姬塬油田長8油藏多組分復(fù)合微乳膠束液增注工藝技術(shù)研究

周 丹，古 亮，李泰余，魏江偉

（1.西安中孚凱宏石油科技有限責(zé)任公司，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司長慶實業(yè)集團，陜西西安 710016；3.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西榆林 719000）

姬塬油田長8油藏多組分復(fù)合微乳膠束液增注工藝技術(shù)研究

周 丹1，古 亮2，李泰余2，魏江偉3

（1.西安中孚凱宏石油科技有限責(zé)任公司，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司長慶實業(yè)集團，陜西西安 710016；3.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西榆林 719000）

姬塬油田注水開發(fā)中出現(xiàn)了注水井壓力偏高、注水量下降或注不進水的現(xiàn)象。本文分析了其產(chǎn)生原因，針對性的開發(fā)研究了多組分復(fù)合微乳液增注工藝技術(shù)，在現(xiàn)場試驗中取得了較好的效果。

姬塬油田；多組分；微乳液；增注

姬塬油田2007年在羅1井區(qū)長8儲層開展井組開發(fā)試驗，拉開了長8層滾動開發(fā)的序幕。在油田長期注水開發(fā)過程中，外來注入水不斷地注入到油層中，必然要與油層的巖石和流體接觸，并發(fā)生各種物理、化學(xué)變化。一方面由于地層水與注入水不配伍以及注水系統(tǒng)管路腐蝕，產(chǎn)生沉淀結(jié)垢；另一方面地層長期注淡水，引起地層水敏傷害，導(dǎo)致油田注水壓力升高，欠注嚴(yán)重。加之姬塬油田長8油藏儲層的特低滲特征，導(dǎo)致油田在注水期間水井壓力持續(xù)偏高、注水量下降或注不進水，達不到配注要求，嚴(yán)重影響了油田生產(chǎn)和開發(fā)效果。多組分復(fù)合微乳膠束液增注技術(shù)針對姬塬油田長8油藏出現(xiàn)的問題，在工藝和配方上做了適應(yīng)性的調(diào)整，在現(xiàn)場應(yīng)用中取得了較好的效果[1，2]。

1 姬塬油田長8油藏注水井欠注原因及其影響因素

1.1 欠注井的主要特點

1.1.1 長8儲層物性差，注水井投注初期即高壓欠注長8儲層致密，滲透率低，孔喉半徑細小，原生粒間孔保存較差。儲層黏土和高嶺土含量高，容易產(chǎn)生水敏傷害，導(dǎo)致儲層物性變差。具體表現(xiàn)為投注初期注水壓力偏高，投注后很快出現(xiàn)注不夠和注不進現(xiàn)象。

1.1.2 注水過程中結(jié)垢嚴(yán)重，地層堵塞，吸水能力變差造成欠注 長8注水地層普遍存在嚴(yán)重的BaSO4結(jié)垢，且貫穿整個注水開發(fā)過程。地層結(jié)垢對儲層滲透率影響較大，造成注水井吸水能力下降，注水壓力持續(xù)升高，進而導(dǎo)致欠注。

1.1.3 部分井措施后即失效

1.2 注水井欠注原因及其影響因素

1.2.1 注水適應(yīng)性分析 姬塬油田部分注水站，水源來自洛河層，Na2SO4水型，SO42-含量最高達2423mg/L。所轄油井為三疊系延長組長8油層，水型為CaCl2型，普遍含有 Ba2+、Sr2+，濃度超過1000mg/L，有的井 Ba2+含量達2436mg/L。這兩種水相混后會形成不溶于酸的硫酸鋇、鈣鹽，在采油井井底、地面系統(tǒng)管道內(nèi)結(jié)垢，更嚴(yán)重的是注水時在油層內(nèi)結(jié)垢，堵塞儲層孔隙喉道，是造成注水開發(fā)后注水壓力持續(xù)升高或注不進水的主要原因[3]（見表1）。

實驗表明，注入水與長8地層水不同程度見水后均存在結(jié)垢趨勢，結(jié)有硫酸鋇、碳酸鈣，其中長8最大結(jié)垢量2867mg/L，其中硫酸鋇1061mg/L。姬塬油田注入水與三疊系長8地層水存在嚴(yán)重不配伍問題，隨著注水開發(fā)的進程，在地層會發(fā)生結(jié)垢，堵塞滲流通道，使注水壓力逐漸升高（見表2）。

