二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机

1二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机理及防治措施研究地质研究所二000年一月2前言项目收集了二连地区低渗透油藏开发历年来压力资料、中途测试等资料，建立了压力与原油性质、生产压差与采液指数、油水井连通状况与压力剖面的关系。结合油水井工作制度变化，以及各种解堵剂在油田中的实际应用和经济效益评价结果，从主要生产指标入手，分析了造成储层伤害的各种可能因素，论述了各种储层伤害的机理；并对油田下一步解堵剂的选择提出方向性的意见。最后结合油田原油性质现场综合调查结果，分析其变化趋势，认为目前影响油田正常生产的最主要因素是原油中蜡、胶质、沥青质等重质组分含量上升，从而导致井底严重结蜡，为油田后期生产管理提供宝贵建议。3第一部分油藏压力分布资料收集及研究一、收集历年来低渗透油藏观察井，压降、压恢、新井试油的静压和流压的变化情况收集历年来二连低渗透油田观察井、压降、压恢新井试油的静压、流压变化情况（淖尔油田压力值无对比性）。见图1-1、1-2；1-3；表1-1-1、1-1-2。综合各类压力变化得出结论，97年以前，由于“双高”注水的原因，两南油田的压力基本上一直呈上升趋势，只是98年以后，控水稳油、提液降压的提出和对“双高”注水的危害认识的深化，通过降低注采比，两南油田压力才处于稳中稍降的状态。二、研究油藏压力与原油性质（粘度）的变化关系粘度可定量在具体压力和温度条件下，在流体内引发一个具体剪切速率所要求的剪切应力比率，也就是说，油藏原油粘度是油藏压力、温度变化的函数。Vasguez和Beggs提出：μ0=μ0b(p/pb)m式中μ0——ppb下的粘度(mpa.s)μ0b——pb下的粘度(mpa.s)pb——泡点压力（MPa）P——目前压力（MPa）m=C1*P*C2*EXP(C3+C4P)式中:C1=956.4295C2=1.187C3=-11.513C4=-1.3024×10-2由公式可以看出：地层原油粘度随压力上升而上升收集阿南.哈南油田历年新井试油的静压和地面原油粘度，做散点图（见图1-4-1、1-4-2），可看出，地面原油粘度基本上也存在随地层压力上升而上升的趋势。二连中心化验室对十年来低渗油田原油性质进行取样分析，作出各油田原油性质变化图（图1-4-3），可看出，随着油田开发，地层压力上升，原油粘度和初馏点基本上呈上升趋势，也就是说原油性质逐渐变差，这将导致地层渗流能力变差。三、研究生产压差与采液指数的关系4以年度为单位，计算两南油田的产液指数与生产压差，做二者关系图，(图1-5)，由图看出：“两南”油田的采液指数与生产压差呈指数递减关系，即采液指数随生产压差的增大而逐渐减小，这也说明两南油田试图靠放大生产压差达到提液的目的是不可取的。两者出现这种关系有两方面原因:一方面，提高地层压力，必然导致原油粘度上升；另一方面，降低流压，原油脱气析蜡等造成地层渗流能力变差。四、收集整理研究纵向剖面上压力分布规律由于哈南油田压力剖面没有代表性，仅以阿南油田阿31断块为例（见图1-6），用开发过程中所测的RFT资料和初期原始压力剖面对比可看出，纵向剖面上小层的压力基本上是上升的，结合油水井的连通关系和物性变化可得出：1）油水井连通，且水井物性差的层或弹性生产层低于原始压力；2）油水井连通，油水井物性均较好的层，压力上升值较大；3）油水井连通，注水井物性好，油井物性差的层，压力上升幅度小；五、分析不同构造部位，不同见效特征的典型井，历年来压降、压恢曲线资料，分析其特征，说明储层渗流特征的变化。二连低渗透油田压降、压恢曲线由于关井时间短（一般5天），很少达到拟稳定直线段，无法对地层的渗流特征进行定量分析，仅从初期压力与时间的变化关系做一定性分析。统计近四年来两南油田20口井压降压恢资料，作出如下结论：①导水断层附近统计五口井资料，认为断层附近，渗流能力变好。