水侵傷害儲(chǔ)層復(fù)合解堵工藝

李躍林，梁玉凱，鄭華安

(中海石油(中國)有限公司，廣東 湛江 524057)

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水侵傷害儲(chǔ)層復(fù)合解堵工藝

李躍林，梁玉凱，鄭華安

(中海石油(中國)有限公司，廣東 湛江 524057)

針對(duì)潿洲RRX復(fù)雜斷塊油田潿四段生產(chǎn)井修井液漏失造成儲(chǔ)層傷害的問題，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及軟件模擬分析，明確了造成儲(chǔ)層傷害的主要原因?yàn)樗i、水敏及有機(jī)質(zhì)沉積等，并研制了清洗劑+防水鎖降壓助排液+有機(jī)酸的復(fù)合解堵液體系。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：清洗劑OTY對(duì)油垢的溶解率可達(dá)100%；防水鎖降壓助排液潤濕角為0 °，表面張力低至26.0 mN/m；8%有機(jī)酸HY-A在4h內(nèi)對(duì)儲(chǔ)層巖粉的溶蝕率為5%，且無二次污染；水侵傷害解堵后巖心滲透率恢復(fù)率為98.2%。該復(fù)合解堵體系在BX-1井現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后采油指數(shù)由1.5 m3/(d·MPa)增至65.0 m3/(d·MPa)，產(chǎn)能提高43倍，日增油量為650 m3/d，解堵增油效果顯著。該技術(shù)對(duì)同類型儲(chǔ)層的解堵有較好的借鑒作用。

水鎖；水敏；清洗劑；有機(jī)酸；復(fù)合解堵；潿洲組

0 引 言

潿洲RRX油田位于南海北部灣海域，是一個(gè)復(fù)雜斷塊油田[1]。目的油層潿四段屬于中—低孔、中—低滲儲(chǔ)層，黏土礦物以伊蒙混層、綠泥石為主。據(jù)統(tǒng)計(jì)，該區(qū)塊85%的生產(chǎn)井由于修井液漏失造成儲(chǔ)層傷害，修井后產(chǎn)能下降甚至無產(chǎn)出，嚴(yán)重制約區(qū)塊產(chǎn)能。儲(chǔ)層傷害的主要原因?yàn)椋核i傷害、水敏傷害及有機(jī)質(zhì)沉積傷害。酸化解堵作為油田增產(chǎn)的常用措施被廣泛使用，但潿四段儲(chǔ)層酸敏性較強(qiáng)，用酸不當(dāng)易出現(xiàn)二次傷害[2-5]。針對(duì)該問題，研制新型復(fù)合解堵液體系對(duì)提高區(qū)塊產(chǎn)能有重要意義。

1 解堵液體系的配制及性能評(píng)價(jià)

針對(duì)潿四段水鎖、水敏、有機(jī)質(zhì)沉積傷害，優(yōu)選清洗劑、降壓助排劑、有機(jī)酸等，構(gòu)建復(fù)合解堵液體系，并對(duì)其性能進(jìn)行測(cè)定。

1.1 核心處理劑篩選

1.1.1 清洗劑

根據(jù)潿四段原油分析結(jié)果及相似相容原理，采用白油和改性脂肪酸酯復(fù)配形成清洗劑OTY。清洗劑OTY在不同條件下對(duì)油垢進(jìn)行溶解，結(jié)果見表1。

表1 OTY對(duì)油垢溶解性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表1可知，在儲(chǔ)層溫度(90 ℃)下3 h后，OTY對(duì)原油形成的油垢溶解率達(dá)到100%，能夠有效分散原油中蠟和瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分，現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)過程中有利于清洗管柱及疏通滲流通道。

