【正文】 二連地區(qū)低滲透砂巖油藏儲層傷害機理及防治措施研究地質(zhì)研究所二000年一月前 言項目收集了二連地區(qū)低滲透油藏開發(fā)歷年來壓力資料、中途測試等資料，建立了壓力與原油性質(zhì)、生產(chǎn)壓差與采液指數(shù)、油水井連通狀況與壓力剖面的關(guān)系。結(jié)合油水井工作制度變化，以及各種解堵劑在油田中的實際應(yīng)用和經(jīng)濟效益評價結(jié)果，從主要生產(chǎn)指標(biāo)入手，分析了造成儲層傷害的各種可能因素，論述了各種儲層傷害的機理；并對油田下一步解堵劑的選擇提出方向性的意見。最后結(jié)合油田原油性質(zhì)現(xiàn)場綜合調(diào)查結(jié)果，分析其變化趨勢，認(rèn)為目前影響油田正常生產(chǎn)的最主要因素是原油中蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分含量上升，從而導(dǎo)致井底嚴(yán)重結(jié)蠟，為油田后期生產(chǎn)管理提供寶貴建議。第一部分 油藏壓力分布資料收集及研究 一、收集歷年來低滲透油藏觀察井，壓降、壓恢、新井試油的靜壓和流壓的變化情況收集歷年來二連低滲透油田觀察井、壓降、壓恢新井試油的靜壓、流壓變化情況（淖爾油田壓力值無對比性）。見圖112； 13；表11112。綜合各類壓力變化得出結(jié)論，97年以前，由于“雙高”注水的原因，兩南油田的壓力基本上一直呈上升趨勢，只是98年以后，控水穩(wěn)油、提液降壓的提出和對“雙高”注水的危害認(rèn)識的深化，通過降低注采比，兩南油田壓力才處于穩(wěn)中稍降的狀態(tài)。二、研究油藏壓力與原油性質(zhì)（粘度）的變化關(guān)系粘度可定量在具體壓力和溫度條件下，在流體內(nèi)引發(fā)一個具體剪切速率所要求的剪切應(yīng)力比率，也就是說，油藏原油粘度是油藏壓力、溫度變化的函數(shù)。Vasguez 和Beggs 提出：μ0=μ0b(p/pb)m 式中 μ0——ppb下的粘度() μ0b——pb下的粘度() pb——泡點壓力（MPa） P——目前壓力（MPa） m=C1*P*C2*EXP(C3+C4P) 式中:C1= C2= C3= C4=102 由公式可以看出：地層原油粘度隨壓力上升而上升，做散點圖（見圖14142），可看出，地面原油粘度基本上也存在隨地層壓力上升而上升的趨勢。二連中心化驗室對十年來低滲油田原油性質(zhì)進行取樣分析，作出各油田原油性質(zhì)變化圖（圖143），可看出，隨著油田開發(fā)，地層壓力上升，原油粘度和初餾點基本上呈上升趨勢，也就是說原油性質(zhì)逐漸變差，這將導(dǎo)致地層滲流能力變差。三、研究生產(chǎn)壓差與采液指數(shù)的關(guān)系以年度為單位，計算兩南油田的產(chǎn)液指數(shù)與生產(chǎn)壓差，做二者關(guān)系圖，(圖15)，由圖看出：“兩南”油田的采液指數(shù)與生產(chǎn)壓差呈指數(shù)遞減關(guān)系，即采液指數(shù)隨生產(chǎn)壓差的增大而逐漸減小，這也說明兩南油田試圖靠放大生產(chǎn)壓差達到提液的目的是不可取的。兩者出現(xiàn)這種關(guān)系有兩方面原因:一方面，提高地層壓力，必然導(dǎo)致原油粘度上升；另一方面，降低流壓，原油脫氣析蠟等造成地層滲流能力變差。四、收集整理研究縱向剖面上壓力分布規(guī)律由于哈南油田壓力剖面沒有代表性，僅以阿南油田阿31斷塊為例（見圖16），用開發(fā)過程中所測的RFT資料和初期原始壓力剖面對比可看出，縱向剖面上小層的壓力基本上是上升的，結(jié)合油水井的連通關(guān)系和物性變化可得出：1）油水井連通，且水井物性差的層或彈性生產(chǎn)層低于原始壓力；2）油水井連通，油水井物性均較好的層，壓力上升值較大；3）油水井連通，注水井物性好，油井物性差的層，壓力上升幅度?。晃?、分析不同構(gòu)造部位，不同見效特征的典型井，歷年來壓降、壓恢曲線資料，分析其特征，說明儲層滲流特征的變化。