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郭迎利
(大庆油田有限责任公司第九采油厂新肇采油作业区，黑龙江大庆 163000)
摘 要：新肇油田在注水开发过程中暴露注水压力上升较快的矛盾，分析新肇油田注水压力上升的原因，提出通过优选粘土稳定剂，井网加密，深度酸化及注活性水等方法缓解注水上升速度。
关键词：水敏；蹩压；粘土稳定剂；加密；降压
中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)02—0045—031 问题的提出
电光源设备新肇油田动用石油地质储量903.74×104t ，含油面积21.2km 2
。平均有效孔隙度19.5%，平均空气渗透率28.18×10-3L m 2，原始地层压力16.9MPa，饱和压力10.12MPa 。共投产油水井273口，其中注水井99口，抽油井174口。截至2011年6月底，新肇油田累积产油96.2243×104t ，采油速度0.54%，采出程度10.91%，累积注水396.6959×104
m 3
，累积注采比2.05，综合含水46.38%。
新肇油田自2000年11月投入开发，采用300×300m 正方形反九点井网同步注水开发，自2003年开始注采系统调整，分三批转注37口井，形成局部行列注水井网。新肇油田注水压力上升较快，一直是影响区块开发效果因素之一。注水压力从2001年12月的11.1MPa ，上升到2010年6月的15.2MPa ，上升了4.1MPa，平均年上升0.4MPa 。目前共有欠注井43口，占总井数(99口)的43.4%，日配注811m 3，实注404m 3
。
2 注水压力上升原因分析
2.1 储层具有强水敏，造成注水压力上升
新肇油田葡萄花油层岩石类型属于长石岩屑粉砂岩，碎屑颗粒细(以小于0.1mm 为主)，岩屑含量高(15%左右)，泥质含量为23.1%，粘土矿物以伊利石为主(含量30-90%)，绿泥石、高岭石次之，胶结类型有薄膜状、填充—薄膜状、再生—填充—薄膜状、填充—再生等形式。岩心检验报告中水敏指数为5～，为强水敏地层。储层矿物质遇注入水，而引起粘土膨胀、分散、运移导致储层渗透率下降。
进而造成注水困难，注水压力持续上升。
2.2 注采井距偏大，油层连通性差，促使注水压力上升快
新肇油田地层条件差，连通层少，水驱控制程度只有79.2%；注采井距为300m ，由于井距偏大，注水井的能量(压力)难以传递、扩散出去，随着水驱前缘的延伸，所需驱动压差加大，致使注水井底附近压力蹩高。虽然经过注采系统调整，由于新老注水井水淹层相互沟通后向侧向进行驱油，而侧向基质的渗透率小于裂缝系统的渗透率通过计算新肇油田裂缝系统的渗透率是基质渗透率的13.6倍。储层发育差，部分井层注水受效差、泄压点少，没有建立起有效驱替压差，造成老注水井注水压力上升速度快。3 缓解注水压力上升对策
针对注水压力上升快的矛盾，我们开展了一系列的降压措施，一是改造油层试验，注水井压裂、注微生物降压及酸化解堵降压试验；二是开展周期注水试验，探讨合理有效的降压措施；三是降低区块注水强度；四是开展二氧化氯杀菌试验，通过污水水质治理，减缓注污水井注水压力上升速度。虽然取得一定的效果，但有效期相对较短，为此，我们要开展新思路来缓解注水压力上升速度。3.1 优选粘土稳定剂，减少水敏影响
粘土稳定剂可抑制粘土矿物的水化膨胀和分散运移，基本原理是选用结合力强的离子或化学剂取代结合能力弱的易膨胀分散离子，而起到防膨稳定作用，减小水敏伤害。目前，新肇油田采用%的T II(B)
型粘土稳定剂，效果不十分理想。通过
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收稿日期0.70.882P A-:2011-12-21
查阅相关粘土稳定剂资料，发现FL -1型粘土稳定剂适合于强水敏油田使用。
