石表面发育大量高岭石、伊利石和绿泥石等敏感性矿物，其中高岭石、伊利石属速敏型矿物，因此岩石应具有较强速敏性，绿泥石是酸敏性矿物，应具有一定的酸敏性。
3增注措施
3.1喷砂压裂
水力喷射射孔是根据水动力学动量-冲量原理，固体颗粒受水载体加速，高速冲击套管和岩石，产生切割作用。实验表明，在水射流中混入一定数量磨料微粒，可大幅度提高水力喷射射流切割效率。实验室内采用磨料射流实验装置对水力喷射参数进行了优化，结果表明，水力喷射射孔磨料粒度优选为40/70目石英砂，最优磨料体积浓度在6-8%，本井磨料体积浓度优化为7%。实验最优喷砂射孔时间为10-15min，喷射时间设计＞15min。
3.2低伤害完井液
隐形酸完井液是一种无固相完井液，具有良好的储层保护性能，并且能够在一定程度上改造储层。可作为完井作业中的射孔液、防砂充填液，以及修井作业中的压井液、修井液。隐形酸完井液体系的主剂是隐形酸螯合剂PF-HTA和粘土稳定剂PF-HCS。隐形酸螯合剂PF-HTA为固体粒状物，具有极强的水溶性，在水溶液中释放H+离子，溶液呈酸性，其酸性的强弱与HTA的浓度有关；粘土稳定剂PF-HCS是抑制储层的粘土的水化膨胀、分散以及粘土颗粒的运移。
3.3优化注水结构，开展不稳定注水
针对油藏常规注水开发效果变差，水驱效果减弱，油藏裂缝发育区域含水上升快等矛盾，通过分析不同注水强度下，渗流模型、压力因数、试井模型变化，优化注水技术政策，将油藏细分为六个流动单元。同时为了最大限度地提高水驱波及体积，针对不同流动单元，实施了不同制度下的不稳定注水，共6套方案67井次。根据储层特征和开发响应，同时优化注水波动幅度。油藏北部耿245单元储层裂缝发育程度高，注采反应敏感，易见水。实施不稳定注水后含水上升井增多，将增注期注水量由26m3下降到24m3，减注期注水量由14m3上升到16m3，优化后含水上升速度得到有效控制。油藏南部罗52区域，油层连通性差，压力场波动难度大，注采反应周期长，实施效果不明显。通过强化注水，并进一步优化注水波动幅度，增注期注水量由21m3上升到27m3，减注期注水量由13m3上升到16m3，实施后不见效区逐步见效。开发实践表明，不稳定注水在储层非均质性强的区域实施效果好。储层连通性越好，不稳定注水效果持续时间越长，增油量越高。
结语
由于现场地层水中钙离子含量极高，因此储层存在有机垢或者无机沉淀物堵塞的危险，在此情况下建议使用酸性的完井液体系，已解除堵塞带来的储层伤害。
参考文献
[1]杨树坤，郭宏峰，赵广渊，等.致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究[J].西南石油大学学报（自然科学版），2019，41（1）：102-110.
[2]程汉列，武博，郭旭，等.不同微观条件下的天然裂缝闭合特征对比分析[J].河南理工大学学报（自然科学版），2017，36（5）：29-34.
[3]朱轶，程汉列，王连山，等.缝洞型碳酸盐岩注水替油选井试井方法研究[J].油气井测试，2016，25（3）：4-6+11+75.
[4]陈利新，程汉列，高春海，等.哈拉哈塘油田碳酸盐岩储层试井特征分析[J].油气井测试，2015，24（2）：16-18+75-76.