典型如哈11-416井（图1-7-1），97年4月与99年6月的压降曲线对比，在5天内，99年6月比97年4月压力下降幅度大，说明随着时间的推移，水井与断层沟通越好，压力传导速度提高，渗流能力变好。②油水井见效地区统计九口井资料认为，油水井见效地区，渗流能力均变差，注水井如阿31-425井（图1-7-2），99年8月与98年4月对比，99年8月压力下降缓慢，渗流能力变差。分析有两个原因：a，98年钻新井放压严重，导致污染。b，油田注水水质仍存在问题采油井如阿31-429井（图1-7-3），99年8月比98年8月压力恢复慢，渗流能力变差。5主要因为在此期间，该井泵沉没度一直保持在40左右，折算到油层中深流压仅1.2MPa，低于饱和压力4.96MPa，造成原油在近井地带的油层脱气，重质成分滞留在井底，形成堵塞。③注水井不见效地区统计六口井资料认为，注水井由于超破裂压力注水，渗流能力存在变好后又变坏的过程，油井由于地层压力降低，渗流能力变差。注水井哈14-16井（图1-7-4），从三次压降曲线可看出，地层压力逐步抬升，初期正常注水（96年6月），压力传导较慢，随着“双高”注水的开始（98年7月），近井地带产生微裂缝，渗流能力变好，但由于周围油井不受效，裂缝延伸有限，地层压力继续抬升，渗流能力又逐步变差。采油井哈14-121井（图1-7-5），99年8月与98年10月对比，地层压力明显降低，压力恢复缓慢，渗流能力变差。第二部分油井产液水平及产量递减规律分析一、产液水平分析（一）产液水平分析1、理论最大排液量的计算根据陈博生关于冀中第三系最大排液量计算方法：qmax=[△Pmax（0）-△P0].a0.al△pmax(0)=p0-[pp–D1.g.(lm-lp)×10-3]式中：qmax——各种泵径下油井的最大产液量，t/d△Pmax（0）——原始油层压力下的最大生产压差，(Mpa)lm——油层中部深度，(m)lp——泵下入最大合理深度，(m)pp——满足一定泵效的泵口压力，(Mpa)△P0——油层总压降,(Mpa)6p0——原始油层压力，(Mpa）a0——油井见水前的采油指数，t/（d.Mpa）al——无因次采液指数，小数g——重力加速度，等于9.80665m/sec2D1——混合液密度，g/cm2结合二连低渗透油田目前具体的地质参数和实际生产参数计算可得（见表2-1）：阿南油田单井最大产液量：17.23t哈南19.37t吉和13.24t吉格森9.93t2、实际排液能力分析从目前实际排液量来看，重点断块单井日产能力已达到最大产液量的90%以上，说明重点断块在针对油藏存在问题进行综合治理以后，基本上发挥了油藏的产液能力。（二）产液指数的变化规律研究1、“两南”砂岩油藏总体产液，产油指数的变化“两南”砂岩油藏总体产液，产油指数的变化与其它低渗透砂岩一样，低含水期出现大幅度下降，中含水期稳定，高含水期上升，产油指数则一直呈现下降趋势（如图2-1-1，2-1-2），阿南油田产液指数下降期较长，直至含水大于50%之后才趋于稳定；哈南砂岩油藏在含水进入30%之后便趋于稳定，但两南具有共同的特点，即含水大于70%进入产液指数上升阶段。但在实际开发中，哈南油田与理论曲线基本一致，阿南油田产液指数一直呈下降趋势。这说明阿南油田开发过程中具有严重的污染现象。2、开发调整对产液（油）指数变化的影响油藏的自身特性决定了其渗流特征的变化规律，但不同的开发调整对其产液指数变化有一定的影响，从阿南油田的产液指数变化曲线上可以看出，92年注水全面见效后，产液产油指数均出现了相对高点；94年细分层系后，新动用层系均高产，使整体产液油指数出现了上升，98年和99年进行提液降压工作后，无因次产液和产油指数也出现了上升，因7此，其调整工作对产液产油指数的变化有一定的影响，从哈301的曲线（图2-2）上也可看出这一点。3、不同物性条件下产液、产油指数变化规律二连低渗透砂岩油藏正韵律沉积的特点决定了其由下向上物性变好，储层由砾岩逐渐过渡至细砂岩，比较典型的哈南砂岩油藏，AII油组为巨厚块状或层状砾岩，AI下则为粗—中细砂岩，属特低渗储层，AI中和AI上为细砂岩储层。