鄯善油田注水井堵塞特征及解堵技術(shù)研究

陳軍，虎海賓，郭軍，李海濤，劉波，史花轉(zhuǎn)

（中國(guó)石油吐哈油田分公司鄯善采油廠，新疆鄯善838202）

鄯善油田注水井堵塞特征及解堵技術(shù)研究

陳軍，虎海賓，郭軍，李海濤，劉波，史花轉(zhuǎn)

（中國(guó)石油吐哈油田分公司鄯善采油廠，新疆鄯善838202）

鄯善油田屬于低孔特低滲油田，注水井注水壓力逐年上升，注水井欠注已成為突出矛盾，嚴(yán)重影響油田注水開發(fā)效果。室內(nèi)試驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)認(rèn)為儲(chǔ)層敏感性、注入水水質(zhì)、地層結(jié)垢以及增注措施的影響是油田注水井傷害主要因素。通過開展巖心溶蝕試驗(yàn)，認(rèn)為多氫酸體系在該地區(qū)具有良好的適應(yīng)性，并以此確定出用酸強(qiáng)度等關(guān)鍵參數(shù)，繪制了相應(yīng)的應(yīng)用圖版。

傷害機(jī)理；解堵；多氫酸；現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

鄯善油田自1991年注水以來，注水壓力不斷上升，油田注水井共206口，平均注水壓力達(dá)29.3 MPa。其中欠注井近40口，注不進(jìn)停注井25口。注水井停、欠注后周圍油井產(chǎn)量遞減加快，油田注水開發(fā)效果變差。明確注水井欠注原因，并采取行之有效的降壓增注措施迫在眉睫。

1　注水井欠注原因分析

1.1地層敏感性礦物傷害

根據(jù)油田粘土礦物成分分析表明，油藏主力層三間房組以高嶺石和綠泥石為主，分別占36.38%和32.74%，伊蒙混層含量為12.15%。采用鄯10-131井巖心進(jìn)行敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，其儲(chǔ)層敏感性為中水敏、中速敏、弱酸敏。其中水敏、速敏是鄯善油田低滲油藏的主要傷害因素。目前鄯善油田各個(gè)區(qū)塊均采用高壓注水，注入量大容易導(dǎo)致發(fā)生速敏損害。由于注水周期長(zhǎng)，注入量大，因此注水造成的粘土傷害的累加程度也將很大。

1.2水質(zhì)不達(dá)標(biāo)導(dǎo)致地層傷害

鄯善油田注入水是經(jīng)過處理后的污水，從表1中2012年6月注入水沿程水質(zhì)監(jiān)測(cè)結(jié)果看，懸浮物含量嚴(yán)重超標(biāo)，懸浮物粒徑中值及總鐵含量也不同程度超標(biāo)。鄯善油田小孔喉比例高，小于1 μm孔喉占44.9%～72.4%，平均占58.2%，而大于3 μm的孔喉僅占14.3%，懸浮物在水中的大量存在會(huì)因吸附、堆砌、橋架作用堵塞孔道。

1.3注入水結(jié)垢造成堵塞

注入水中溶解的CO32-、HCO3-、SO42-在一定條件下保持平衡，注入水由井口注入地層，溫度逐漸升高，大量沉淀從水中析出堵塞地層。取3口井井筒垢樣，進(jìn)行洗油烘干，然后將洗凈的垢樣進(jìn)行X衍射分析，分析結(jié)果（見表2）。從井筒垢樣分析結(jié)果看，垢樣中無(wú)機(jī)物主要為方解石，另有兩個(gè)樣中含有少量石英。

表1　2012年6月鄯善油田沿程水質(zhì)變化情況

表2　井筒垢樣礦物成分分析

1.4轉(zhuǎn)注、增注措施的影響

油田7個(gè)區(qū)塊注水井共206口，其中絕大多數(shù)井為轉(zhuǎn)注井，轉(zhuǎn)注前油井生產(chǎn)過程中在近井地帶會(huì)形成有機(jī)沉積，轉(zhuǎn)注后，儲(chǔ)層環(huán)境中的各個(gè)因素都發(fā)生變化，從而導(dǎo)致地層有機(jī)質(zhì)傷害的加劇、潤(rùn)濕性的改變、地層微粒的敏感性傷害等。同時(shí)在進(jìn)行壓裂酸化等增注措施時(shí)如果施工質(zhì)量不能得到嚴(yán)格監(jiān)控，比如配液用水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)、配液罐清洗不干凈、酸液或添加劑失效等，都會(huì)導(dǎo)致對(duì)地層產(chǎn)生致命傷害。