1.1.2 有機(jī)酸

常用土酸及鹽酸酸化過程反應(yīng)速度快，酸液有效作用距離短，酸化后易破壞儲(chǔ)層巖石骨架，導(dǎo)致二次沉淀[6]。有機(jī)膦酸HY-A通過多級(jí)水解反應(yīng)釋放H+，可控制酸巖反應(yīng)速度。同時(shí)膦酸分子中的易解離羥基可以同金屬離子配位，形成多核絡(luò)合物，其螯合作用可以抑制二次沉淀的產(chǎn)生?？疾炝薍Y-A對(duì)巖屑的溶蝕率及對(duì)巖心滲透率的影響情況，并與常用土酸進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見表2、3。

表2 有機(jī)膦酸HY-A、常規(guī)土酸對(duì)砂巖巖粉的溶蝕率

表3 有機(jī)膦酸HY-A、常規(guī)土酸處理后巖心滲透率變化情況

1.1.3 降壓助排劑

潤濕性決定著油藏流體在巖石孔道內(nèi)的微觀分布，常用有機(jī)醇改變儲(chǔ)層潤濕性[7]。對(duì)4種有機(jī)醇的接觸角及表面張力等進(jìn)行測(cè)定，結(jié)果見表4。

表4 有機(jī)醇安全性和潤濕性對(duì)比評(píng)價(jià)結(jié)果

由表4可知，SAT-1閃點(diǎn)為74 ℃，較常規(guī)甲醇、乙醇安全性高；隨著濃度的增加，20%SAT-1接觸角為0°，完全水濕。SAT-1氣液表面張力低至26.0 mN/m，根據(jù)Laplace公式，較低的表面張力有利于解除水鎖傷害及后期解堵返排[8-10]。

根據(jù)核心處理劑的研究結(jié)果，添加必要的防水鎖劑、黏土穩(wěn)定劑及緩蝕劑，確定復(fù)合解堵體系各工作液的配方：前置液為清洗劑OTY；防水鎖降壓助排液為海水+20%降壓助排劑SAT-1+4%防水鎖劑FT-2+2.0%黏土穩(wěn)定劑QY-1；有機(jī)酸液體系為海水+8%有機(jī)膦酸HY-A+2%防水鎖劑FT-2+2.0%黏土穩(wěn)定劑QY-1+3.0%緩蝕劑HS-B；頂替液為海水+2.0%黏土穩(wěn)定劑QY-1+2%防水鎖劑FT-2。

1.2 性能評(píng)價(jià)

1.2.1 配伍性

將清洗劑、防水鎖降壓助排液、有機(jī)酸液與地層水以不同比例混合，在110 ℃、常壓、密閉12 h實(shí)驗(yàn)條件下，觀察實(shí)驗(yàn)前后溶液的變化情況。結(jié)果表明：清洗劑與地層水分層明顯，沒有發(fā)生乳化或渾濁現(xiàn)象；防水鎖降壓助排液、有機(jī)酸液與地層水混合均勻，無分層、無沉淀現(xiàn)象。

將清洗劑、防水鎖降壓助排液、有機(jī)酸液與原油以不同比例混合，考察其與原油的配伍性。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，清洗劑可與原油互溶。用Brookfiled DV-Ⅱ+ Pro黏度計(jì)測(cè)定50 ℃時(shí)防水鎖降壓助排液、有機(jī)酸液與原油混合液的黏度(表5)。結(jié)果表明，未出現(xiàn)乳化增稠、酸渣現(xiàn)象。

表5 與原油配伍性結(jié)果

1.2.2 基礎(chǔ)性能

對(duì)各工作液性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，包括防膨率、表面張力、腐蝕速率、潤濕角及解堵性能等，結(jié)果見表6。

