超低渗油藏注水开发制约因素综合分析——以吴起油田白河吴52井区长8油层为例

樊伟平，吴宝祥，刘大鹏

（延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西 延安 717600）

超低渗透油藏的孔隙复杂，孔隙颗粒非常细小，胶结物含量高，物性很差，造成渗透率很差，同时超低渗透储层的非均值性强，天然的裂缝发育，水驱波及体积很低，造成水驱油效率也很低，影响了超低渗透油藏的注水开发效果，所以本文以白河吴52井区长8 储层为例，研究超低渗透油藏的注水困难因素，有利于更好，更科学的开采超低渗透油藏，提高石油采收率。

1 超低渗油藏注水效果影响因素分析

1.1 孔隙结构分析

超低渗透油藏的储层渗流能力主要是受到储层孔隙和喉道大小的控制，超低渗透油藏的储层微观孔隙非均质性在不同程度上受到孔喉比的大小约束，进而制约着水驱效果，渗透率较低的储层有着较高的孔喉比，孔隙体积中吼道体积占比较小，注入水仅能够驱替与较大吼道连通的孔隙，导致水驱效果严重下降，注水波及体积严重降低。所以对于低渗透储层来讲，孔喉比较大，孔隙间连通性较差，水驱效果直接受到可渗流的大吼道制约，水驱波及体积较小，注水开发效果较差，从而导致油田采收率很低。

白河吴52井区长8储层岩心铸体薄片镜下观察结果表明，该区长8 储层为粉-细砂岩。石英、岩屑为主要碎屑颗粒，含油少量的云母和长石，岩石颗粒的分选性较差，磨圆度也较差，粉砂质为主要的杂基。晶间灰质胶结明显，亮方解石为主要的胶结物，有较少的双晶线、多孔胶结和晶间长石颗粒填充。粒内溶孔为主要的孔隙类型，分布较为广泛，粒间溶孔夹杂在粒内溶孔之间，分布十分分散，溶孔的分布、大小十分不均匀，颗粒溶蚀程度十分不均匀，差异较大，粒内可观察到细微的微裂缝，微裂缝发育程度较低。

1.2 润湿性分析

地层流体的中极性组分占比以及原始岩石的表面性质是决定储层岩石润湿性的主要影响因素，储层岩石的润湿性基本分为三类：亲水性、亲油性、中性。对于亲水性岩石，润湿相是水，非润湿相是油；而对于亲油性岩石，润湿相则是油，非润湿相是水，与亲水性岩石完全相反。润湿相在地层中的分布一般是处于一个比较连续的状态，附着在储层岩石颗粒的表面和孔壁上，充填着储层大部分孔隙；非润湿相则是以一种不连续的滴状、块状和珠状等形态分布在孔道的中心部位。储层岩石的润湿性会随着油田注水开发的深入发生变化，一般情况下，储层原始的润湿性为偏亲油性，二次采油中后期，储层发生水淹现象之后，储层的润湿性会逐渐变成偏亲水性，油田的注水开发过程，也是储层含水饱和度变化的过程，含水饱和度不断增大，储层岩石的亲水性也会逐渐增强。当储层岩石表面为亲油性时，原始含水饱和度相对较低，水在储层中的分布不连续，但水会充填在较大的孔道当中，油虽然分布较广，而且连续性较好，但大多占据的是较小的孔道，从而导致了油相相对渗透率大幅降低，而水相的相对渗透率大幅增高；反之，当储层岩石表面为亲水性时，原始含水饱和度相对较高，油在储层中的分布不连续，但油会充填在较大的孔道当中，水虽然分布较广，而且连续性较好，但大多占据的是较小的孔道，水相相对渗透率大幅降低，而油相的相对渗透率大幅增高。由此可以得出结论，注水开发后，储层岩石润湿性发生变化后，相对渗透率油相的增大、水相的减小，相渗图版中等渗点会向右侧移动。

