南堡低渗透油藏洗井技术优化研究与应用

南堡低渗透油藏洗井技术优化研究与应用

彭凯

冀东油田南堡作业区，河北唐山 063200

摘 要：南堡油田低渗透储层主要以绿泥石和伊/蒙混层为主，属于中孔特低渗储层。储层具有中等偏强速敏、强水敏、中等偏强-强盐敏、弱酸敏、中等偏弱-弱碱敏。目前地层压力系数较低，洗井后漏失严重，含水恢复期过程，严重影响油井产量。针对上述问题，最根本的措施是控制洗井液进入油层。从现场管理及成本角度出发，开展了关于热洗方式优化的研究工作，使油层污染得到有效控制，提高了低渗透油藏的经济效益。

关键词：低渗漏；水敏；伤害机理；油层保护

1. 前言

南堡油田低渗透油层主要分布于4号构造与2号构造转折带的一个宽缓的断鼻构造，储层以绿泥石和伊/蒙混层为主。从储层特性上看，含有绿泥石、伊蒙混层、绿蒙混层等粘土矿物，易发生水化膨胀、分散和脱落，具有较强水敏、酸敏特征。从储集空间看，均表现为中孔低渗，易受到乳化堵塞和水锁等伤害使油层的有效渗透率明显降低。从流体性质看，原油中含蜡量均较高，可能生成有机沉淀。因此，油气层保护技术是重要的稳产措施，做好油气层保护工作能够有效的保证产量的平稳运行。

2、油层伤害机理研究

洗井液对油层伤害原因分类主要分为：（1）洗井液漏失水敏伤害：地层不配伍的外来流体进入地层后，引起粘土膨胀、分散、运移而导致渗透率下降的现象；（2）乳化堵塞：洗井液预处理不合格，这些颗粒随洗井液进入井筒并在井筒液柱压力和井口水泥车压力的作用下从射孔孔道侵入地层；（3）固相侵入：与地层流体的化学性质不完全相同，那么岩石孔隙网格中的任何膨胀性粘土如蒙脱石、伊蒙混层会发生膨胀、分散、运移，非膨胀粘土如高岭石也能分散，并易和其它微小颗粒一起流动的流体而运移，从而堵塞有效的流动通道；（4）岩石的损害：井筒液柱和地层压力的不平衡，洗井液---水相侵入井眼附近区域，使得含水饱和度增加，甚至超过原始饱和度，导致水的相对渗透率提高和碳氢化合物的相对渗透率降低，水侵入地带毛管性能改变，从而使油井含水上升且持续不降，油井产水量增加，产油量减少；（5）相对渗透率：进入地层的洗井液与地层流体配伍不好，会发生有害的化学反应，从而改变了油水界面张力和导致润湿性转变，即由水润湿变为油润湿或由油润湿变为水润湿。

3、外来液伤害评价及优化

通过对南堡油田常用的压井液体系分别从以下几个方面开展界面张力、渗透率保持率等方面进行伤害评价。

入井液表/界面张力的测定

优质压井液、普通压井液、2%KCl、2%NH4Cl都不具备明显的表/界面活性，建议在其中加入一定的防水锁剂提高其表/界面活性。

不同压井液体系

过滤后压井液减少了固相损害，其中3%的氯化铵效果最好。

不同压井液密度

压井液密度越高，岩心渗透率保留值越低。

4、生产过程中优化

针对作业中防污染工艺选择：（1）满足不洗压井作业条件井，优先实施不洗压井作业；（2）对历史作业漏失、含水恢复期长、采用防漏失管柱。

防漏失管柱示意图

日常维护过程中油层保护措施：（1）符合自循环洗井作业的油井优先实施自循环洗井；（2）产量较高井使用暂堵剂暂堵避免漏失；（3）产量较低且存在漏失的油井洗井时采用

5、结语

针对南堡低渗透油藏等特性，围绕渗透率保留率这一关键指标，高密度压井液采用优质压井液并添加一定的防水锁剂；低密度的采用3%浓度的氯化铵溶液效果最佳。生产及作业过程中采用防漏失管柱为主，配合微泡暂堵、免洗压井为辅的方式进行油层保护。

参考文献：

[1]刘德平 . 新型无固相压井液的研制及性能评价 [J]，天然气工业，2005，25（4）：32-33.

[2]杨小平，周海，王纪春，等 . 高密度低伤害压井液体系 [J]. 石油钻采工艺，2002，（6）：56-57.