潿洲油田B井水鎖解除技術(shù)研究與應(yīng)用

宋吉鋒，梁玉凱，周玉霞

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

潿洲油田B井水鎖解除技術(shù)研究與應(yīng)用

宋吉鋒，梁玉凱，周玉霞

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

針對潿洲油田B井低滲儲層存在的水鎖傷害問題，通過大量室內(nèi)研究，形成了低界面張力劑SLT與改性有機(jī)膦酸復(fù)合解堵工藝。實驗結(jié)果表明：SLT氣—液表面張力低至18.2 mN/m，潤濕角為0，可有效降低水鎖造成的返排阻力；改性有機(jī)膦酸體系巖屑溶蝕率5%且無二次沉淀傷害，水鎖傷害解堵后巖心滲透率恢復(fù)值為98.2%。在B井現(xiàn)場應(yīng)用后，有效解除了水鎖傷害，平均日增油250 m3，增油效果顯著，對該區(qū)塊低滲儲層增產(chǎn)挖潛具有良好的借鑒和推廣意義。

低滲儲層；水鎖；表面活性劑；潿洲油田

海上低滲儲層修井過程由于儲保不利，極易受到外來液體水鎖傷害[1-3]。潿洲RRX油田B井2013年修井后產(chǎn)液指數(shù)由12 m3/MPa·d下降到1.5 m3/MPa·d，修井漏失對儲層造成嚴(yán)重污染。針對該井傷害原因開展研究，構(gòu)建了一套復(fù)合解堵體系，現(xiàn)場應(yīng)用后日增油250 m3，有效解除了儲層污染。

1 儲層特征

潿洲油田B井主力油組是一套厚層湖相泥巖夾薄層砂巖，巖石類型以中—細(xì)巖屑石英砂巖為主，石英平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為76.40 %，長石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為8.46 %，膠結(jié)物多為方解石、白云石、自生石英。黏土礦物以伊蒙混層、綠泥石為主，泥質(zhì)含量7.6 % ～ 20 %.

儲層巖性多為中—細(xì)砂巖，分選差—中等，磨圓度次園—次棱狀，反映出結(jié)構(gòu)成熟度中等特征。巖石顆粒呈次圓—次棱狀，點—線狀接觸，孔隙—再生式膠結(jié)，膠結(jié)疏松。B井射開儲層段34 m，測井解釋表明：孔隙度范圍12.4 % ～ 17.1 %，滲透率范圍7.8×10-3～ 83.6×10-3μm2。壓汞資料表明：孔喉直徑比2.29 ～ 7.32，最大連通喉道半徑4.5 ～ 15 μm，分選系數(shù)2 ～ 3，整體表現(xiàn)連通差。

2 污染原因分析

B井修井過程中，入井液體為：油田注入水與隱形酸修井液（配方：1 m3過濾海水+ 20 kg/ m3黏土穩(wěn)定劑 +15 kg/m3絡(luò)合劑 + 6 kg/m3破乳劑+10 kg/m3緩蝕劑）。上述2種液體配方中由于缺少必要防水鎖劑，低滲孔喉中由于毛管力作用極易造成堵塞，無法排除。

采用加拿大學(xué)者D. B. Bennion提出的水鎖指數(shù)APTi模型對B井進(jìn)行水鎖傷害預(yù)測，結(jié)果表明為極強(qiáng)傷害，具體結(jié)果見表1。

表1 B井水鎖傷害預(yù)測結(jié)果

3 解堵體系研究

針對B井水鎖傷害原因，通過室內(nèi)大量實驗研究，形成復(fù)合解堵體系成功解除這一問題：①選用低界面張力劑改變巖石潤濕性，降低界面張力，減小毛管阻力，提高自返排性；②篩選酸液體系疏通流體孔道，增大泄油面積。

3.1 低界面張力劑研究

氟碳表面活性劑因其獨有的表界面特性，能夠顯著降低氣—液表面張力；有機(jī)醇利用小分子吸附作用，可實現(xiàn)完全水濕[4-5]。本研究采用有機(jī)醇OR與非離子氟碳表面活性劑FT復(fù)配形成低界面張力劑SLT，并對其表界面張力、潤濕角進(jìn)行測試。

3.1.1 表界面張力測試

利用JZ-200系列界面張力儀對SLT表界面張力進(jìn)行測定，由圖1可以看出，隨著SLT加量的增加，氣—液表面張力由70 mN·m-1下降至20 mN·m-1以下，油—液界面張力由40 mN·m-1下降至0.38 mN·m-1，根據(jù)Laplace公式低表界面張力能夠有效降低水鎖造成的返排阻力，解除水鎖傷害。

3.1.2 潤濕角

利用HARKE-SPCA視頻接觸角測定儀對不同濃度SLT潤濕角進(jìn)行測定，由圖2可以看出，隨著SLT濃度加大，潤濕角逐漸減小，SLT達(dá)到2 %時，潤濕角為0，完全水濕。

圖1 SLT表面活性劑加量優(yōu)化

3.2 酸液體系研究

酸液體系的選擇需根據(jù)傷害類型、儲層巖性、礦物成份、井況、現(xiàn)場經(jīng)驗和實驗室評價結(jié)果等綜合考慮[6-7]。常用土酸體系反應(yīng)劇烈，不適合海上砂巖酸化[8]。針對海上砂巖，酸液溶蝕實驗表明：有機(jī)膦酸反應(yīng)速率適中，滿足溶蝕微粒、擴(kuò)大滲流通道的需求，同時對巖石骨架不造成損害[9-10]。通過大量的室內(nèi)試驗優(yōu)選處理劑，確定了適用于潿洲12-1油田B井的有機(jī)膦酸體系。體系配方為：油田注入水+8%復(fù)合有機(jī)膦酸HYA+2 %防水鎖劑FT+2 %黏土穩(wěn)定劑QY-1+3.0 %緩蝕劑HS-B。