白河油区吴52井区长8储层的岩心润湿性实验研究表明，白河吴52井区长8 储层岩心润湿性为弱亲水性，更加有利于油相的渗流，注水开发可以有效提高油田开发效率。

表1 吴127 井长8 层岩心润湿性实验结果

1.3 敏感性分析

储层敏感性研究主要是为了降低随着油田开发不断深入，储层流体类型、储层岩石力学特性、储层流体分布状态等因素发生变化后，对储层的渗透率、孔隙的连通性、孔隙结构等制约储层渗流能力的因素的影响，对于白河油区吴52井区长8 储层的敏感性分析主要类型有酸敏分析、速敏分析、水敏分析、盐敏分析、贾敏分析。

酸敏分析：酸化压裂是鄂尔多斯盆地延长组下组合油层措施增产的重要手段之一，储层如果存在着一定程度的酸敏性，在酸化压裂过程中就要考虑到压裂酸的类型与储层流体、岩石的配伍性,否则通过酸化压裂不但不能起到改善储层渗流能力的作用，反而会大幅降低储层原本的导流能力，造成储层伤害，最终使油井停产。通过研究区岩心的酸敏实验，可以为优选酸化压裂的酸液配方提供理论依据，白河油区吴52井区长8 岩心酸敏实验表明，该区长8 储层为弱酸敏性，通过压裂改造可以有效提高储层近井地带导流能力，酸化后有效改善储层的渗透率。

盐敏分析：注水开发是油田开发提高采收率和采油速度的重要方法，注入水的矿化度和储层水的矿化度有所不同，研究储层的盐敏性，对于确定油田注入水水质有一定指导意义，储层流体矿化度下降后，黏土矿物晶层会产生扩张、增大现象，导致黏土矿物膨胀，致使储层渗透率大幅下降。通过储层岩心盐敏分析实验，寻找到会导致储层渗流能力严重下降的临界点，即为临界盐度或临界矿化度。研究区长8 储层岩心盐敏实验结果表明，该区长8储层为中等偏弱盐敏性，临界矿化度为3 000 mg·L-1左右，注入水水质矿化度应高于临界矿化度，才能有效避免盐敏效应。

表2 白河油区长8 储层岩心酸敏实验结果表

图1 盐敏实验曲线

速敏分析：在油田开发过程中，注采速度不同会导致储层流体的流速不同，较大的注采速度会导致储层岩石胶结物、黏土和微粒发生运移，堵塞渗流通道，导致储层渗透率变差，而且这类储层伤害是不可逆的，超低渗油藏中速敏效应影响更加严重，合理的注采速度是影响超低渗油田注水开发效果的因素之一。通过岩心速敏实验，可以确定油田合理的注采速度，寻找到储层岩石临界速度，判断油田开发的合理驱替压差。研究区长8 储层岩心速敏实验结果表明，该区长8 储层中等偏弱速敏性，临界的驱替压差为5～7 MPa，储层速敏指数为0.465 6。

水敏分析：储层水敏性主要取决于两个方面，一方面是储层岩石的黏土矿物含量，黏土矿物含量越高的储层，越容易发生水敏效应，导致储层渗透率下降；另一方面是注入水的矿化度和配伍性，和地层流体配伍性约差的注入水会导致更加严重的岩石黏土膨胀、分散、运移，导致储层的渗透率下降。

图2 流速-驱替压差关系曲线

图3 速敏曲线

通过白河油区吴52井区长8储层岩心的全岩实验结果和黏土矿物分析结果，可以看出长8 储层黏土矿物质量分数为20%，利用酸化压裂的工艺可以有效改善储层的渗流能力，但黏土矿物中伊蒙混层质量分数高达61%左右，充分说明，在注水开发过程中存在着水敏效应的风险，储层更易于水化膨胀，导致微粒分散、运移，造成储层敏感性伤害。

