適用于修井液污染的新型解堵增產(chǎn)液體系研究

黃 圣， 王 博， 劉保徹， 劉國光， 趙燕紅， 王虎軍

(1長江大學 2中國石油長慶油田分公司第十一采油廠 3中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 4中國石油長慶油田分公司第二采油廠 5中國石油青海油田公司采油五廠 6中國石油玉門油田分公司油田作業(yè)公司)

0 引言

在油田長期生產(chǎn)過程中，油層堵塞是不可避免的，主要分為無機堵塞和有機堵塞[1- 3]。其中無機堵塞主要是由外來流體與地層水不配伍引起的無機垢沉淀造成的，有機堵塞主要是由于外來流體與地層原油不配伍引起的乳化堵塞造成的[4- 7]。油井堵塞可能會發(fā)生在油田開發(fā)生產(chǎn)的各個環(huán)節(jié)，如果在修井過程中，使用了不適當?shù)男蘧后w系，修井液這樣的外來流體與地層流體的不配伍就會造成油氣層傷害[8- 10]。因此，為了解除修井污染對儲層造成的損害，就需要針對污染原因進行分析評價，并在此基礎(chǔ)上，研究合適的解堵增產(chǎn)液體系來解除修井污染造成的儲層堵塞[11- 14]。

海上某油田經(jīng)過幾次修井作業(yè)后，油井產(chǎn)能出現(xiàn)不同程度的下降，這嚴重影響了油田的整體開發(fā)效果。因此，開展了前期修井液與地層配伍性的研究，找出修井液對儲層造成污染的主要原因及傷害程度，基于此，有針對性地開展了適合油田修井污染的新型解堵增產(chǎn)液體系，在室內(nèi)對體系的綜合性能進行了評價，并在現(xiàn)場成功進行了應(yīng)用，為保障油田的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)提供技術(shù)支持。

1 修井液對儲層的污染原因分析

某油田現(xiàn)用修井液的主要配方為：海水+2%黏土穩(wěn)定劑DT- 1+1%緩蝕劑SW- 3+0.5%溶蝕劑RS- 2，使用該修井液進行了近10次的修井作業(yè)，油井產(chǎn)能均出現(xiàn)不同程度的下降。下面針對修井液對儲層的污染原因進行分析，并評價了修井液對儲層巖心的傷害情況。

1.1 修井液與儲層巖石的配伍性

修井液與儲層巖石如果不配伍，在修井過程中會引起儲層巖石的水化膨脹、分散運移，從而堵塞地層，影響修井效果[15- 16]。室內(nèi)使用儲層巖心粉末，使用線性膨脹儀評價了修井液體系的防膨效果，實驗溫度為90℃，實驗結(jié)果見表1。

表1 修井液體系防膨效果

由表1結(jié)果可以看出，修井液體系對儲層巖心粉的防膨率達到92.3%，能夠有效抑制儲層巖石的水化膨脹，說明現(xiàn)用修井液與儲層巖石具有良好的配伍性，不是引起儲層污染的主要原因。

1.2 修井液與儲層流體的配伍性

修井液與地層流體(原油和地層水)如果不配伍，修井液濾液會與地層流體發(fā)生反應(yīng)，生成沉淀或結(jié)垢造成地層損害。室內(nèi)分別評價了修井液體系與地層水按不同比例混合后的濁度值，以及與地層原油混合后的乳化情況，實驗結(jié)果見表2和圖1。實驗條件均為90℃×16 h。

表2 修井液與地層水配伍性

由表2結(jié)果可知，修井液與地層水按不同比例混合后，濁度值出現(xiàn)不同程度變化，當修井液與地層水比例為5∶5和3∶7時濁度值大于可接受的30 NTU。說明修井液與地層水存在一定程度的不配伍性，在修井過程中容易造成儲層污染。

圖1 修井液與地層原油配伍性

由圖1結(jié)果可知，修井液與地層原油按不同比例(7∶3、5∶5、3∶7)混合后，都存在不同程度的乳化現(xiàn)象，其中當修井液與原油比例為3∶7時，乳化現(xiàn)象最嚴重，靜置16 h后無水析出。分析原因認為，修井液中含有的表面活性劑等物質(zhì)在地層條件下易與原油形成穩(wěn)定的油水乳化液，容易造成乳化堵塞，從而造成儲層污染，導致油井產(chǎn)能降低。

1.3 修井液對儲層巖心的傷害評價

實驗方法為：①選取該油田具有代表性的天然巖心，洗油、干燥，用模擬地層水飽和；②在溫度為90℃條件下，使用煤油正向測定巖心的初始滲透率，計為K0；③1#巖心直接反向擠入2 PV的修井液，2#巖心先反向擠入5 PV地層水，然后擠入2 PV修井液，3#巖心先反向擠入5 PV儲層原油，然后擠入2 PV修井液，靜置24 h，以此模擬修井液與地層流體混合后對儲層的傷害；④在溫度為90℃條件下，正向用煤油測定其滲透率Kd；⑤計算滲透率的恢復(fù)值Kd/K0。實驗結(jié)果見表3。

