海上多層合采井增產(chǎn)技術(shù)優(yōu)化研究1

葛東升，姜玉峰

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 上海工程技術(shù)分公司，上海 200335)

隨著東海某油田開發(fā)程度的不斷深入，低產(chǎn)低效井?dāng)?shù)量逐年增加，因此急需對(duì)低產(chǎn)低效井進(jìn)行成因分析，并制定合理的治理對(duì)策，以改善油田開發(fā)效果。目前國(guó)內(nèi)外對(duì)低產(chǎn)低效井的綜合治理方法多為酸化、壓裂、轉(zhuǎn)注、調(diào)剖等。海上油田受完井方式、作業(yè)空間及施工成本等影響，不能完全參考陸上油田低產(chǎn)低效井的治理方法[1]。本文以東海某油田 K6井為例，分析低產(chǎn)低效井的形成原因，提出相應(yīng)的治理措施，并實(shí)施完成，取得了較好的開發(fā)效果，在一定程度上確保了油田的可持續(xù)開發(fā)。

1 K6井概況

K6井位于東海陸架盆地某凹陷西斜坡P構(gòu)造帶最北端，目的層位為P組，溫度梯度在3.06 ℃/100 m～3.11 ℃/100 m之間，屬于正常溫度系統(tǒng)，井底溫度為156 ℃。P組P2、P3段儲(chǔ)層厚度約82.4 m，巖性以灰色細(xì)砂巖粉砂巖、含灰質(zhì)砂巖，淺灰色含泥質(zhì)細(xì)砂巖、中砂巖為主，夾煤層及瀝青質(zhì)煤層。儲(chǔ)層砂巖石英含量普遍在65%左右，抗壓實(shí)性能好，砂巖潔凈，泥質(zhì)雜基普遍低于5%，膠結(jié)物含量低。K6井完鉆井深5660 m，完井后射開的P組2a、2b、2c，3a、3b、3c六個(gè)產(chǎn)層合采，然而長(zhǎng)時(shí)間氣舉放噴，自然產(chǎn)能仍然很低，未達(dá)預(yù)期。之后采用連續(xù)油管注氮?dú)馀e誘噴，仍無(wú)法獲得預(yù)期產(chǎn)能，后接入生產(chǎn)流程采用鄰井氣源繼續(xù)氣舉生產(chǎn)。目前自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)氣約0.4×104m3，日產(chǎn)油0.04 m3(最高5.6 m3)，日產(chǎn)水0 m3(最高2.04 m3)，井口壓力7 MPa，套壓11 Mpa。本井屬于典型的低產(chǎn)低效井，由于該井同產(chǎn)層鄰井均具有較好的產(chǎn)能，因此可排除K6井低產(chǎn)低效因系儲(chǔ)層產(chǎn)能不足的原因。K6井物性整體表現(xiàn)為低孔低滲特征，隨著深度的增加而變差，射孔段孔隙度9.0%～11.6%，滲透率0.8～8.7 mD；K6井儲(chǔ)層孔隙通道較窄，鉆完井及生產(chǎn)過(guò)程中，未返排出的完井液及地層水堵塞在儲(chǔ)集巖孔喉處，增加了儲(chǔ)層液相飽和度，致使氣井儲(chǔ)層氣相相對(duì)滲透率下降，從而造成儲(chǔ)層液鎖，嚴(yán)重影響氣井產(chǎn)能的發(fā)揮；井底流壓為27.6 MPa，遠(yuǎn)低于凝析油露點(diǎn)壓力41.39 MPa，井筒及近井筒儲(chǔ)層存在較強(qiáng)的反凝析污染；目的層段地層壓力系數(shù)1.00～1.21，從揭開地層到完井期間，先后受比重為1.4的泥漿和比重為1.29的完井液浸泡，推測(cè)儲(chǔ)層受滯留液傷害。為了進(jìn)一步提高采收率，改善儲(chǔ)層滲流能力，在確保做好管柱、設(shè)備的防腐緩蝕工作基礎(chǔ)上，采用酸化解堵增產(chǎn)措施[2]，以增大氣相滲流能力，提高氣井產(chǎn)量。