二連低滲透油田壓降、壓恢曲線由于關(guān)井時間短（一般5天），很少達到擬穩(wěn)定直線段，無法對地層的滲流特征進行定量分析，僅從初期壓力與時間的變化關(guān)系做一定性分析。統(tǒng)計近四年來兩南油田20口井壓降壓恢資料，作出如下結(jié)論：①導(dǎo)水?dāng)鄬痈浇y(tǒng)計五口井資料，認(rèn)為斷層附近，滲流能力變好。典型如哈11416井（圖171），97年4月與99年6月的壓降曲線對比，在5天內(nèi)，99年6月比97年4月壓力下降幅度大，說明隨著時間的推移，水井與斷層溝通越好，壓力傳導(dǎo)速度提高，滲流能力變好。②油水井見效地區(qū)統(tǒng)計九口井資料認(rèn)為，油水井見效地區(qū)，滲流能力均變差，注水井如阿31425井（圖172），99年8月與98年4月對比，99年8月壓力下降緩慢，滲流能力變差。分析有兩個原因：a，98年鉆新井放壓嚴(yán)重，導(dǎo)致污染。b，油田注水水質(zhì)仍存在問題采油井如阿31429井（圖173），99年8月比98年8月壓力恢復(fù)慢，滲流能力變差。主要因為在此期間，該井泵沉沒度一直保持在40左右，，造成原油在近井地帶的油層脫氣，重質(zhì)成分滯留在井底，形成堵塞。③注水井不見效地區(qū)統(tǒng)計六口井資料認(rèn)為，注水井由于超破裂壓力注水，滲流能力存在變好后又變壞的過程，油井由于地層壓力降低，滲流能力變差。注水井哈1416井（圖174），從三次壓降曲線可看出，地層壓力逐步抬升，初期正常注水（96年6月），壓力傳導(dǎo)較慢，隨著“雙高”注水的開始（98年7月），近井地帶產(chǎn)生微裂縫，滲流能力變好，但由于周圍油井不受效，裂縫延伸有限，地層壓力繼續(xù)抬升，滲流能力又逐步變差。采油井哈14121井（圖175），99年8月與98年10月對比，地層壓力明顯降低，壓力恢復(fù)緩慢，滲流能力變差。 第二部分 油井產(chǎn)液水平及產(chǎn)量遞減規(guī)律分析一、產(chǎn)液水平分析（一）產(chǎn)液水平分析理論最大排液量的計算根據(jù)陳博生關(guān)于冀中第三系最大排液量計算方法：qmax=[△Pmax（0）△P0].△pmax(0)=p0[pp –.(lmlp)103]式中： qmax——各種泵徑下油井的最大產(chǎn)液量，t/d△ Pmax（0）——原始油層壓力下的最大生產(chǎn)壓差，(Mpa)lm——油層中部深度，(m)lp——泵下入最大合理深度，(m)pp——滿足一定泵效的泵口壓力，(Mpa)△ P0——油層總壓降, (Mpa)p0——原始油層壓力，(Mpa）a0——油井見水前的采油指數(shù)，t/（）al——無因次采液指數(shù)，小數(shù)g——重力加速度， D1——混合液密度 ，g/cm2結(jié)合二連低滲透油田目前具體的地質(zhì)參數(shù)和實際生產(chǎn)參數(shù)計算可得（見表21）：阿南油田單井最大產(chǎn)液量： t哈 南 吉 和 吉格森 實際排液能力分析從目前實際排液量來看，重點斷塊單井日產(chǎn)能力已達到最大產(chǎn)液量的90%以上，說明重點斷塊在針對油藏存在問題進行綜合治理以后，基本上發(fā)揮了油藏的產(chǎn)液能力。（二）產(chǎn)液指數(shù)的變化規(guī)律研究“兩南”砂巖油藏總體產(chǎn)液，產(chǎn)油指數(shù)的變化“兩南”砂巖油藏總體產(chǎn)液，產(chǎn)油指數(shù)的變化與其它低滲透砂巖一樣，低含水期出現(xiàn)大幅度下降，中含水期穩(wěn)定，高含水期上升， 產(chǎn)油指數(shù)則一直呈現(xiàn)下降趨勢（如圖211，212），阿南油田產(chǎn)液指數(shù)下降期較長，直至含水大于50%之后才趨于穩(wěn)定；哈南砂巖油藏在含水進入30%之后便趨于穩(wěn)定，但兩南具有共同的特點，即含水大于70%進入產(chǎn)液指數(shù)上升階段。但在實際開發(fā)中，哈南油田與理論曲線基本一致，阿南油田產(chǎn)液指數(shù)一直呈下降趨勢。這說明阿南油田開發(fā)過程中具有嚴(yán)重的污染現(xiàn)象。