復(fù)合解堵技術(shù)在伊拉克某油田的應(yīng)用

崔 波，馮浦涌，王 貴，王 達(dá)，楊 洋

(中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部 天津300452)

0 引 言

伊拉克某油田主力開發(fā)層位為 Mishrif MB21，儲(chǔ)層埋深 3800～3900m，巖性以灰?guī)r為主。MB21為層狀邊水油藏，儲(chǔ)集空間以孔隙溶洞為主，孔隙度平均 18%，滲透率平均 64.5×10-3μm2。原始地層壓力41.6MPa，飽和壓力20MPa，原始?jí)毫ο禂?shù)1.17～1.18，地層溫度 112℃，屬正常壓力、溫度系統(tǒng)。經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間開發(fā)，目前地層壓力下降至 27.7MPa，地層壓力系數(shù)降為 0.72。地層壓力下原油粘度 0.65～1.03mPa.s，飽和壓力 13.7～22.6MPa，溶解氣油比92.6～126.93m3/m3。地層原油具有飽和壓力高、溶解氣油比中等、原油粘度中等的特點(diǎn)。

MB21儲(chǔ)層原油含瀝青質(zhì)，由于常年自噴生產(chǎn)，儲(chǔ)層壓力下降，瀝青質(zhì)析出窗口下移至生產(chǎn)管柱下部和儲(chǔ)層，且產(chǎn)量降低可導(dǎo)致井筒溫度降低，溫壓系統(tǒng)變化造成了瀝青質(zhì)的堵塞問題。針對(duì)該油田存在的有機(jī)垢沉積、常規(guī)酸化效果不明顯的問題，提出了有機(jī)解堵劑清洗+儲(chǔ)層深穿透酸化的復(fù)合解堵技術(shù)。

1 有機(jī)解堵劑優(yōu)選

1.1 原油性質(zhì)

MB21層位生產(chǎn)原油為中-重質(zhì)原油，原油中瀝青質(zhì)含量在6.0%～6.9%(表1)。

1.2 瀝青質(zhì)傷害機(jī)理

原油瀝青質(zhì)吸附引起的油藏巖石潤濕性改變和瀝青質(zhì)沉積對(duì)儲(chǔ)層孔喉的堵塞是造成儲(chǔ)層損害、導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降的重要機(jī)理之一[1]。瀝青質(zhì)在儲(chǔ)層巖石表面上的吸附會(huì)導(dǎo)致潤濕性從親水向親油方向的改變，從而造成儲(chǔ)層巖石的油相相對(duì)滲透率下降[2]。在一定熱力學(xué)條件下，瀝青質(zhì)還會(huì)在巖石孔隙表面發(fā)生沉積，導(dǎo)致有機(jī)垢的生成，從而堵塞一部分儲(chǔ)層孔喉，造成儲(chǔ)層的油相有效滲透率下降[3]。對(duì)于該油田的部分油井，在無水開采階段，隨著地層壓力降低，原油輕質(zhì)組分不斷析出，破壞了包裹瀝青質(zhì)分子的膠質(zhì)平衡狀態(tài)，造成瀝青質(zhì)分子聚集、析出和沉淀。

表1 MB21層位原油性質(zhì)Tab.1 Crude oil properties of MB21 oil layer

1.3 有機(jī)垢分析

針對(duì)該油田存在的有機(jī)垢沉積問題，進(jìn)行了取樣分析(圖1)，發(fā)現(xiàn)瀝青質(zhì)含量高達(dá)37.11%(表2)。

圖1 MB21層位有機(jī)垢樣品Fig.1 Organic scale sample of MB21 oil layer

表2 有機(jī)垢組分分析Tab.2 Composition analysis of organic scale

1.4 有機(jī)解堵劑優(yōu)選

常用的清除瀝青質(zhì)沉積的方法是在油井中注入溶劑或分散劑，一般使用的溶劑為芳香族化合物如苯、甲苯、二甲苯等。二甲苯對(duì)瀝青的溶解能力優(yōu)于柴油、生物柴油、甲苯[4]。但由于二甲苯的閃點(diǎn)只有29℃，伊拉克夏季溫度可達(dá) 55℃，現(xiàn)場(chǎng)施工安全隱患大，需要優(yōu)選安全的有機(jī)解堵劑。測(cè)試發(fā)現(xiàn)2#產(chǎn)品對(duì)瀝青質(zhì)和蠟的溶解能力最強(qiáng)(表3)。