1.2.2 儲層物性差是欠注的重要因素 姬塬長8相比油田其他長8儲層，礦物成熟度較高，儲層粒度細、黏土含量高，填隙物中高嶺石含量較高，注水開發(fā)過程中易造成水敏、速敏傷害，導(dǎo)致儲層物性變差。

姬塬長8儲層致密，滲透率低，面孔率小，孔喉半徑細小，原生粒間孔保存較差，開發(fā)過程中易造成堵塞，導(dǎo)致地層傷害，是造成姬塬油田投注初期注水壓力普遍偏高的重要原因之一。加之非均質(zhì)性強，難以形成有效滲流通道，導(dǎo)致水井吸水能力差[4，5]。

1.2.3 儲層存在敏感也會造成注水井欠注 室內(nèi)敏感性評價表明，姬塬長8儲層敏感性傷害以水敏和速敏為主，程度為中等-弱。在注水開發(fā)的過程中由于敏感礦物的普遍存在，會加劇已有的地層傷害。

1.2.4 儲層巖石的潤濕性為弱親油性

2 多組分復(fù)合膠束微乳液技術(shù)原理及特點

2.1 多組分復(fù)合膠束微乳液技術(shù)原理

2.1.1 膠束酸體系的穿透及增溶作用 膠束酸是在基酸中加入一種性能優(yōu)良的膠束劑而配制成的酸液。從而賦予酸液低表/界面張力、防乳化能力、懸浮地層酸不溶物顆粒、水潤濕地層巖石及延緩酸巖反應(yīng)速度等能力，在低壓下產(chǎn)生低阻，實現(xiàn)深穿透，提高地層滲透率。

根據(jù)膠束理論，膠束有一個很重要的特性，即增溶作用：水外相膠束可以增溶和水不相溶的油相，使之進入膠團內(nèi)；油外相的膠束也可把不溶于油的水相增溶到膠團內(nèi)。與常規(guī)酸液相比，膠束酸具有表/界面張力低、反應(yīng)速度慢、有效作用時間長、穿透距離長、返排效果好等優(yōu)點，而且膠束酸懸浮固體微粒的能力強，它通過靜電作用能將酸化作業(yè)過程中所釋放出的酸不溶微粒懸浮于殘酸液中，防止微粒運移、沉積造成地層損害。

表面活性劑是由親水基和親油基（疏水基）組成，其在水或油中的分布狀況隨濃度的變化而變化?；钚詣┤芙獾剿?，活性劑分子首先排布在水的表面，親水基向水，親油基向空氣。隨著濃度增大，活性劑分子布滿水表面后，便進入水中。由于水分子對親水基的吸引和對親油基的排斥，促使活性劑分子互相締合，當(dāng)活性劑濃度＞CMC（臨界膠束濃度）時，就締合成以親油基為內(nèi)核，親水基外露的多分子集合體，稱為膠束或膠團。同理，也可以形成親水基為內(nèi)核，親油基外露的油外相膠束（見圖1）。

表1 姬塬油田注入水與地層水配伍性實驗

表2 結(jié)垢物組分含量，%

圖1 膠束形成及增溶過程示意圖

2.1.2 微乳化液對儲層滲流環(huán)境的改善作用 微乳化液是一種由油相、水相、表面活性劑和助劑等成分在一定濃度范圍內(nèi)自發(fā)形成的透明或大半透明的新型油水分散體系。

2.1.3 多組分對無機垢、有機垢和細菌產(chǎn)物的溶解及螯合作用 酸性微乳化膠束液解堵技術(shù)也正是結(jié)合長慶油田各區(qū)塊延長組儲層特點，針對儲層綠泥石含量高、酸敏、地層水Ca2+（Ba2+）含量高、延安組和延長組地層水嚴(yán)重不配伍等諸多問題，以清除無機垢和黏土礦物堵塞為主，兼有溶解蠟沉積和防止被改造層出水的一項油井增產(chǎn)技術(shù)。

