陇东西峰油田储层非均质性评价

陇东西峰油田储层非均质性评价

自2003年销售以来，龙东西峰油田形成了100多万吨以上的生产水平，并一直稳定。但由于西峰油田储层、流体物性有一些不利于生产开发的因素,如储层水敏较严重、注入水与地层水不配伍性、储层亲油性等,在油田开发过程中,容易出现地层粘土膨胀堵塞、地层与井筒结垢、水驱效果不理想等现象。为了确保西峰油田的高效开发,必须从现在开始着手解决以上难题,使油田开发达到长期稳产高产的目标。1粒石及填隙物岩西峰油田储层以长8为主,其储集岩以细粒、细-中粒、中-细粒长石岩屑砂岩为主,填隙物主要为绿泥石、铁方解石及粘土。储层总体上属低孔、特低渗储层,储层非均质性强,并且存在较为明显的敏感性。1.1均质性特征表现储层的非均质性直接关系到储层改造方式的效果及影响水驱效率等,西峰油田储层的非均质性主要表现以下特征:①长8油层在层间表现出非均质性中等;②层内表现出较强的非均质性。因此,这种非均质特性在注水过程中要注意降低高渗透小层的吸水能力,并增加中低渗透层岩石的绝对渗透率,达到剖面上的吸水均衡,以获取最大的水驱效率。1.2敏感室内对四口具有代表性的油井长8层岩心进行了敏感性评价分析,可知:1.2.1储层渗透率特征见图1所示,除西19井表现出弱速敏外,其它三口井为无速敏,可总体认为西峰长8油层无速敏,即说明在采油、注水过程中流体在储层中流动时,不会引起储层中微粒的运移,不会引起堵塞喉道,对储层渗透率影响不大。1.2.2中等水敏试验西峰油田水敏损害程度平均达0.452,属中等水敏,即当水进入储层时,储层中的粘土矿物会发生膨胀、分散、运移,从而将减小或堵塞储层孔隙和喉道,使储层渗透率降低。1.2.3盐敏分析通过进行降低矿化度的盐敏试验,证实最低临界矿化度为19700mg/L,属中等偏弱盐敏。1.2.4岩芯渗透率特征选用15%HCl做流体介质进行酸敏评价,见图2所示,除西19井一块原始渗透率为0.499mD的岩芯渗透率有所提高外,其余4块岩芯渗透率都缓慢下降,但降幅不大,属弱酸敏。1.3在层析条件下，对注入水的分析1.3.1地层水加垢阳离子型地层水水型以CaCl2为主,矿化度39-120g/L,注入水为NaHCO3型,矿化度1g/L左右,地层水含有较高的Ca2+和Mg2+成垢阳离子,部分井含有Ba2+,注入水含HCO3-、SO42-成垢阴离子,当注入水与地层水相遇时,成垢离子可在地层、井筒、集输管线等部位聚集、沉淀,产生结垢现象。1.3.2地层水处理能力对1#、2#、3#等水源井水样进行腐蚀因素含量分析,结果见表2,可见注入水中溶解氧大部分超标,SRB含量较高;地层水中含有大量的腐蚀因素。所有这些腐蚀因素都能引起管道、井筒及原油贮运等设备的腐蚀,并且细菌在地层中繁殖能产生堵塞。所以,对注入水进行除氧和杀菌是必要的。1.4润湿分析根据对西28-31等五口井的长8储层润湿性评价结果,初步认为长8储层具有中性-弱亲油的润湿性。2西丰油田采油用剂的选择和评价为了更好解决西峰油田水敏、盐敏、结垢、腐蚀等问题,我们进行了大量的室内评价工作。2.1结垢量和抗垢剂评价2.1.1水加入时结垢量的确定取西19井、西27两口地层水与1#水源井注入水按一定体积比混合,在室内模拟地层温度(50℃)、常压等条件下进行了结垢量试验,结果见图3:可见,随着注入水的加入,结垢量慢慢增大,体积比达8:2时基本趋于饱和,结垢量最大达368mg/L,其中酸溶性垢最大不超过240mg/L。所以在西峰油田防垢方面,要以防酸溶性垢(即碳酸钙垢)为主,兼防酸不溶垢(如硫酸钡)。2.1.2防垢剂与地层水、注入水的配伍性评价根据地层水与注入水结垢物的类型,对目前陇东油田常用阻垢剂进行防垢率评价,同时进行了阻垢剂与地层水、注入水的配伍性试验。通过对比,决定以能防各类垢型的ZG-558阻垢剂作为首选药品,在注水系统、集输系统、单井上投加。2.2粘土稳定剂的选择根据岩芯水敏试验分析结果,西峰油田长8储层属中等水敏,在注水、储层改造措施等方面要考虑防粘土膨胀,要选择高效低廉的粘土稳定剂在现场应用。2.2.1粘土稳定性评价、抗腐蚀性室内对目前陇东油田在用的各种粘土稳定剂进行了评价,目前在用的粘土稳定剂都具有较高的防膨率。