1.5儲(chǔ)層傷害程度分析

一般模型：S=（K/Kd-1）ln（rd/rw）

用表皮系數(shù)可以估算損害帶半徑和損害帶滲透率降低程度對(duì)損害的影響。

假設(shè)在損害帶內(nèi)滲透率滿足指數(shù)關(guān)系：

圖1　損害帶半徑和損害帶滲透率降低程度關(guān)系曲線

由圖1可以看出，當(dāng)注水過程中井壁處滲透率下降幅度在50%時(shí)儲(chǔ)層傷害半徑在2.4 m左右。

2　注水井解堵技術(shù)研究

前期鄯善油田主要采用了土酸、氟硼酸等酸液體系，起到一定的緩速效果，但是在抑制酸巖反應(yīng)二次傷害等方面效果較差。為了選擇適應(yīng)性更強(qiáng)的酸液配方，本研究針對(duì)以往使用過的酸液體系及新引進(jìn)的多氫酸體系開展適應(yīng)性和配方體系研究，優(yōu)選出針對(duì)性工作液配方。

2.1酸液性能評(píng)價(jià)

2.1.1緩速性能多氫酸為一中強(qiáng)酸，主要由SA601和SA701兩部分組成。SA601是多元弱酸，H+在溶液中部分電離出來，SA701為氟化鹽，負(fù)責(zé)提供F-，兩種物質(zhì)交替注入在粘土表面生產(chǎn)HF。由圖2可知，多氫酸能長(zhǎng)時(shí)間的保持低濃度HF，減少二次沉淀的產(chǎn)生。

圖2　不同濃度多氫酸電位曲線

2.1.2沉淀控制能力

（1）實(shí)驗(yàn)步驟：①用蒸餾水配制0.1 g/L的CaCl2、NaCl、KCl，0.4 g/L的AlCl3、MgCl2混合鹽溶液200 mL，分為3等分；②根據(jù)溶液中F離子摩爾數(shù)相同的原理，分別配制HCl含量為6%的土酸、氟硼酸、多氫酸（F摩爾數(shù)0.15 mol）溶液各50 mL；③將相同體積的酸液與鹽溶液（50 mL+50 mL）混合；④在一小時(shí)的時(shí)間內(nèi)，分多次向混合溶液中加入含2.28 g/kg二氧化硅的硅酸鈉溶液，每次1 mL，觀察溶液的沉淀情況。

（2）實(shí)驗(yàn)結(jié)果：由表3可以看出含氟酸液在地層中容易形成硅酸鹽沉淀物，但不同的酸液體系對(duì)硅酸鹽沉淀的產(chǎn)生具有不同程度的抑制作用，多氫酸效果較好，氟硼酸和土酸效果較差。

2.2酸液溶蝕試驗(yàn)

2.2.1垢樣與酸液的溶蝕試驗(yàn)選用鄯3-231井垢樣，采用鹽酸、土酸、氟硼酸和多氫酸進(jìn)行溶蝕試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果（見表4）。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看鹽酸、土酸、氟硼酸溶蝕率基本都在70%以上，多氫酸溶蝕率在50%左右。可見鹽酸可溶物含量較高，多氫酸因鹽酸濃度相對(duì)低而導(dǎo)致垢樣溶蝕率低。

表3　不同體積硅酸鈉溶液與酸液混合后沉淀情況

表4　垢樣溶蝕試驗(yàn)結(jié)果

2.2.2巖粉與酸液的溶蝕試驗(yàn)取一定量鄯10-131井巖粉分別放入50 mL不同濃度的鹽酸、土酸、氟硼酸和多氫酸溶液的燒杯中溶蝕2 h，在80℃記錄巖粉與不同濃度和類型酸液的溶蝕率大小以及酸不溶物含量的多少。根據(jù)酸濃度變化對(duì)溶蝕率的影響確定各種酸液的使用濃度。