2 優(yōu)化思路及方案

針對(duì)儲(chǔ)層物性較差且存在凝析油污染、液鎖傷害及鉆完井傷害等特征，結(jié)合海上油田的局限性，選擇酸化方式進(jìn)行解除。在低于巖石破裂壓力下將酸液擠入地層，酸液進(jìn)入儲(chǔ)層后，能有效解除鉆完井過(guò)程中的污染，對(duì)儲(chǔ)層礦物具有一定的溶蝕作用，能進(jìn)一步擴(kuò)大儲(chǔ)層孔隙通道。同時(shí)，酸液中的添加劑還能有效降低界面張力，實(shí)現(xiàn)改善近井地帶儲(chǔ)層物性和解除液鎖的目的[3]。對(duì)于凝析油污染在前置酸中加入乙醇，可以對(duì)凝析油先溶解、再揮發(fā)，能有效解除反凝析傷害，還能起到進(jìn)一步降低界面張力的作用[4]。

2.1 酸液體系優(yōu)選評(píng)價(jià)

2.1.1 酸液類型優(yōu)選實(shí)驗(yàn)

通過(guò)巖心酸蝕實(shí)驗(yàn)分析優(yōu)選酸液體系，結(jié)果表明：10%HCl+8%HBF4+2%HF復(fù)合酸液體系巖心粉溶蝕效果最好，平均溶蝕率可達(dá)17.18%，滿足需求。因此，選擇該體系作為K6井主體酸液類型(見表1)。

表1 K6井巖心粉溶蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果巖屑酸型實(shí)驗(yàn)溫度/℃反應(yīng)時(shí)間/h平均溶蝕率/%K6井10%HCl+8%HBF412%HCl+8%H2SiF610%HCl+8%HBF4+4.5%H2SiF610%HCl+8%HBF4+2%HF12%HCl+3%HF90415.7014.0516.6517.1813.26

2.1.2 酸液添加劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)

1)高溫緩蝕劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)。為防止注入酸液對(duì)儲(chǔ)層的傷害及井下作業(yè)工具和管柱造成嚴(yán)重污染與腐蝕，需采用緩蝕酸對(duì)體系進(jìn)行優(yōu)化，從而改善酸液體系對(duì)注入設(shè)備的腐蝕[5]。選取N80鋼片，在160 ℃、16 MPa、4 h下進(jìn)行高溫高壓腐蝕掛片實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如下：曼尼希堿型酸化高溫緩蝕劑GH-3A+GH-3B性能優(yōu)良，平均腐蝕速率為15.22 g/(m2·h)，優(yōu)于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)一級(jí)指標(biāo)(見表2)。

表2 高溫緩蝕劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2)防水鎖劑優(yōu)選。根據(jù)氣藏儲(chǔ)層防水鎖傷害機(jī)理，表面活性劑能夠通過(guò)降低氣液表面張力以及改變潤(rùn)濕性等作用來(lái)減輕氣藏儲(chǔ)層的水鎖傷害程度[6],為了解除水鎖傷害,抑制黏土水化膨脹和防止微粒運(yùn)移來(lái)保證黏土的穩(wěn)定性,實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,新型氟碳表面活性劑作為主要處理劑的防水鎖劑FS-05的表界面張力最低,性能最優(yōu)(見表3)。

表3 防水鎖劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)結(jié)果防水鎖劑類型質(zhì)量分?jǐn)?shù)

3)鐵離子穩(wěn)定劑優(yōu)選。在酸化解堵施工過(guò)程中,在酸液的作用下，施工地面設(shè)備、油管、套管及地層鐵礦物反應(yīng)后均產(chǎn)生鐵離子，不僅影響解堵效果，而且可能造成二次污染沉淀，在酸液中加入鐵離子穩(wěn)定劑能夠有效避免類似情況發(fā)生[7]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，以檸檬酸為主要配方的鐵離子穩(wěn)定劑TL-01穩(wěn)鐵效果最佳(見表4)。

表4 鐵離子穩(wěn)定劑優(yōu)選結(jié)果鐵離子穩(wěn)定劑類型穩(wěn)定劑用量/mLFeCl3體積/mLFeCl3質(zhì)量濃度/(mg/mL)穩(wěn)定劑中鐵離子質(zhì)量濃度/(mg/mL)WT-2C221552.5TL-012585145BR2455112.5 注:WT-2C、TL-01及BR為不同類型鐵離子穩(wěn)定劑代號(hào)

4)防膨劑及沉淀抑制劑優(yōu)選。黏土穩(wěn)定劑能夠減少、防止黏土或微粒對(duì)地層孔喉造成的污染堵塞。黏土的膨脹和運(yùn)移一般是由于受外來(lái)水入侵影響所致，而且地層中微粒和黏土在注入水帶動(dòng)下，緩慢運(yùn)移至近井地帶造成堵塞，必須使用黏土穩(wěn)定劑控制黏土的膨脹和運(yùn)移[8]。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，以氯化鉀為主要配方的防膨劑BHFP-02防膨效果最佳。沉淀抑制劑FCY-6的溶蝕率最高，性能最優(yōu)(見表5、表6)。