3.2.1 有機(jī)膦酸體系溶蝕實驗

采用石英砂和儲層巖屑在儲層溫度（110 ℃）條件下對有機(jī)膦酸/土酸體系的溶蝕性能進(jìn)行了測定對比，結(jié)果見表2。

結(jié)果表明，相比土酸而言，有機(jī)膦酸對巖屑溶蝕率6.6 %，對石英砂的溶蝕率僅為0.82 %，由此可知，有機(jī)膦酸具有疏通孔道并且不破壞骨架的作用。

3.2.2 有機(jī)膦酸體系綜合性能評價

為保證有機(jī)膦酸體系入井后不造成二次傷害，對該體系綜合性能進(jìn)行測評，包括防膨性、表界面張力、腐蝕性、潤濕角和巖心恢復(fù)率，結(jié)果見表3。

圖2 SLT加量對潤濕角影響

表2 有機(jī)膦酸、常規(guī)土酸與砂巖巖粉、石英的溶蝕率

表3 有機(jī)膦酸體系基礎(chǔ)性能一覽表

由表3可知，有機(jī)膦酸體系防膨率高于90 %，表面張力在20 mN·m-1左右，潤濕角小于10°，平均腐蝕速率達(dá)到石油行業(yè)一級標(biāo)準(zhǔn)，巖心滲透率恢復(fù)值超過95 %，不存在二次沉淀傷害，性能指標(biāo)均能滿足入井要求。

3.2.3 有機(jī)膦酸水鎖解除實驗

采用天然巖心模擬修井過程，油田注入水、隱形酸完井液侵入儲層造成傷害，正替低界面張力劑和有機(jī)膦酸解堵液解除污染，實驗結(jié)果見圖3。

由圖3可知，巖心初始滲透率2.45×10-3μm2，采用油田注入水、修井液污染各5 PV后，滲透率下降到0.47×10-3μm2，巖心傷害率80.9 %。替入1 PV低界面張力劑、2 PV有機(jī)膦酸解堵劑，反應(yīng)4 h后，巖心滲透率恢復(fù)至2.41×10-3μm2，巖心恢復(fù)率98.2 %，基本解除水侵傷害。

圖3 污染、解堵前后巖心油相滲透率變化情況

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

根據(jù)潿洲12-1油田B井的污染情況、解堵液性質(zhì)、儲層特征等最終確定了施工參數(shù)、規(guī)模及施工程序（表4）?，F(xiàn)場施工采用限壓不限排量的方式（泵注壓力不超過儲層破裂壓力20 MPa），在不超過限壓的條件下盡量提高排量，酸液與地層反應(yīng)4 h后返排，解堵效果見解堵前后生產(chǎn)曲線（圖4）。

表4 現(xiàn)場施工工藝流程

現(xiàn)場注入過程中，低界面張力劑、有機(jī)膦酸解堵液進(jìn)入地層后，注入壓力2 800 psi（1 psi = 6.895 kPa）下降至2 000 psi，排量0.08 m3/min上升至0.18 m3/min，表明污染得到解除，滲流通道疏通。解堵后該井日增油650 m3，為保證該井長期穩(wěn)定開采，采用自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)油250 m3，含水率0 %。

圖4 B井解堵前后產(chǎn)油量對比

5 結(jié)論

（1）通過室內(nèi)實驗，構(gòu)建了低界面張力劑SLT和有機(jī)膦酸復(fù)合解堵體系。

（2）采用SLT與有機(jī)膦酸復(fù)合解堵體系，成功解除B井水鎖傷害，解堵后日增油250 m3，至今有效，可為類似井的治理提供借鑒。

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Study and Application of Water Block Removal Technology in Well B of Weizhou Oilf i eld

SONG Jifeng, LIANG Yukai, ZHOU Yuxia
（Zhanjiang Branch of China National Offshore Oil Corp., Zhanjiang Guangdong 524057, China）

Based on a series of experiments, a composite water block removal technology of SLT, a kind of low interfacial tension agent, and modif i ed organic phosphonic acid compound was developed to solve the water block damage problems in the low permeability reservoir in Well B of Weizhou Oilf i eld. The experimental results showed that when the gas-liquid surface tension of SLT was reduced to 18.2 mN/m and wetting angle was 0, the backf l ow resistance caused by water block can be effectively reduced; The dissolution rate of organic phosphonic acid reached 5% and no secondary pollution; the recovery value of core permeability was 98.2% after the removal of water block damage. The application in Well B also demonstrated that the effect in increasing oil production, at the rate of average 250 m3/d, was obvious, which has a good reference and popularization signif i cance to dig the potential of low permeability reservoir in the other area of this block.

Low permeability reservoir; water block; surfactant; Weizhou Oilf i eld

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.02.041

1008-2336（2017）02-0041-04

2016-09-26；改回日期：2016-10-31

中海石油（中國）有限公司綜合科研項目 “海上在生產(chǎn)油氣田挖潛增效技術(shù)研究”（編號： CNOOC-KJ125ZDXM06LTD03ZJ12）部分研究成果。

宋吉鋒，男，1987年生，工程師，碩士，畢業(yè)于西安石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，從事儲層保護(hù)科研工作。

E-mail：sjf-wh@126.com。