表3 白河吴52井区长8 储层岩心全岩分析结果

表4 白河吴52井区长8 储层岩心黏土矿物分析结果

通过原始矿化度地层水、50%矿化度地层水和蒸馏水三种不同流体流过岩心，检测岩心渗透率变化情况，确定储层岩石的水敏性。研究区长8 储层水敏实验结果表明，该区长8 储层中等偏弱水敏，水敏指数为0.313 7。

表4 岩心水敏实验结果表

贾敏分析：在超低渗透砂岩油田开发过程中，随着油田综合含水不断升高，油井近井地带的地层温度会不断降低，储层岩石润湿相发生变化，产生大量的分散油珠，油水界面张力增大，产生严重的贾敏效应，导致油田注水开发效果变差。

综上所述，白河油区吴52井区长8 储层敏感性为弱酸敏，速敏、水敏、盐敏均为中等偏弱，临界矿化度在2 000 mg·L-1左右，临界驱替压差为5～7 MPa。

1.4 注入水的配伍性分析

注水开发是超低渗油田提高采收率的重要方法，超低渗油田具有孔隙度小、渗透率低、储层非均质性强等特点，注水水质与地层配伍,水质达标是增注措施实施的前提。如果注水水质与地层流体配伍性较差，就会导致储层的渗流能力严重下降，而且对超低渗透储层的伤害会更加严重，往往这些储层伤害是不可逆的，直接影响到油田注水开发效果。所以，对于超低渗透油田注水开发前，必须开展注入水的配伍性分析，确定注入水水质和水源。

根据研究区未加药注入水、加药注入水和地层水全分析数据，地层水和未加药注入水中Fe3+含量较高，对套管和管路的腐蚀会比较严重，在注水开发过程中应注意防腐，加入防腐剂。地层水的矿化度为27.2×103mg·L-1，注入水的矿化度在（3～4）×103mg·L-1，注入水的矿化度偏低，且储层黏土矿物含量为20%，应在注水过程中加入防膨剂，避免造成水敏效应，影响注水开发效果。

表6 加药前后水质检测结果表

通过地层水和无加药注入水配伍性实验数据分析，研究结果表明地层水和未加药注入水比例为6∶4 时，浊度为872.7NUT,可能存在结垢现象。

图4 地层水与无加药注入水不同配比下浊度值曲线

通过地层水和加药注入水配伍性实验数据分析，研究结果表明地层水和未加药注入水比例为4∶6 和7∶3 时，浊度为623.6 NUT 和1 023 NUT,可能存在结垢现象。

1.5 启动压力梯度分析

超低渗透油藏地层流体渗流速度较慢，低速的非达西渗流普遍认为存在着一定的初始启动压力梯度，只有在驱替压力高于启动压力梯度时，地层流体才会开始渗流。通过对岩心驱替压力和流速的监测实验，可以得到驱替压力和流速的相关性，经过线性拟合可以得出一个初始的启动压力梯度。在注水开发过程中，只有在驱替压力达到启动压力梯度后，注水开发驱替才会有效果，确定启动压力梯度对于油田注水开发十分重要。

用直线回归法确定启动压力梯度影响因素较多，实验精度、储层敏感性、孔隙变形等多种因素都可能造成回归的曲线偏离坐标原点，造成启动压力梯度存在的假象。

压力平衡法测量启动压力梯度比较直观。研究区长8 储层渗流实验过程用的岩心渗透率普遍较低，得到的启动压力梯度较高。

表7 研究区长8 储层渗流启动压力梯度结果表

1.6 压敏分析

白河油区吴52井区长8 储层属于超低渗储层，储层内微裂缝发育较差，渗透率低，在油田开发过程中，注水井生产时会产生近井带超压区，越靠近井底位置压力越高。通过研究分析，超低渗透储层随着压力的升高，渗透率会大幅下降，天然微裂缝一定程度上闭合，导致储层导流能力严重下降。此时储层就产生了压敏效应，压敏效应导致的渗透率降低是不能随着压力降低而恢复的，这种储层伤害是不可逆的，对油田注水开发效果带来一定影响。

