姬塬油田長8油藏注聚井高壓欠注機(jī)理及處理對策分析

王光義，姜慶，樊勇杰，王國丞，巨江濤，張倩

1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西 西安 710200 2.陜西靖瑞能源科技股份有限公司，陜西 西安 710018

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地中西部，地處陜西省定邊縣與寧夏回族自治區(qū)鹽池縣境內(nèi)，勘探面積1802.1km2。到2008年，探明儲量14014×104t，可采儲量2646.48×104t，開發(fā)層系主要以三疊系特低滲透油藏為主，開發(fā)層位有三疊系長1、長2、長4+5、長6、長8以及侏羅系延8、延9等油藏。近年來姬塬油田大規(guī)模實(shí)施注水井調(diào)驅(qū)提升采油速度和開發(fā)水平。隨著高分子聚合物的應(yīng)用，污染堵塞成分復(fù)雜多樣化，造成注水井因壓力高欠注等問題。針對注聚井壓力高欠注的現(xiàn)象，SHAW等[1]認(rèn)為聚合物熟化不好造成的“魚眼”等不溶膠團(tuán)對近井地帶會造成一定堵塞；鄭俊德等[2]通過對返排物化學(xué)成分分析,發(fā)現(xiàn)堵塞物是有機(jī)聚合物分子和固體顆粒相互纏繞在一起的復(fù)合體。楊芯惠等[3]認(rèn)為聚合物在黏土礦物上的吸附量是在巖石骨架上的4～10倍，對流體流動造成阻力從而堵塞地層。目前，針對注聚合物類井堵塞主要采用過氧化氫[4-6]、二氧化氯[7-9]、次氯酸鈉等強(qiáng)氧化劑作為聚合物解堵劑，該類化合物主要是通過強(qiáng)氧化性對聚合物進(jìn)行降解。但姬塬油田現(xiàn)場注聚井的堵塞主要以聚合物和無機(jī)垢的復(fù)合形式存在，因此使用單一強(qiáng)氧化劑難以有效解除注聚井的堵塞。鑒于此，筆者研發(fā)了適合姬塬油田長8油藏注聚井的復(fù)合解堵劑，并在現(xiàn)場應(yīng)用中取得了良好的效果。

1 注聚井高壓欠注因素分析

在對姬塬油田長8油藏的地質(zhì)取樣分析中可知，該油藏砂層平均厚度為13.7m，油層平均厚度10.5m，孔隙度平均為10.6%，滲透率平均為0.85mD，物性相對較差，屬于典型的低孔、特低滲油藏。在對其進(jìn)行調(diào)驅(qū)處理后發(fā)現(xiàn)存在注水井壓力升高的現(xiàn)象，結(jié)果如圖1所示。

圖1 調(diào)驅(qū)后欠注井注水情況曲線

姬塬油田長8油藏調(diào)驅(qū)所用材料主要有聚合物微球、聚乙二醇(PEG)、聚丙烯酰胺交聯(lián)體、表面活性劑等組成，其中聚合物組分占調(diào)驅(qū)材料的90%以上。如圖1所示，通過聚合物調(diào)驅(qū)后，油壓出現(xiàn)了不同程度的增加。2次調(diào)驅(qū)之后，油藏的油壓由調(diào)驅(qū)前的12MPa增加到18MPa，油壓增幅達(dá)到50%。造成壓力增加的很大一部分原因通常認(rèn)為是聚合物對地層的堵塞作用。研究認(rèn)為進(jìn)行聚合物調(diào)驅(qū)時，聚合物分子在近井地帶的濾失以及吸附行為將造成地層孔喉的變窄甚至油層中遠(yuǎn)距離的堵塞[10,11]，引起注水壓力高、欠注或注不進(jìn)的現(xiàn)象。調(diào)驅(qū)過程中除了出現(xiàn)聚合物堵塞地層裂縫而引起注入壓力升高外，由于聚合物的注入而引起的原油結(jié)垢也是造成注水壓力增加的主要原因。注聚過程中，隨著聚合物的注入，低溫的聚合物將引起油藏溫度的下降。當(dāng)局部的油藏溫度低于原油濁點(diǎn)時，隨著外來流體的不斷侵入，原油中的成分如瀝青質(zhì)、膠質(zhì)以及其他雜質(zhì)之間的平衡被打破，進(jìn)而從原油中析出而沉積在油藏的孔道中，導(dǎo)致地層孔隙減小而引起注入壓力升高。為了研究長8油藏注聚井壓力增高的原因，對調(diào)驅(qū)返排液的成分進(jìn)行了分析，結(jié)果如表1所示。