2.2 多組分復(fù)合膠束微乳液技術(shù)特點

2.2.1 多組分膠束酸微乳液具有良好的物理性能 微乳液膠束酸體系通過膠束溶劑中含有表面活性劑、互溶劑等可以滲透、溶解重質(zhì)烴，把覆蓋在巖石或無機垢表面的油垢溶解，部分油污可增溶到膠束中，從而解除有機堵塞，后續(xù)酸液解除無機堵塞。

2.2.2 降低液相表面張力 主體組分ZF-1微乳化液膠束酸體系、ZF-2堿質(zhì)液的表面張力隨著時間的增加而下降，分別達到最低值17×10-3mN/m和10×10-3mN/m（見圖2）。

2.2.3 改善油層滲流特性（見圖3）

圖2 降低流體表面張力

圖3 改善油層滲流特性

3 多組分復(fù)合膠束微乳液增注現(xiàn)場實施及效果分析

3.1 施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計

在油田現(xiàn)場設(shè)計時，對施工參數(shù)進行合理的選擇和優(yōu)化：根據(jù)不同施工井況實施不同的作業(yè)工藝、應(yīng)用不同的增注配方；按照地質(zhì)方案要求，根據(jù)地層物性特征和油田酸化增注措施的實踐，為達到經(jīng)濟有效的目標(biāo)，設(shè)計合理的解堵半徑；根據(jù)處理油層段、射孔段厚度、射開程度，設(shè)計進入地層處理液量。

現(xiàn)場注入方式：分段塞連續(xù)注入；注入速度：控制排量在150 L/min～300 L/min。在井口、管線額定安全壓力條件下，可適當(dāng)調(diào)大注入排量，提高解堵液穿透距離，深部解堵。

3.2 注水井降壓增注實施情況

3.2.1 現(xiàn)場試驗情況 本項技術(shù)在姬塬油田長8油藏共實施水井增注28井次，其中多組分復(fù)合降壓增注11口，暫堵酸壓7口，不加砂酸壓10口。措施有效率96%，日增注2340.5 m3，平均單井日增注15.4 m3，措施后平均油壓降低1.6MPa，平均套壓降低1.6MPa。

3.2.2 注水井長效增注的技術(shù)體系 姬塬油田長8油藏經(jīng)過多年的注水開發(fā)，注水壓力不斷上升，欠注問題凸顯。近年，對注水井措施增注工藝進行了探索，試驗了多種降壓增注工藝技術(shù)，取得了一定成效。主要應(yīng)用多組分復(fù)合酸、暫堵酸化及不加砂酸壓等3種主體增注工藝體系（見表3）。

表3 姬塬油田長8油藏主體增注工藝體系

3.3 應(yīng)用實例分析

實例1：Y63-XX注水井復(fù)合降壓增注。

（1）措施依據(jù)：Y63-XX井2010年9月高能氣體壓裂長811，2010年11月投注，投注后注水正常，措施前注水壓力高注不進。

（2）措施要求及目的：措施處理油層段總厚度為13.0 m，射孔段總厚度為10.0 m，射開油層段總厚度為13.0 m，設(shè)計入井處理液總量為115 m3，其中入地層液量55 m3。措施要求對該井長811層2688.0 m～2698.0 m井段實施酸化增注技術(shù)，提高注水效率和對應(yīng)油井的水驅(qū)波及程度，補充周圍油井地層能量（見表4）。

表4 Y63-XX注水井入井處理液用量表

（3）措施效果（見圖 4）。

圖4 Y63-XX注水井酸化增注施工壓力排量曲線圖

Y63-XX井從施工過程來看，預(yù)處理后壓力下降明顯，措施后，油壓下降了2.8MPa，套壓下降了2.5MPa，能夠滿足配注要求，日增注36 m3，累計增注4793 m3，并且持續(xù)有效，措施效果良好（見表5）。

表5 Y63-XX注水井措施效果統(tǒng)計表

實例2：Y35-XX注水井復(fù)合暫堵酸壓。

（1）措施依據(jù)：該井于2010年7月投注，投注初期即注不夠，3個月后注不進，注水壓力一直較高，均在19.0MPa左右。該井于2011年7月實施酸壓增注措施，措施后效果明顯，水井日注水量可達到配注，但措施有效期短（8個月），措施前該井欠注。