采用 2#有機(jī)解堵劑對(duì)現(xiàn)場(chǎng)垢樣進(jìn)行溶解實(shí)驗(yàn)，由結(jié)果可以看出，2#有機(jī)解堵劑對(duì)現(xiàn)場(chǎng)垢樣溶解率大于98%。另外，2#有機(jī)解堵劑閉口閃點(diǎn)66℃，屬于高閃點(diǎn)液體，滿足伊拉克高溫環(huán)境需要，并且屬于綠色環(huán)保藥劑(表4、圖2)。

表3 有機(jī)解堵劑優(yōu)選Tab.3 Selection of organic plugging removal agent

表4 現(xiàn)場(chǎng)垢樣的溶解實(shí)驗(yàn)Tab.4 Dissolution rate test of samples

圖2 1#和2#有機(jī)垢樣品在有機(jī)解堵劑中溶解后照片F(xiàn)ig.2 Pictures of 1# and 2# organic scale samples after dissolving in organic plugging removal agent

2 深穿透酸化技術(shù)

2.1 常規(guī)酸化效果不明顯原因分析

該油田 MB21儲(chǔ)層物性較好，試井解釋顯示部分井的表皮系數(shù)為負(fù)(表5)，滲透率較高。而該區(qū)塊基質(zhì)滲透率較低，表明儲(chǔ)層溶洞較發(fā)育。由于儲(chǔ)層表皮系數(shù)小于零，采用常規(guī)酸化措施無法進(jìn)一步降低表皮，增產(chǎn)效果不明顯，增產(chǎn)倍比 1.00～1.11。常規(guī)酸化措施工藝參數(shù)見表6，措施效果見表7。

表5 措施前試井解釋數(shù)據(jù)Tab.5 Well test interpretation data before stimulation

表6 常規(guī)酸化措施工藝參數(shù)Tab.6 Parameters of conventional acidizing

表7 常規(guī)酸化措施效果Tab.7 Result of conventional acidizing

2.2 酸化工藝參數(shù)及液體體系優(yōu)化

2.2.1 處理規(guī)模優(yōu)化

儲(chǔ)層流體徑向流入井內(nèi)時(shí)，80%～90%的壓力損耗發(fā)生在井筒周圍 10m 的范圍內(nèi)。酸化可使天然裂縫重新打開，并在井筒附近產(chǎn)生高滲流通道的酸蝕孔洞，碳酸鹽巖酸化常使表皮系數(shù)變?yōu)樨?fù)值，在相同的生產(chǎn)壓差下可大幅度增加單井產(chǎn)量[5]。根據(jù)徑向流達(dá)西滲流公式：

假設(shè)酸化區(qū)域內(nèi)的滲透率為無限大，則有：

通過計(jì)算可得出不同酸化半徑所對(duì)應(yīng)的表皮系數(shù)(圖3)。

圖3 不同酸化半徑所對(duì)應(yīng)的表皮系數(shù)和每米油層用酸量Fig.3 Skin factor and acid volume per meter of oil layer at different acidizing radius

根據(jù)徑向流達(dá)西滲流公式可以計(jì)算出不同表皮系數(shù)對(duì)應(yīng)的采油指數(shù)及采油指數(shù)的增加百分比：

以X-15井為例對(duì)MB21油藏進(jìn)行模擬，模擬酸化后不同表皮下的產(chǎn)能，見圖4。從計(jì)算結(jié)果可以看出當(dāng)表皮系數(shù)降低時(shí)，增產(chǎn)倍數(shù)逐漸增大。

圖4 不同酸化半徑所對(duì)應(yīng)的表皮系數(shù)和采油指數(shù)Fig.4 Skin factor and oil recovery index at different acidizing radius

從圖3和圖4可以看出，針對(duì)表皮系數(shù)小于-3.5的油井，酸化處理半徑需要大于 3m，每米油層的用酸量需要大于5m3。

2.2.2 酸化排量?jī)?yōu)化

注入排量是井筒溫度降低的主導(dǎo)因素之一，隨著注入排量的增大，井筒溫度降低得更快(圖5)，提高注入排量，可對(duì)近井地帶的巖石產(chǎn)生大量溶蝕，從而大幅提高近井地帶儲(chǔ)層孔隙度和滲透率(圖6)。

酸化作業(yè)中建議采用“最大施工壓力法”，即取最大井底施工壓力為地層破裂壓力的9/10，以最大排量注液。排量高時(shí)易發(fā)生“溶蝕孔洞型”酸化，穿透距離長(zhǎng)。排量低時(shí)易發(fā)生“點(diǎn)蝕密集型”酸化，穿透距離短[5]，優(yōu)選2～3m3/min注酸排量。