2.2.2粘土稳定剂的筛选选择1#、2#、3#水源井及四口井(西39、西27、西19和西16)的混合地层水,进行了粘土稳定剂的配伍性试验,试验结果表明四种粘土稳定剂与注入水、地层水的配伍性好。综合防膨率试验和配伍性试验,建议以WN-200为首选药品。因为一是KCl等无机盐防膨率虽然高,但工业品中含有大量的机械杂质,对渗透率普遍较低的西峰油田存在二次堵塞危险;二是WN-100属于阳离子型表面活性剂,在西峰油田长8为中性-弱亲油润湿性下应用,可能会加剧油润湿,对原油开采不利。2.3杀菌和海防评估2.3.1药剂筛选试验为了抑制注入水细菌产生的腐蚀、堵塞地层等问题,进行了杀菌剂筛选试验(试验用水采用西39、西27、西19三口井的地层混合水),可见,SJ-99与1227的杀菌能力较强,可用于注入水杀菌。2.3.2井筒及地面火炬地层介质缓蚀剂分析根据西峰油田长8地层水腐蚀因素评价结果表明,一是地层水中含有较多的氧气、二氧化碳、硫化氢、细菌等,二是地层水矿化度较高(39-120g/L),可产生离子性腐蚀的氯根含量高(20000-35000mg/L)。因此为防止这些腐蚀因素对井筒套管、井下管串造成腐蚀,需在井筒进行防腐治理。室内进行了各种缓蚀剂的挂片试验,评价液体介质采用西39、西27、西19三口井的地层混合水;并且进行了缓蚀剂与地层水的配伍性试验。可见,非对称性碱性缓蚀剂NYSC-9的缓蚀率最高,且与地层水配伍。3油层保护技术的现场政策3.1预防腐败3.1.1zg-658来防垢为防止在超前注水或注水开发期间的地层结垢,采用在注入水中投加阻垢剂ZG-558来防垢。运行方式为:注水站配水间配备加药罐,前期共注12个月,前期投加浓度30ppm;后期以15～20ppm的浓度间断投加。目前已在西一注、西三注开始加药,注水压力保持平稳,注水正常。3.1.2点加药防垢技术主要针对产液、产油量大、井筒结垢严重且伴有Ba(Sr)SO4垢的油井,阻垢剂采用ZG-558,加药浓度为50ppm,采用点滴加药技术。该技术是将阻垢剂装入点滴器,在压差作用下“点滴”加入,保证了加药的连续性。集输系统防垢工艺2005年在西峰集输站外输泵及外输管线发现有结垢现象,为有效进行集输站内防垢,在来油管汇处投加阻垢剂ZG-558,加药浓度为35～50ppm。目前集输站内运行平稳,无结垢现象。3.2增加粘土矿物的量从水敏、盐敏分析中可看出,西峰油田地层水敏的主要原因:①地层含有一定量的粘土矿物;②注入水矿化度低。因此防地层水敏要从注入水中加粘土稳定剂、提高注入水的矿化度来着手。现场加药点选在西一注,粘土稳定剂选用WN-200,投加浓度0.1～0.2%,连续加药半年后停加。3.3预防腐败的计划注射水处理杀菌剂选择SJ-99,加药现场选择西一注,加药浓度为30ppm。油气防腐方案丛式井组采取阴极保护技术;单井采用加非对称性碱性缓蚀技术,缓蚀剂选择NYSC-9,加药浓度500ppm,从套管环空处加入。3.4储层重建措施与井液制备的结合储层改造的措施液体配方设计,要以储层保护为基础,以改善油层渗流能力为目的。3.4.1配制液体的水由于西峰油田属特低渗透油田,机械杂质对储层的伤害将是很严重的,因此必须严格控制用水指标。3.4.2粘土稳定剂的用量压裂液中各组分要求与地层水、储层的配伍性好,压裂液的设计要体现防水敏、防润湿功能,压裂液体系最好使用低伤害压裂液,因此在原有原胶液、交联液配方的基础上,增大粘土稳定剂的用量,由过去的0.2～0.3%增大到0.5%。3.4.3酸液配方设计由于西峰油田长8储层属弱酸敏,因此可以用酸化解堵的方式来改造储层。西峰油田在以后的开发过程中,油井地层堵塞主要为结垢物堵塞、蜡堵塞、乳化堵塞等为主,因此酸液配方设计要根据不同的井况,选择不同的配方,同时各配方增大粘土稳定剂的用量。3.4.3.地层乳化堵塞在前置液中加入破乳剂,如0.5%YT-100或0.5%OP-10,以解除地层乳化堵塞,同时主体酸液中加0.5%粘土稳定剂,以防水敏与油润湿。3.4.3.2.防蜡解决方案前置液采用清蜡剂,以解除地层蜡质堵塞,同时主体酸液中加0.5%粘土稳定剂。3.4.3.3.防水解决方案前置液采用粘土防膨液,如2%KCl溶液或0.5%WN-100溶液,主体酸液中加0.5%粘土稳定剂。4