从层系间干扰比较小的哈24断块北部三套层系的曲线（图2-3-1，2-3-2，2-3-3）分析，变化趋势基本一致，但同期投产的AI上属中-低渗储层，产液指数始终低于理论值，AI下的产液指数在含水大于60%，却超过了理论值，而单井产量AI上是AI下的3倍，且油层物性明显好于AI下。因此认为，AI上存在一定的污染，98-99年对AI上的5口井进行了酸化解堵，口口有效。二、递减规律分析1、二连低渗透砂岩油藏递减规律研究二连低渗透砂岩油藏递减率一直保持在较高水平，从九一年至九八年，老井平均产能和产量的综合递减分别为14.74%和10.47%，老井产能和产量的自然递减分别为20.81%和16.9%，油藏的递减表现可划分二个阶段：一是91-93年，即89年产能建设完后注采完善阶段，本阶段表现为随着产量逐年下降，递减有变小的趋势，两南砂岩油藏的产能自然递减由20%下降至13.61%，综合递减由14.29%下降至8.18%；二是94-98年，本阶段是进行大规模开发调整阶段，本阶段表现为随着新增产能的投入，递减有逐年加大的趋势。以两南砂岩油藏为典型，产能自然递减率由13.61%上升至30%以上，综合递减率由8.18%上升至25%以上，在这两个阶段中，产量和产能递减规律是非常相似的（如图2-4–1，2-4-2，2-4-3，2-4-4，2-4-5，2-4-6）。2、历年投产油井产量递减规律分析从两南油田历年投产油井产量递减表（表2-2）和生产柱状图（图2-5-1，2-5-2），均可明显看出，投产初期产量均有较大的递减，随后产量保持低水平的稳定，这个递减一般均在15%-20%之间，甚至更大。除了88年投产井有近3年的相对稳产期外（井数较少，产量比例亦较小），其它新井均有这种规律，这种规律的存在，直接导致了93年以前的井递8减较缓和94年以后的井产量递减逐年加大。3、不同层系或物性条件下油井产量递减分析二连低渗油田储层均存在由下向上物性变好及断层窜流的影响，这里对哈301为代表的窜流区和哈24为代表的整装区域进行了分析，从哈301断块可以看出，96年整体无大规模调整工作量的情况下，以往窜流所形成的AI上高压高渗区（层系），递减较大，其它层系则基本相同。98年同样无大规模投入，但由于97年产能投入较大，因此总递减均表现为负值，从递减幅度看基本相似（见表2-3），说明窜流区内部的递减总体一致，层系间无太大差别，而哈24断块则不同，97-98年均无大型调整投入，可对比的AI上和AI中层系，表现出两种不同的形势：AI上连续两年解堵提液保持了较低的递减，而AI中递减则高达20%以上。第三部分中途测试资料的分析中途测试资料是反映油井生产能力、渗流状况和地层污染状况的最直接和可靠的证据。因此，在了解和分析二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机理及防治措施中，必须很好的利用中途测试资料和试井资料来对地层的伤害情况作准确的量化，从而分析得出导致污染伤害的主要因素，以便很好地采取防治措施，为油田开发服务。1、渗透率的变化规律研究从“两南”油田主力断块阿31和哈301两个断块所统计的历年新钻井的中途测试资料，可以发现，两个断块的渗透率均是初期阶段呈上升趋势，后期又缓慢下降，而且，渗透率的变化与地层压力的变化呈明显的正相关关系，地层压力上升，渗透率变大，反之，减小（如图3-1）。按此曲线推测，哈南砂岩油藏的地层破裂压力为20MPa—46MPa，实测值为32.6MPa，基本吻合。因此，渗透率值与地层压力的关系明显，渗透率与表皮系数之间的关系不明显，但从哈南砂岩油藏的渗透率与表皮系数关系图（图3-2）来看，有以下的两个特点，即渗透率在25×10-3um2以内的井基本不存在污染，大于25×10-3um2时，表皮系数与渗透率之间有一对数关系，其关系式：S=6.7737ln（k）+30.177r2=0.8567，分析认为导致污染堵塞的条件是渗透率大于25×10-3um2，其原因是污染物的粒径或相当于此粒9径的粒度才有可能发挥作用，堵塞住孔