表1 返排物有機(jī)組成分析結(jié)果

從洗井返排液的成分可知，4口井的返排液中除了含有大量的聚合物以及一些烴類物質(zhì)外，還含有一些瀝青質(zhì)和其他成分。說明在進(jìn)行聚合物調(diào)驅(qū)時，原油中的瀝青質(zhì)等膠質(zhì)物質(zhì)存在從原油中析出的現(xiàn)象。這些瀝青質(zhì)將不可避免地吸附在油藏縫隙中，使孔道尺寸變小，最終將影響到注水壓力，導(dǎo)致壓力升高。由于聚合物的注入而引起局部的油藏溫度降低(以下簡稱“溫降”)最終使得蠟質(zhì)、瀝青質(zhì)等物質(zhì)從原油中析出，并與聚合物互相裹夾形成難溶性油垢[12]，與吸附于地層表面的聚合物一起，通過二者的協(xié)同作用，共同導(dǎo)致注水井壓力的升高。

除了調(diào)驅(qū)注入的聚合物在底層引起吸附或者與原油中的瀝青質(zhì)形成油垢而引起油藏孔喉尺寸變窄導(dǎo)致注水壓力升高外，巖層黏土在外來流體的長期浸潤下可能發(fā)生膨脹而嚴(yán)重降低油藏滲透性，最終導(dǎo)致注水壓力升高。試驗(yàn)選取D193-XX巖心，D223-XX井地層水和注入水，采用界面張力儀測試注入水狀態(tài)下巖心潤濕性的變化。通過室內(nèi)驅(qū)替試驗(yàn)，研究巖心驅(qū)替前后潤濕性能的變化情況，試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。不論是地層水還是注入水，巖心浸潤一定時間后，接觸角都顯著減小。說明在水樣的潤濕下，巖石的親水性逐漸增強(qiáng)。巖石潤濕性的增強(qiáng)在一定程度上導(dǎo)致巖土的膨脹，降低了油藏孔隙度，使得注水壓力的升高。

表2 巖心潤濕性變化測定結(jié)果

研究發(fā)現(xiàn)，外來流體與地層水因不配伍性在近井地帶生成的垢層是導(dǎo)致注水壓力升高的主要因素之一。從水質(zhì)分析、結(jié)垢趨勢的預(yù)測、水質(zhì)配伍性等方面對高壓欠注因素進(jìn)行分析。所選水質(zhì)1#是D221注水站清水，2#是Y62-34井污水回注區(qū)，3#是JY聯(lián)合站污水，4#是JY注水站清水，5#是D57-45井清水注水區(qū)的水，6#是Y70-37井清水注水區(qū)的水，7#是DC90-47井清水注水區(qū)的水。根據(jù)SY/T 5523—2006《油氣田水分析方法》對水質(zhì)進(jìn)行分析檢測，結(jié)果如表3所示。

表3 水質(zhì)分析結(jié)果

(1)

(2)

(3)

(4)

大量沉淀性陰、陽離子互相反應(yīng)生成沉淀物，同時在注聚物以及原油因?yàn)榫酆衔锏淖⑷胍饻亟刀龀龅臑r青質(zhì)等的共同作用下，形成難溶性的污垢，這不但引起注水壓力的升高，也導(dǎo)致地面集輸系統(tǒng)的結(jié)垢，影響到正常的作業(yè)，造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失。為了明確成垢因素為后續(xù)的降壓増注提供技術(shù)支持，利用XRD對姬塬油田羅1區(qū)塊3口注水井垢樣進(jìn)行分析，結(jié)果如表4所示。

表4 垢樣XRD分析結(jié)果

可以看出，垢樣中含有大量的黏土礦物SiO2以及BaSO4、CaCO3。它們在地層生成后，與原油中析出的瀝青質(zhì)或者注入地層未徹底返排的聚合物在高溫高壓下相互裹夾形成難溶性污垢，堵塞油藏孔隙使得注水壓力增大。根據(jù)注聚井高壓欠注理論，流體在直管中作層流流動時，因阻力損失造成的勢能差可直接由泊肅葉(Poiseuille)方程式(5)求出：

(5)

式中：Δp為阻力損失的勢能差，kJ；μ為黏度，mPa·s；l為管長，m；u為液體的流速，m/s；d為管徑，m。

根據(jù)式(5)，層流阻力損失為：

(6)