FL -1型粘土稳定剂以丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵为原料，氧化还原引发剂/偶氮引发剂为复合引发剂，进行共聚反应而成的。该型粘土稳定剂在水敏性较强的萨尔图组岩芯室内试验表明，粘土稳定剂FL-1既具有较高的相对分子质量，又具有较高的正电荷密度，从而粘土稳定剂FL-1对岩芯具有良好的保护作用，其两次滚动回收率均大于80%，粘土膨胀率小于3%。该粘土稳定剂即具有良好的抑制粘土水化分散的作用，又具有良好的抑制粘土水化膨胀的能力，且有长期的稳定性。在注水前先注入5%粘土稳定剂FL -1溶液，以稳定油层内的粘土颗粒。对实验区内4口注水井与未采取保护措施的相邻5口注水井注水状况进行对比，在完成配注的条件下，实验井注水压力低0.76MPa ，注水平均单井注水压力比未采取措施相邻井低5.7%，注水效果良好。
建议新肇油田选用FL-1型粘土稳定剂，研究合理的投加周期和投加量，减少水敏影响。3.2 井网加密，减少排距，降低注水压力
大多数油田开发实践都说明，原来开发方案所确定的排距普遍偏大，油田生产形势被动。在油田综合调整治理中，当把排距缩小(二分之一到三分之一)后，都见到了比较良好的效果。排距具体的大小，应根据油田油层基质渗透率的高低和裂缝密度的大小而定。
裂缝性砂岩油田开发井网部署方案参考表
微裂缝小裂缝中-大裂缝井距=3×排距
井距=4×排距井距=5×排距超低渗透(<×10
-3
Lm 2
)
排距(m)
电厂水处理
100～120
100～120
100～120
井距(m )300～360400～480500～600井密(口/km 2
)33～2325～2720～14特低渗透[(1～10)×10-3L m 2
]
排距(m )120～150120～150120～150井距(m)360～450480～600600～750井密(口/km 2
)
23～1517～1114～9较低渗透
[(10～30)×10
-3
Lm 2]
排距(m)150～170150～170150～170井距(m )450～510600～680750～850井密(口/km 2
)
12～811～99～7一般低渗透[(3～5)×3
L ]
排距(m)170～200170～100170～200井距()5～66～5～井密(口)
～～6
～5
由于裂缝性渗透油田地质和开发情况十分复杂，目前还难以建立起准确的地质模型和有效地研
究开发井网方案的计算方法和数值模拟方法。根据专家提供的裂缝性砂岩油田开发井网部署方案和新肇油田的沉积特征以及注采井网调整区块的现状。
加密的目的是缩小排距，降低渗流阻力和注水压力，获取最大的水驱控制程度和注水波及体积，提高油田的最终采收率。朝55加密区块，加密后启动压力降低0.6MPa ，注水压力降低1.7MPa ，油井地层压力提高0.88MPa，注采比降低1.8。
对新肇油田行列井网井区，排距可缩小到150m，可在原井网中加密一排生产井，再把中间一排生产井转注。
气泡云对断层附近不吸水井区，主要采取在两排井之间的对角线上加密注水井与老注水井渗吸采油相结合的调整措施，预计可加密注水井4口，老水井渗吸采油3口。
3.3 注活性水，缓解注水压力上升速度
活性水主要成份为表面活性剂，其主要机理：改变岩石表面润湿性。合适的表面活性剂可使岩石表面由油湿性转为水湿性，降低油滴在岩石表面的粘附力，有利于降低注水压力。乳化作用。表面活性剂对原油具有较强的乳化能力，能迅速将岩石表面的油分散、剥离，形成水包油乳状液，从而改善油水两相流度比，提高波及系数。同时表面活性剂吸附在油滴表面，使油滴带电荷不易回到地层而易于随活性水流向采油井。 聚并形成油带机理。随着岩
444gggg
石表面洗下的油滴越来越多，油滴聚集形成油带，油带又和更多油珠合并，促使余油被驱向生产井。提高表面电荷密度机理。驱油用阴离子表面活性剂，可吸附在油滴与岩石表面，提高表面电荷密度，增加油滴与岩石间的静电斥力。改变原油流变性机理。原油具有非牛顿流体的性质，表面活性剂驱油时，部分表面活性剂溶入油中，吸附在沥青质点上，增强了其溶剂化外壳的牢固性，减弱了沥青质点间的相互作用，削弱了原油中大分子的网格结构，从而降低原油的极限剪切应力。
在采油五厂杏12-4-水336井于2003年5月开展注活性水试验，注活性水前后对比，注水压力12.0MPa 下降到10.8MPa ，日注水保持31m 3不变，有效期达年半。九厂进行了敖古拉、新肇、龙虎泡油田注活性水室内驱油实验研究。研究内容主要为活性水配伍性实验研究；敖古拉、新肇、龙虎泡油田岩石润湿反转实验；龙虎泡、敖古拉、新肇油田注活
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-m 2m 100080800801000/km 2