2.3注酸強(qiáng)度研究

2.3.1前置液注入強(qiáng)度的確定據(jù)鄯善油田儲(chǔ)層特征，參考油田注水井歷年酸化施工數(shù)據(jù)，根據(jù)相應(yīng)計(jì)算方法，可得到圖3。根據(jù)前面鹽酸可溶物含量在4%～8%，確定前置液注入強(qiáng)度為0.5 m3/m～1.5 m3/m，對(duì)于其它解堵半徑、溶蝕率下的用酸強(qiáng)度可進(jìn)行插值求得。

2.3.2處理液注入強(qiáng)度確定同樣原理模擬出了針對(duì)不同解堵半徑和不同儲(chǔ)層厚度的處理液注入強(qiáng)度。圖4是針對(duì)不同解堵半徑和儲(chǔ)層厚度注酸強(qiáng)度，對(duì)于其它厚度儲(chǔ)層注酸強(qiáng)度可進(jìn)行插值求得。

2.4水井增注礦場(chǎng)試驗(yàn)

截止2013年1月共應(yīng)用多氫酸解堵增注試驗(yàn)10井次，有效10井次，有效率100%，注水量增加27 m3/d，視吸水指數(shù)增加2.76倍，單井累增注0.21萬(wàn)m3，有效期平均為85 d，9井次繼續(xù)有效。

表5　鄯善油田酸液濃度選擇

圖3　鄯善油田注水井酸化前置液注入強(qiáng)度圖版

圖4　鄯善油田注水井酸化處理液注入強(qiáng)度

3　結(jié)論

（1）鄯善油田欠注的主要原因一是污水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)，懸浮物固相顆粒產(chǎn)生橋堵，二是流體流動(dòng)過程中產(chǎn)生粘土顆粒運(yùn)移，三是注入水結(jié)垢影響。

（2）多氫酸緩速性能好，二次傷害小，在該地區(qū)具有較好的適應(yīng)性。

（3）對(duì)于一些傷害較為嚴(yán)重的井，也可選擇多氫酸、氟硼酸體系與土酸復(fù)配，形成組合/復(fù)合酸液體系，一方面緩速酸增大酸液的有效作用距離，另一方面土酸將加強(qiáng)對(duì)近井地帶的溶蝕，提高滲流能力。

（4）鄯善油田注水井解堵處理半徑要達(dá)到2 m以上，才能達(dá)到好的解堵效果。

（5）酸化后根據(jù)油藏實(shí)際情況，合理配注，并嚴(yán)格控制注水速度及注水水質(zhì)，初期配注量建議盡量低一點(diǎn)，且盡量保持穩(wěn)定注水，以避免短期內(nèi)由于大排量注水造成顆粒運(yùn)移而導(dǎo)致新的堵塞。

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The characteristic of injection well plugging and research of broken down technology in Shanshan oilfield

CHEN Jun，HU Haibin，GUO Jun，LI Haitao，LIU Bo，SHI Huazhuan
（Oil Production Plant Shanshan of PetroChina Tuha Oilfield Company，Shanshan Xinjiang 838202，China）

Shanshan oilfield belongs to low porosity and low permeability oil fields.The water injection pressure rises year by year in injection wells.Owe injection water has become a prominent contradiction，which seriously affects the development of oilfield water injection. Laboratory test and field experience think that reservoir sensitivity，injection water quality，the influence of formation scaling and the measures augmented injection are the major factors of well damage in the oil field.Through the development of core dissolution test，we believe that the more hydrogen acid system has the good adaptability in the region.Through these，this paper identifies with the acid strength of key parameters and draws the corresponding application chart.

damage mechanism；broken down；more hydrogen acid；field application

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.04.016

TE358

A

1673-5285（2015）04-0054-04

2014－12-23

陳軍，男（1986-），工程師，2007年畢業(yè)于成都理工大學(xué)石油工程專業(yè)，在吐哈油田鄯善采油廠采油工程室從事儲(chǔ)層改造研究工作，郵箱：cj1985624@sina.com.cn。