2.2.3 酸液配方優(yōu)化

常規(guī)膠凝酸體系作業(yè)后膠凝劑殘留在儲(chǔ)層中會(huì)造成儲(chǔ)層二次傷害，清潔自轉(zhuǎn)向酸是一種具有獨(dú)特性能的粘彈性表面活性劑，在鮮酸中分散為單個(gè)小分子，酸液進(jìn)入儲(chǔ)層與巖石反應(yīng)后在巖石表面迅速形成片狀膠束，就地迅速變粘，阻止了酸液中H+向已反應(yīng)的巖石表面擴(kuò)散并降低酸液的濾失[6]。因此，該酸液體系在基質(zhì)酸化中可以迫使未反應(yīng)的鮮酸轉(zhuǎn)向低滲透層，從而實(shí)現(xiàn)均勻布酸。

圖5 不同注入排量下井筒溫度沿垂深的分布規(guī)律Fig.5 Distribution of wellbore temperature along vertical depth at different injection rates

通過粘溫曲線測(cè)試結(jié)果得出，隨著測(cè)試溫度的上升，殘酸粘度先上升后下降(圖7)。

圖7 清潔自轉(zhuǎn)向酸的粘溫曲線Fig.7 Viscosity-temperature curve of VES

圖6 不同注入排量下酸蝕溶解孔隙度Fig.6 Acid-eroded porosity at different injection rates

3 復(fù)合解堵技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)的應(yīng)用

針對(duì)該油田存在的有機(jī)垢沉積、常規(guī)酸化效果不明顯的問題，提出了有機(jī)解堵劑清洗+儲(chǔ)層深穿透酸化的復(fù)合解堵技術(shù)。

采用優(yōu)化后的施工參數(shù)(酸化半徑≥3.5m，處理規(guī)模≥5m3/m，酸化排量為 2.0～3.0m3/min)和酸液體系(有機(jī)解堵劑+清潔自轉(zhuǎn)向酸)進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)施工(表6)。首先采用有機(jī)解堵劑作為前置液清洗井筒和近井地帶有機(jī)垢，然后采用清潔自轉(zhuǎn)向酸大排量施工，盡可能溝通儲(chǔ)層深部縫洞系統(tǒng)。施工流程為：試壓→有機(jī)解堵劑清洗→清潔自轉(zhuǎn)向酸大排量酸化→關(guān)井反應(yīng)→返排。

有機(jī)解堵劑清洗+儲(chǔ)層深穿透酸化的復(fù)合解堵技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)X-19、X-15和X-25井中成功應(yīng)用，作業(yè)后單井平均產(chǎn)量增加542桶/d，增產(chǎn)效果顯著(表7)。

復(fù)合解堵措施后產(chǎn)量和增產(chǎn)倍比較常規(guī)酸化措施大幅提高，單井平均產(chǎn)量增量從 55桶/d增加至542桶/d，平均增產(chǎn)倍比從 1.07增加至 1.71。對(duì)比常規(guī)酸化和復(fù)合解堵技術(shù)措施前后產(chǎn)量(圖8)，可以看出復(fù)合解堵技術(shù)較常規(guī)酸化措施技術(shù)優(yōu)勢(shì)明顯。

表8 常規(guī)酸化和復(fù)合解堵技術(shù)措施工藝參數(shù)Tab.8 Parameters of conventional acidizing and compound plugging removal technology

表9 常規(guī)酸化和復(fù)合解堵技術(shù)措施效果Tab.9 Result of conventional acidizing and compound plugging removal technology

圖8 常規(guī)酸化和復(fù)合解堵技術(shù)措施前后產(chǎn)量對(duì)比Fig.8 Comparison of production rate before and after conventional acidizing and compound plugging removal technology

4 認(rèn)識(shí)與建議

①常規(guī)酸化措施對(duì)于表皮系數(shù)為負(fù)的井效果不明顯。②針對(duì)該油田存在的有機(jī)垢沉積、常規(guī)酸化效果不明顯的問題，提出了有機(jī)解堵劑清洗+儲(chǔ)層深穿透酸化的復(fù)合解堵技術(shù)。該技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)成功應(yīng)用，產(chǎn)量和增產(chǎn)倍比較常規(guī)酸化措施大幅提高，單井平均產(chǎn)量增量從 55桶/d增加至 542桶/d，平均增產(chǎn)倍比從1.07提高至 1.71，技術(shù)優(yōu)勢(shì)明顯。③采用有機(jī)解堵劑清洗+儲(chǔ)層深穿透酸化能有效解決該油田面臨的問題，可以為其他相似碳酸鹽巖儲(chǔ)層的改造提供借鑒。