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旧衣服加工设备
性水室内驱油实验。
活性水与地层水配伍性研究：所测定的表面活性剂溶液吸光度没有发生变化，说明表面活性剂与新肇油田地层水是配伍的。
岩石润湿反转实验：新肇油田，岩石润湿性均随着活性剂浓度增加，岩石亲水性减弱。当浓度达到分别在0.5%(活性水D)和0.3%(活性水3)时达到最低值。之后随着活性剂浓度增加，岩石亲水性增强。
新肇油田水驱、活性水驱：活性水浓度增加，采收率提高幅度、启动压力比、注入压力比增加，浓度达到0.3%后，浓度增加，采收率提高幅度、启动压力比、注入压力比下降。
新肇油田具备开展注活性水试验条件，开展3口注水井注活性水试验，缓解注水压力上升速度。3.4 注水井深度酸化，改善地层渗透性能
普通注水井酸化，酸化半径较短，有效期相对较短，降压效果不是很理想。头台油田于2005年开展注水井深度酸化试验，葡萄花油层注水降压试验8口，有效井6口，有效率75%，在配注不变的情况下注水压力下降了1.8～3.5MPa，有5口井有效期已过200天，继续有效，见到了明显的效果。
注水井深度酸化的机理：解堵剂是由多种有机物和无机物组成的复合体系，在油藏条件下与油层各种污染物及油层骨架的反应是一个及其复杂的化学过程。注入前置酸能够解除井筒污染、炮眼附近污染和近井地带污染，聚合物在近井地带地层吸附使处理剂顺利通过近井地带在地层反应生成驱油气体并放出大量的热量，同时聚合物又限制驱油气体的突进。这种气体部分溶于水后生成弱酸解除油藏深部污染，而且这种酸酸化不受油藏温度、压力、地层水矿化度等条件的限制，注入的反应剂与再生弱酸近解和远解的结合使解堵效果更好。主要产生以下
四个作用：反应后的自生气体能降低油水间界面张力；热解堵作用机理；化学剂B 解堵作用，具有清除有机物等杂质引起的堵塞、疏通水流通道的作用；表面活性剂的作用，使岩石表面润湿性发生改变，达到疏通低渗通道的目的。
新肇油田在地层条件、油藏类型等地质条件方面，与头台油田相似，具备开展深度酸化条件。注水井深度酸化主要考虑的是化学药剂的选择、选井条件确定、注入参数设计和施工注入顺序等方面的内容。准备在新肇油田实施4口注水井深度酸化，改善地层渗透性能。4 结论及建议
(1)新肇油田注水压力上升快主要原因是储层具有强水敏，注采井距偏大，油层连通性差造成的。
(2)建议新肇油田选用FL-1型粘土稳定剂，研究合理的投加周期和投加量，减少水敏影响。
定时药盒(3)进行井网加密，缩小排距，降低渗流阻力和注水压力，获取最大的水驱控制程度和注水波及体积，提高油田的最终采收率。
(4)在新肇油田开展3口注水井注活性水试验，缓解注水压力上升速度。
(5)在新肇油田实施4口注水井深度酸化，改善地层渗透性能。
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Analysis of the reason and the method to solve the pr oblem
of pressuer r ising too fast in Xin Zhao Oil Field
GUO Ying -li
(NO.9Oil Production Plant ,Daqing Oilfield Limited Co,,Ltd.,CNPC Heilongjiang,Daqing,163000)
Abstr act :T he contradiction of pr essure rising too fast is appeared in water floding development at Xin Z F y f j f ,y z y z ,f ,z j y K y S y f ;x y z ;y ;S 47
2012年第2期 郭迎利 新肇油田注水压力上升原因及对策浅析hao oil ield.Anal sis o in ection o the rising Proposed b optimi ing cla stabili er in illing acidi ing and in ection waterto slow the activit .
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