表6 復(fù)合解堵體系基礎(chǔ)性能

由表6可知：工作液的防膨率均高于90%，具有良好防水敏作用；氣液表面張力在20 mN/m左右，潤濕角小于10 °，利于酸液返排；有機(jī)酸液中加入緩蝕劑(3.0%HS-B)，平均腐蝕速率為0.986 9 g/(m2·h)，達(dá)到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5405—1996中一級(jí)品的要求，加入防水鎖劑(2%FT-2)和黏土穩(wěn)定劑(2.0%QY-1)，降低水鎖傷害和增強(qiáng)防膨性能，解堵后巖心滲透率恢復(fù)率達(dá)到120%；各工作液處理后的巖心滲透率恢復(fù)率均超過95%，未造成二次污染傷害，性能指標(biāo)均能滿足入井要求。

1.2.3 綜合解堵性能評(píng)價(jià)

使用海水、修井液對(duì)巖心污染后，采用復(fù)合解堵液體系解堵。巖心初始滲透率為2.45×10-3μm2，采用5倍孔隙體積的海水、修井液污染巖心，滲透率下降至0.47×10-3μm2，巖心傷害率為80.9%。反向擠入1倍孔隙體積的清洗劑、1倍孔隙體積的防水鎖降壓助排液和2倍孔隙體積的有機(jī)酸液，反應(yīng)4 h后，巖心滲透率恢復(fù)至2.41×10-3μm2，巖心滲透率恢復(fù)率為98.2%，基本解除了儲(chǔ)層傷害。

1.3 適用范圍

復(fù)合解堵液體系中清洗劑適用于管柱及近井地帶膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等有機(jī)堵塞物的清除。防水鎖降壓助排液及有機(jī)酸液適用于解除低滲儲(chǔ)層外來液體侵入造成的水鎖、水敏傷害。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2.1 目標(biāo)井概況

BX-1井為該區(qū)塊一口典型水侵傷害井，為一口定向井，平均孔隙度為12.4%～17.1%，滲透率為7.8×10-3～83.6×10-3μm2。2012年，該井修井過程漏失100 m3修井液，導(dǎo)致儲(chǔ)層污染，產(chǎn)液指數(shù)由12.0 m3/(MPa·d)下降至1.5 m3/(MPa·d)，解堵前日產(chǎn)油為4 m3/d。

2.2 施工工藝及效果

使用復(fù)合解堵液體系解堵，注入壓力小于地層破裂壓力。注入藥劑段塞為：15 m3清洗劑+15 m3防水鎖降壓助排液+25 m3有機(jī)酸液+35 m3頂替液。有機(jī)酸液進(jìn)入儲(chǔ)層后，注入壓力由19.0 MPa下降至13.5 MPa，排量由0.08 m3/min上升至0.18 m3/min，表明污染得到解除，滲流通道得到疏通。解堵后，該井日增油為650 m3/d，采油指數(shù)由1.5 m3/(d·MPa)增至65.0 m3/(d·MPa)，產(chǎn)能提高43倍，已累計(jì)增油1.6×104m3，目前持續(xù)有效。

3 結(jié) 論

(1) 通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、軟件模擬及數(shù)據(jù)分析確定了潿洲RRX油田潿四段儲(chǔ)層傷害的主因?yàn)樗i、水敏及有機(jī)質(zhì)傷害等。

(2) 復(fù)合解堵液體系包括清洗劑、防水鎖降壓助排液、有機(jī)酸液等，室內(nèi)水侵傷害解堵后巖心滲透率恢復(fù)率達(dá)到98.2%。BX-1井應(yīng)用后采油指數(shù)由1.5 m3/(d·MPa)增至65 m3/(d·MPa)，產(chǎn)能提高43倍，解堵增產(chǎn)效果顯著，可為類似井的治理提供借鑒。

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編輯 孟凡勤

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.034

20160308；改回日期：20160629

國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”子項(xiàng)目“近海大中型油氣田形成條件和勘探技術(shù)”之“南海西部海域低滲油藏勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2016-ZX-05024-006)

李躍林(1967-)，男，高級(jí)工程師，1989年畢業(yè)于西南石油學(xué)院油藏工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣藏開發(fā)生產(chǎn)工作。

TE358

A

1006-6535(2016)05-0138-03