表5 防膨劑優(yōu)選結(jié)果

表6 沉淀抑制劑優(yōu)選結(jié)果

5)破乳助排劑優(yōu)選。在油氣井酸化作業(yè)中,殘酸的返排一直是一項(xiàng)技術(shù)難題,返排是影響施工效果的一個(gè)重要因素,特別是在能量低、滲透性差、堵塞及污染嚴(yán)重的油氣井中,返排更加困難。另外,原油中含有天然乳化劑(如膠質(zhì),瀝青等),故乳化原油含水會(huì)增加泵、管線和儲(chǔ)罐的負(fù)荷，引起金屬表面腐蝕和結(jié)垢，因此乳化原油外輸前要破乳[9]。針對(duì)此情況，通過(guò)破乳劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，破乳助排劑JP-01表界面張力最低，效果最優(yōu)(見表7)。

2.1.3 酸液體系配方確定

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，酸液與添加劑之間配伍性良好。確定K6井所用主體酸BHJ3-A配方為10%HCl+8%HBF4+2%HF+2%高溫緩蝕劑A+0.5%高溫緩蝕劑B+2%防水鎖劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%防膨劑+3%破乳助排劑+6%沉淀抑制劑，前/后置酸配方為5%乙醇+10%HCl+1%高溫緩蝕劑A+0.25%高溫緩蝕劑B+2%防水鎖劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%防膨劑+3%破乳助排劑(見表8)。

表7 破乳助排劑優(yōu)選結(jié)果破乳助排劑類型質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%表面張力/(mN/m)與煤油界面張力/(mN/m)Z-M3239.863.98PR-ZP233.612.15JP-01226.070.68HG-07237.162.56 注:Z-M3、PR-ZP、JP-01及HG-07為不同類型破乳助排劑代號(hào)

表8 酸液與添加劑配伍實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.1.4 酸液體系綜合性能評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：酸液體系與地層水和凝析油的配伍性均良好(見表9)。

表9 酸液體系綜合性能評(píng)價(jià)結(jié)果實(shí)驗(yàn)內(nèi)容實(shí)驗(yàn)結(jié)果高溫高壓鋼片腐蝕實(shí)驗(yàn)BHJ3-A 前置液和BH-QJ01處理液體系對(duì)N80鋼片腐蝕速率分別為18.58 g/(m2·h)和61.60 g/(m2·h),均達(dá)到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)一級(jí)指標(biāo)要求酸液體系與儲(chǔ)層流體配伍性實(shí)驗(yàn)無(wú)沉淀、無(wú)乳化、無(wú)酸渣

2.2 工藝參數(shù)優(yōu)化

2.2.1 工作液體系用量?jī)?yōu)選

1)處理液用量。根據(jù)評(píng)估傷害井酸化增產(chǎn)幅度公式：

可以模擬出增產(chǎn)倍比圖(見圖1)，通過(guò)觀察，隨著酸化半徑的增大，增產(chǎn)倍比逐漸增大，當(dāng)酸化半徑達(dá)到1.5 m時(shí)，增產(chǎn)倍比趨于最大[10]。

K6井射孔段斜厚80 m，平均孔隙度為10.0%。藥劑用量計(jì)算依據(jù)公式：V=πr2hφ，計(jì)算不同酸化半徑下的酸液用量(見表10)。考慮現(xiàn)場(chǎng)施工所用酸罐容積情況：設(shè)計(jì)K6井酸液用量取整為60 m3。

表10 不同酸化半徑下酸液用量情況酸化半徑/m1.11.21.31.41.51.6酸液用量/m331.3137.2643.7350.7158.2266.24

2)前/后置液用量。前置液主要用于溶蝕儲(chǔ)層碳酸鹽礦物，后置液主要用于凈化反應(yīng)帶，防止二次沉淀的產(chǎn)生，設(shè)計(jì)前/后置液用量為30 m3。