開發(fā)調(diào)整對產(chǎn)液（油）指數(shù)變化的影響油藏的自身特性決定了其滲流特征的變化規(guī)律，但不同的開發(fā)調(diào)整對其產(chǎn)液指數(shù)變化有一定的影響，從阿南油田的產(chǎn)液指數(shù)變化曲線上可以看出，92年注水全面見效后，產(chǎn)液產(chǎn)油指數(shù)均出現(xiàn)了相對高點；94年細分層系后，新動用層系均高產(chǎn)，使整體產(chǎn)液油指數(shù)出現(xiàn)了上升，98年和99年進行提液降壓工作后，無因次產(chǎn)液和產(chǎn)油指數(shù)也出現(xiàn)了上升，因此，其調(diào)整工作對產(chǎn)液產(chǎn)油指數(shù)的變化有一定的影響，從哈301的曲線（圖22）上也可看出這一點。不同物性條件下產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)變化規(guī)律二連低滲透砂巖油藏正韻律沉積的特點決定了其由下向上物性變好，儲層由礫巖逐漸過渡至細砂巖，比較典型的哈南砂巖油藏，AII油組為巨厚塊狀或?qū)訝畹[巖，AI下則為粗—中細砂巖，屬特低滲儲層，AI中和AI上為細砂巖儲層。從層系間干擾比較小的哈24斷塊北部三套層系的曲線（圖231，232，233）分析，變化趨勢基本一致，但同期投產(chǎn)的AI上屬中低滲儲層，產(chǎn)液指數(shù)始終低于理論值，AI下的產(chǎn)液指數(shù)在含水大于60%，卻超過了理論值，而單井產(chǎn)量AI上是AI下的3倍，且油層物性明顯好于AI下。因此認(rèn)為，AI上存在一定的污染，9899年對AI上的5口井進行了酸化解堵 ，口口有效。二、遞減規(guī)律分析二連低滲透砂巖油藏遞減規(guī)律研究二連低滲透砂巖油藏遞減率一直保持在較高水平，從九一年至九八年，%%，%%，油藏的遞減表現(xiàn)可劃分二個階段：一是9193年，即89年產(chǎn)能建設(shè)完后注采完善階段，本階段表現(xiàn)為隨著產(chǎn)量逐年下降，遞減有變小的趨勢，兩南砂巖油藏的產(chǎn)能自然遞減由20%%，%%；二是9498年，本階段是進行大規(guī)模開發(fā)調(diào)整階段，本階段表現(xiàn)為隨著新增產(chǎn)能的投入，遞減有逐年加大的趨勢。以兩南砂巖油藏為典型，%上升至30%以上，%上升至25%以上，在這兩個階段中，產(chǎn)量和產(chǎn)能遞減規(guī)律是非常相似的（如圖 24 –1，242，243，244，245，246 ）。歷年投產(chǎn)油井產(chǎn)量遞減規(guī)律分析從兩南油田歷年投產(chǎn)油井產(chǎn)量遞減表（表22）和生產(chǎn)柱狀圖（圖251，252），均可明顯看出，投產(chǎn)初期產(chǎn)量均有較大的遞減，隨后產(chǎn)量保持低水平的穩(wěn)定，這個遞減一般均在15%20%之間，甚至更大。除了88年投產(chǎn)井有近3年的相對穩(wěn)產(chǎn)期外（井?dāng)?shù)較少，產(chǎn)量比例亦較小），其它新井均有這種規(guī)律，這種規(guī)律的存在，直接導(dǎo)致了93年以前的井遞減較緩和94年以后的井產(chǎn)量遞減逐年加大。不同層系或物性條件下油井產(chǎn)量遞減分析二連低滲油田儲層均存在由下向上物性變好及斷層竄流的影響，這里對哈301為代表的竄流區(qū)和哈24為代表的整裝區(qū)域進行了分析，從哈301斷塊可以看出，96年整體無大規(guī)模調(diào)整工作量的情況下，以往竄流所形成的AI上高壓高滲區(qū)（層系），遞減較大，其它層系則基本相同。98年同樣無大規(guī)模投入，但由于97年產(chǎn)能投入較大，因此總遞減均表現(xiàn)為負值，從遞減幅度看基本相似（見表23），說明竄流區(qū)內(nèi)部的遞減總體一致，層系間無太大差別，而哈24斷塊則不同，9798年均無大型調(diào)整投入，可對比的AI上和AI中層系，表現(xiàn)出兩種不同的形勢：AI上連續(xù)兩年解堵提液保持了較低的遞減，而AI中遞減則高達20%以上。第三部分 中途測試資料的分析 中途測試資料是反映油井生