由表3數(shù)據(jù)可知，使用單一的修井液污染后，儲層天然巖心的滲透率恢復(fù)值可以達到85%以上；而使用地層水、儲層原油和修井液混合污染，天然巖心的滲透率恢復(fù)值僅為58.5%和47.2%；說明地層水和儲層原油與修井液的混合加重了儲層污染程度。

表3 修井液對巖心的傷害實驗結(jié)果

綜合以上分析認為，修井液與地層流體(地層水和儲層原油)的不配伍是造成儲層污染的主要原因，基于此，下面將有針對性地開展解除修井污染的解堵增產(chǎn)體系研究。

2 新型解堵增產(chǎn)液配方與性能評價

2.1 研究思路及體系配方

根據(jù)修井液對儲層的污染原因分析及傷害評價結(jié)果，修井作業(yè)對該油田造成的儲層污染、油井產(chǎn)能下降的主要原因為修井液與地層水和儲層原油不配伍。因此，新型解堵增產(chǎn)液體系的基本研究思路為：①研制新型解堵劑，既能夠解除無機垢的堵塞，又對巖石具有一定的溶蝕能力，達到解堵和改善儲層的目的；②針對修井液與地層原油乳化形成的有機堵塞，研究合適的有機清洗劑，能夠有效解除近井地帶的有機堵塞；③優(yōu)選合適的防乳破乳劑，防止在解堵作業(yè)中再次出現(xiàn)乳化堵塞現(xiàn)象；④優(yōu)選出性能優(yōu)良的防膨劑和緩蝕劑，防止解堵作業(yè)中的黏土水化膨脹堵塞地層，并有效防止解堵增產(chǎn)液對井下工具的腐蝕。

通過大量實驗及配方優(yōu)化，最終研究出一套適合油田修井污染的新型解堵增產(chǎn)液體系，具體配方為：淡水+6.0%新型復(fù)合有機酸SFT- 1+2.0%新型有機清洗劑QXJ- 1+1.5%防膨劑FPJ- 3+2.5%緩蝕劑HSJ- 8+1.5%防乳破乳劑FRJ- 1。

2.2 新型解堵增產(chǎn)液體系綜合性能評價

2.2.1 對無機物堵塞物及巖心的溶蝕能力

室內(nèi)評價了新型解堵增產(chǎn)液體系對現(xiàn)場無機垢、CaCO3以及天然巖心的溶蝕能力，實驗溫度為90℃，實驗時間為4 h，固液比為1∶10。實驗結(jié)果見表4所示。

由表4結(jié)果可知，新型解堵增產(chǎn)液體系對現(xiàn)場無機垢的溶蝕率可以達到90%以上，對CaCO3的溶蝕率可以達到95%以上，而對天然巖心的溶蝕率低于10%。說明其具有良好溶解無機堵塞物能力，并且不會對地層骨架結(jié)構(gòu)造成破壞。

表4 新型解堵增產(chǎn)液對無機垢及巖心的溶蝕能力

2.2.2 對有機垢的溶解能力評價

室內(nèi)評價了新型解堵增產(chǎn)液體系對現(xiàn)場有機垢以及瀝青質(zhì)的溶解能力，實驗溫度為90℃，實驗時間為4 h，固液比為1:50。實驗結(jié)果見表5。

表5 新型解堵增產(chǎn)液對有機垢的溶解能力

由表5實驗數(shù)據(jù)可知，新型解堵增產(chǎn)液體系對現(xiàn)場有機垢的溶解率能夠達到95%以上，而對瀝青質(zhì)的溶解率可以達到98%以上，說明新型解堵增產(chǎn)液進入地層后，能夠有效地清除黏附在近井地帶的有機質(zhì)成分，達到解除有機乳化堵塞的目的。

2.2.3 防膨性能及緩蝕性能評價

參照1.1中的實驗過程評價了新型解堵增產(chǎn)液體系對儲層巖石粉末的防膨性能，并參照石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能評價方法及指標》，評價了體系對油管鋼片的腐蝕情況，并與常用鹽酸和土酸體系進行了對比，腐蝕試驗條件為90℃×4 h，鋼片材質(zhì)為N80。實驗結(jié)果見表6所示。

表6 新型解堵增產(chǎn)液防膨性能及緩蝕性能

由表6結(jié)果可知，新型解堵增產(chǎn)液體系對儲層巖石粉末的防膨率遠遠大于普通鹽酸和土酸體系。而腐蝕速率為1.31 g/m2·h，遠遠小于鹽酸和土酸體系，并小于石油行業(yè)的標準要求(推薦指標為4 g/m2·h)。說明新型解堵增產(chǎn)液體系具有良好的防膨性能和緩蝕性能，能夠滿足油田解堵施工要求。

2.2.4 與地層流體配伍性評價

室內(nèi)評價了新型解堵增產(chǎn)液與地層水和地層原油之間的配伍性，與地層水的配伍性主要考察解堵液與地層水不同比例混合后是否有沉淀生成，測定濁度變化情況；與地層原油的配伍性，主要考察解堵液與地層原油不同比例混合后是否會形成穩(wěn)定的乳狀液，測定混合液放置不同時間后的析水量，判斷配伍性好壞。實驗結(jié)果見表7和表8。