（2）措施要求及目的：本次處理油層段總厚度為20.7m，射孔段總厚度為10.0m，射開油層段總厚度為20.7m，設(shè)計入井處理液總量為123.0m3，其中入地層液量為93.0 m3。措施要求對該井長822層2645.0m～2655.0m井段實施暫堵酸壓增注技術(shù)，解除地層堵塞恢復(fù)注水能力以提高水驅(qū)效果（見表6）。

（3）措施效果（見圖5）。

Y35-XX井施工過程中添加暫堵劑，提高了施工壓力，改變裂縫走向，施工結(jié)束裂縫不完全閉合，最終形成具有一定幾何尺寸和導(dǎo)流能力的人工裂縫。并通過多組分解堵劑的協(xié)同作用，達到改善滲流環(huán)境，油井增產(chǎn)，注水井降壓增注的目的。措施后，油壓下降了4.4MPa，套壓下降了4.2MPa，能夠滿足配注要求，日增注25 m3，累計增注3433 m3，并且持續(xù)有效，措施效果良好（見表7）。

表6 Y35-XX注水井入井處理液用量

圖5 Y35-XX注水井暫堵酸壓增注施工壓力排量曲線圖

表7 Y35-XX注水井措施效果統(tǒng)計表

4 結(jié)論

（1）姬塬油田長8儲層，礦物成熟度較高，儲層粒度細、黏土含量高，填隙物中高嶺石含量較高，注水開發(fā)過程中易造成水敏、速敏傷害，使儲層物性變差，導(dǎo)致注水井壓力升高和欠注。

（3）本技術(shù)在姬塬油田長8油藏試驗了3種注水井多組分復(fù)合微乳膠束液增注技術(shù)，各有其不同的技術(shù)優(yōu)勢和工藝特點。通過28口井的資料可以看出，這些技術(shù)對低滲砂巖儲層、堵塞類型復(fù)雜、污染嚴(yán)重的欠注水井具有顯著的解堵、降壓增注效果，具有有效期長，適應(yīng)性強等特點。各項技術(shù)措施的應(yīng)用，均取得了顯著的技術(shù)效果和經(jīng)濟效益。

（4）在措施工藝選擇時，針對不同的區(qū)塊、儲層條件、堵塞類型以及措施目的等進行有效地選井。針對不同的儲層和井況，選用不同的、相適應(yīng)的增注工藝技術(shù)體系；并根據(jù)單井的不同情況，對同一酸化技術(shù)體系的酸液配方、施工工藝等也應(yīng)進行相應(yīng)的、有針對性地調(diào)整和優(yōu)化，提高措施的適應(yīng)性和有效性。

［1]萬仁溥，李志明.壓裂酸化技術(shù)論文集［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1999.

［2]任志鵬，王小琳，李歡，等.長慶油田姬塬長8油藏增注工藝技術(shù)研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2013，27（2）：108-111.

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Study on multi-component composite micro-emulsion micellar liquid injection technology in Chang 8 reservoir of Jiyuan oilfield

ZHOU Dan1，GU Liang2，LI Taiyu2，WEI Jiangwei3
（1.Petroleum Technology Limited Liability Company of Xi'an Zhongfu Kaihong，Xi'an Shanxi 710018，China；2.Industrial Group Company of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710016，China；3.Oil Production Plant 5 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yulin Shanxi 719000，China）

The pressure of injection wells in the development of water injection in Jiyuan oilfield is high,the water injection is decreased or the water is not injected.This paper analyzes the causes of its development,targeted the development of multi-component composite micro-emulsion injection technology,which has achieved good results in the field test.

Jiyuan oilfield；multi-component；micro-emulsion；water injection

TE357.6

A

1673-5285（2017）09-0019-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.005

2017－08-16

西安市科技計劃項目：特低滲透油田超低阻微乳液增產(chǎn)技術(shù)及產(chǎn)品，項目編號：CX13118。

周丹，女（1985-），碩士，工程師，主要從事于油田化學(xué)技術(shù)和油田增產(chǎn)增注技術(shù)的研究和項目管理工作。