超低渗储层压敏效应较强，在注水开发过程中，可以考虑周期注水，利用地层的渗吸作用，增大注水波及体积，有效平衡近井带驱替压力，降低压敏效应产生的近井带渗透率变差，从而达到提高注水开发效果的目的。

2 注水困难综合分析及增注建议

2.1 白河吴52井区的注水影响因素分析

通过对白河油区吴52井区长8储层注水效果影响因素研究，分析得出：白河吴52井区的注水开发存在影响的因素主要为以下几点。

1）白河吴52井区长8 储层岩石组分中黏土矿物总量为20%，其中伊蒙混层含量高达61%左右，而且地层水和注入水矿化度差异较大，存在一定程度的水敏效应和盐敏效应，在注水开发过程中应在注入水中加入适量的防膨剂，降低水敏效应和盐敏效应引起的黏土膨胀、分散、运移，从而达到提高注水开发效果的目的。

2）由敏感性分析实验总结出：研究区长8 储层敏感性为弱酸敏，水敏、盐敏、速敏均为中等偏弱，临界矿化度为2×103mg·L-1左右，临界驱替压差为5～7 MPa。弱酸敏性说明酸化压裂工艺对长8 储层的措施改造和提高近井带储层导流能力有较大帮助，通过酸化压裂可以有效提高注水效果，增大地层吸水能力，解决地层堵塞导致达不到配注的问题。

3）通过地层水的全分析，发现地层水中Fe3+含量较高，可能会导致管线和套管腐蚀现象，在注水过程中应加入适量的防腐剂，降低注水管线和套管的腐蚀。

4）通过注入水水质配伍性研究，发现地层水与不加药注入水在6∶4 的体积比下可能会出现结垢现象；地层水与加药注入水在4∶6 和7∶3 的体积比下也可能出现结垢现象。应在注水过程中加入适量的阻垢剂，防止结垢导致储层损害，影响注水开发效果。

5）研究区长8 储层具有较高的启动压力梯度，随着注水开发深入，润湿相的变化、压敏效用等因素严重制约着白河吴52井区长8储层的注水开发效果。

2.2 白河吴52井区长8 储层增注建议

对于白河吴52井区长8油藏的注水的各种影响因素，建议采用酸化压裂工艺、超前注水技术、周期注水等技术提高注水开发效果，从而达到提高采收率的目的。

超前注水可以有效提高地层原始压力系数，使地层压力保持在较高水平，降低因地层压力降低导致的渗透率损害，较高的地层压力也可使原始状态下部分闭合的微裂缝重新张开，达到提高储层物性的目的。

周期注水可以有效利用地层的渗吸能力，降低压敏效应带来的储层损害，通过周期注水，可以增加注水波及体积，提高水驱动用程度，最终达到提高采收率的目的。

3 结论

1）白河吴52井区长8 油层超低渗透率油藏物性很差，黏土矿物含量较高，具有较高的启动压力梯度，地层水矿化度与注入水矿化度差异较大，水敏效应和盐敏效应中等偏弱，但敏感性引起的储层损害不可逆，从而导致白河吴52井区长8油藏欠注。

2）研究区长8 储层孔隙类型基本上是粒内溶孔，少量粒间溶孔。从岩心的分析中可以看出酸化压裂有利于提高储层渗透率，是提高注水开发效果的有效方法之一。

3）通过润湿性实验可以看出，研究区长8 储层的润湿性为弱亲水性，利用注水开发可以有效提高采收率。

4）通过敏感性分析研究区长8 储层敏感性为弱酸敏，盐敏、速敏、水敏均为中等偏弱，临界矿化度在2×103mg·L-1左右，临界驱替压差为5～7 MPa。

5）当地层水与未加药注入水配比在6∶4 时，会产生不配伍性；当地层水与加药注入水配比在4∶6 和7∶3 时，会产生不配伍性。

6）针对白河吴52井区长8 油藏注水的各种影响因素，建议采用超前注水技术、酸化压裂工艺和周期注水技术提高注水开发效果。