表7 新型解堵增產(chǎn)液與地層水混合后濁度值

由表7結(jié)果可知，新型解堵增產(chǎn)液和地層水按照不同比例混合后的濁度值均非常小，說明體系與地層水具有良好的配伍性。

表8 新型解堵增產(chǎn)液與原油的配伍性實驗結(jié)果

由表8結(jié)果可知，新型解堵增產(chǎn)液和原油按照不同比例混合后，在90℃下放置不同時間后油水界面清晰，16 h最終析水量與初始解堵液體積相同，說明該新型解堵增產(chǎn)液與儲層原油不易形成穩(wěn)定的乳狀液，與儲層原油具有良好的配伍性。

2.2.5 模擬巖心解堵增產(chǎn)效果評價

實驗方法同1.3中3#巖心的實驗步驟，在天然巖心被修井液污染后，反向擠入2 PV的新型解堵增產(chǎn)液，關(guān)閉巖心夾持器兩端閥門在90℃下恒溫4 h，模擬解堵作業(yè)過程；最后測定解堵后的巖心滲透率，并計算滲透率恢復(fù)值。實驗結(jié)果見表9和圖2。

由表9和圖2可以看出：巖心在修井液污染后隨著驅(qū)替PV數(shù)的增加，驅(qū)替壓力逐漸增大，說明在修井過程中存在地層堵塞現(xiàn)象，在注入新型解堵增產(chǎn)液后隨著驅(qū)替PV數(shù)的增加，驅(qū)替壓力逐漸減小，說明解開了修井過程中的堵塞，最終驅(qū)替壓力比測定初始滲透率時的驅(qū)替壓力還低，說明新型解堵增產(chǎn)液已經(jīng)解除了修井過程中造成的污染，同時滲透率恢復(fù)值達到了115%左右，巖心滲透率得到一定程度的改善，解堵的同時達到油井增產(chǎn)的目的。

表9 模擬巖心解堵增產(chǎn)實驗結(jié)果

圖2 驅(qū)替壓力隨驅(qū)替PV數(shù)的變化情況

3 現(xiàn)場應(yīng)用

針對油田進行的多次修井作業(yè)，油井產(chǎn)能均出現(xiàn)不同程度的下降現(xiàn)象。分析原因認為，修井過程中存在修井液與地層流體不配伍的情況，導致儲層污染、產(chǎn)能下降。因此，在進行修井作業(yè)后，將室內(nèi)研制的新型解堵增產(chǎn)液體系在目標油田的W1井和W2井進行現(xiàn)場應(yīng)用，并與同區(qū)塊內(nèi)使用常規(guī)酸化解堵液的B1井進行對比分析，結(jié)果見表10。

由表10可以看出，三口井在修井作業(yè)后，表皮系數(shù)均大于0，說明修井作業(yè)過程對儲層造成了一定程度的污染；B1井使用常規(guī)酸化解堵液措施后，表皮系數(shù)有所降低，但仍大于0，比采油指數(shù)和日產(chǎn)油量的增加幅度也較小，說明污染堵塞現(xiàn)象仍然存在；而使用新型解堵增產(chǎn)液的W1井和W2井，措施后表皮系數(shù)均為負值，比采油指數(shù)和日產(chǎn)油量均有大幅度的增加，說明新型解堵增產(chǎn)液體系在解除修井過程堵塞的同時，還對儲層具有一定的改造作用，取得了明顯的增產(chǎn)效果。

表10 解堵增產(chǎn)液與常規(guī)酸化解堵液應(yīng)用效果對比

4 結(jié)論與認識

(1)目標油田在修井過程中造成儲層污染、產(chǎn)能偏低的主要原因為現(xiàn)場用修井液與地層水的不配伍引起的無機垢的堵塞，還有修井液與地層原油的不配伍引起的乳化堵塞。

(2)針對修井作業(yè)污染原因，通過主要處理劑的優(yōu)選實驗，研究出一套適用于海上油田修井污染的新型解堵增產(chǎn)液體系，具體配方為：淡水+6.0%新型復(fù)合有機酸SFT- 1+2.0%新型有機清洗劑QXJ- 1+1.5%防膨劑FPJ- 3+2.5%緩蝕劑HSJ- 8+1.5%防乳破乳劑FRJ- 1。綜合性能評價結(jié)果表明，體系具有良好的溶解無機垢以及有機垢的能力、良好的防膨性、較低的腐蝕性、與地層流體配伍性好以及良好的解堵增產(chǎn)效果。

(3)通過目標油田的現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，在修井作業(yè)后，使用優(yōu)選的新型解堵增產(chǎn)液進行解堵，效果優(yōu)于常規(guī)酸化解堵液，說明該新型解堵增產(chǎn)液能夠解除修井過程造成的堵塞，體現(xiàn)出良好的解堵增產(chǎn)效果。