2.2.2 泵注壓力優(yōu)化

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)Q/HS 2040—2019《海上砂巖油田油圖1 不同酸化半徑下增產(chǎn)倍比井酸化工藝實(shí)施要求》，K6井最大井口注水壓力計(jì)算公式如下：

pmax=pf+pF-pH

式中：pmax為最大施工壓力，MPa；pf為地層破裂壓力，MPa；pF為沿程摩阻壓力，MPa；pH為液柱壓力，MPa。

本井按照30 m3/h注入量，計(jì)算摩阻為9 MPa，則達(dá)到破裂壓力時(shí)井口最大注入壓力為

pmax=90.1-0.00981×1×4347.5+9=56.45≈56(MPa)

計(jì)算得出井口最大注入壓力約等于56 MPa，地層不會(huì)形成微裂縫，結(jié)合井下管柱耐壓情況，最終確定本井施工井口壓力小于50 MPa。

2.2.3 施工工藝設(shè)計(jì)

根據(jù)以上分析最終確定解堵工藝為采用不動(dòng)管柱籠統(tǒng)解堵，藥劑名稱為BHJ3-A前/后置液(復(fù)合解堵劑)、BH-QJ01處理液(水鎖傷害處理劑)，油管正擠注入，施工壓力不高于50 MPa，施工排量：0.1～1.0 m3/min，詳細(xì)泵注程序見表11。

表11 泵注程序步驟工作內(nèi)容壓力/MPa排量/(m3/min)注入量/m3累計(jì)注入量/m3備注1正擠前置<500.1～1.020202正擠處理液<500.1～1.060803正擠后置液<500.1～1.010904正擠頂替液<500.1～1.021111擠注過(guò)程中環(huán)空灌滿液,保證井下封隔器安全

3 效果分析

K6井整個(gè)酸化作業(yè)嚴(yán)格按照酸化施工設(shè)計(jì)進(jìn)行施工，依次注入前置液、酸液及頂替液，累計(jì)注入124 m3。由酸化施工曲線可以看出，重質(zhì)清洗劑進(jìn)入地層之后，泵壓由38.3 MPa上升至40.8 MPa，排量由0.67 m3/min上升至0.78 m3/min，變化不明顯，說(shuō)明儲(chǔ)層有機(jī)傷害程度不大。復(fù)合解堵劑及水鎖傷害處理劑進(jìn)入地層之后，排量由0.84 m3/min上升至0.94 m3/min，泵壓由44.4 MPa下降至31.5 MPa，變化明顯，說(shuō)明酸液對(duì)儲(chǔ)層礦物及無(wú)機(jī)堵塞物進(jìn)行了有效溶蝕。K6井改造后增產(chǎn)效果顯著，井口油壓逐步上升，瞬時(shí)產(chǎn)期500 m3/h，遠(yuǎn)高于措施前的產(chǎn)量(見圖2)。

圖2 K6井酸化施工曲線

酸化解堵之前，該井自噴生產(chǎn)，油嘴25.4 mm，油壓6.3～6.5 MPa，產(chǎn)氣量約6000 m3/d；采取措施后，自噴生產(chǎn)，油嘴19.8 mm，油壓6.0～6.5 MPa，產(chǎn)氣量約8800 m3/d。采取措施后氣井產(chǎn)能比采取措施前有所提高，取得了一定的增產(chǎn)效果。

4 結(jié)論

(1)低滲油氣田開發(fā)過(guò)程中，必須從井的全生命周期入手，充分考慮鉆完井工藝、儲(chǔ)層保護(hù)等，避免因?yàn)楣に嚥缓线m、工作液不配伍導(dǎo)致的儲(chǔ)層污染。分析表明K6井儲(chǔ)層致密、液鎖、反凝析及鉆完井傷害是造成該井低產(chǎn)低效的主要原因，對(duì)于低產(chǎn)低效井的治理是油田降本增效、可持續(xù)發(fā)展的有效途徑之一。

(2)通過(guò)對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層的酸液體系的研究，確定了目標(biāo)儲(chǔ)層的酸液體系，該體系為10%HCl+8%HBF4+2%HF+2%高溫緩蝕劑A+0.5%高溫緩蝕劑B+2%防水鎖劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%防膨劑+3%破乳助排劑+6%沉淀抑制劑，前/后置酸體系配方為5%乙醇+10%HCl+1%高溫緩蝕劑A+0.25%高溫緩蝕劑B+2%防水鎖劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%防膨劑+3%破乳助排劑。

(3)K6井酸化改造后增產(chǎn)效果顯著，可知對(duì)于海上氣田由于各種因素的限制無(wú)法實(shí)施大規(guī)模壓裂改造的儲(chǔ)層，采取酸化解堵的增產(chǎn)技術(shù)是首要的選擇。