式中：hf為層流時直管阻力損失，kJ·cm3/g；ρ為液體密度，g/cm3。

由層流阻力計算公式(6)得知，液體在直管中流動時直管阻力損失與流體黏度、管長和流速成正比，與管徑的平方成反比關(guān)系，管徑縮小會造成直管阻力損失大幅上升?？梢?，地層孔喉堵塞造成管徑縮小是引起注水井壓力抬升的一個重要因素。為了保證對姬塬油田注聚井的有效解堵，解堵劑不但要能夠有效除去或者分解未徹底返排而吸附于儲層表面的聚合物殘渣和原油中析出的瀝青質(zhì)，還要對地層的硅質(zhì)組分等無機(jī)物進(jìn)行解堵。

2 注聚井降壓増注解堵劑的優(yōu)選

2.1 復(fù)合有機(jī)酸

通過前期文獻(xiàn)調(diào)研和室內(nèi)試驗(yàn)研究選擇復(fù)合有機(jī)酸解決姬塬油田注水井高壓欠注問題。該體系主要由預(yù)處理液和低傷害酸組成。預(yù)處理液由低濃度有機(jī)酸、氟鹽絡(luò)合物、石蠟分散劑、破乳劑、緩蝕劑等組成；低傷害酸由多元有機(jī)酸、膠束互溶劑、緩蝕劑、穩(wěn)定劑、絡(luò)合劑、防酸渣劑、高效助排劑及其他輔助劑組成。預(yù)處理液中的氟鹽絡(luò)合物可有效地處理地層的硅質(zhì)組分；有機(jī)酸能解離出微弱的活性HF，在35℃時，其在水中的解離度僅為8.5%。當(dāng)有機(jī)酸與地層的硅質(zhì)接觸時，酸液中活性HF被反應(yīng)消耗，系統(tǒng)平衡體系被破壞，體系不斷解離出新的HF，直至消耗殆盡，其反應(yīng)速度為常規(guī)土酸的十分之一[13]。另外，體系中含有的穩(wěn)定劑和高效助排劑，可以保證殘液徹底返排，避免了二次沉淀的產(chǎn)生。

2.1.1 溶蝕效果

溶蝕效果是酸液體系去除地層硅質(zhì)效果的重要表征。試驗(yàn)參照標(biāo)準(zhǔn)Q/SH1020 1963—2013《硝酸緩速酸通用技術(shù)條件》，對大理石、玻片和巖心粉的溶蝕率進(jìn)行評價，結(jié)果如表5所示。相對于大理石和玻片，復(fù)合酸對巖心粉的溶蝕率超過30%，說明該酸液體系能夠有效對地層的硅質(zhì)進(jìn)行溶蝕。

表5 復(fù)合有機(jī)酸對大理石、玻片和巖心粉的溶蝕率

2.1.2 鐵離子穩(wěn)定能力

在溫度120℃、pH為7的實(shí)驗(yàn)條件下，進(jìn)行質(zhì)量濃度分別為2000、4000mg/L的Fe3+沉淀試驗(yàn)，結(jié)果如表6所示?？梢钥闯?，該復(fù)合有機(jī)酸對Fe3+具有較強(qiáng)的穩(wěn)定能力。

表6 復(fù)合有機(jī)酸對Fe3+的穩(wěn)定性

2.2 復(fù)合解堵劑體系

通過調(diào)整配比確定復(fù)合解堵劑配方：4%有機(jī)復(fù)合酸+2%表面活性劑+1.5%聚合物解堵劑+2%黏土穩(wěn)定劑+1.5%緩蝕劑+1%鐵離子穩(wěn)定劑(配方中的百分?jǐn)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)。

為驗(yàn)證復(fù)合解堵劑配方的解堵率，用室內(nèi)砂管巖心模擬降壓増注效果，結(jié)果如圖2所示?？梢钥闯?，體系的注入壓力隨著聚合物注入PV數(shù)的增加而急速增大，注入2PV后壓力接近穩(wěn)定，說明聚合物對巖心縫隙已完成封堵。之后注入復(fù)合解堵劑，待解堵劑注入1PV后，壓力下降85%以上；解堵劑注入2PV后，壓力下降98%以上，表現(xiàn)出優(yōu)異的解堵性能。

圖2 注入壓力隨注入體積變化曲線

通常黏土在地層流體侵蝕下會發(fā)生膨脹導(dǎo)致地層滲透率下降，這是導(dǎo)致高壓欠注的另一個主要因素，因此對復(fù)合解堵劑的黏土抑制性能進(jìn)行了評價，結(jié)果如圖3(a)、圖3(b)所示。黏土在清水中浸泡后，發(fā)生了明顯的溶脹，而在解堵劑溶液中浸泡后，黏土的形貌幾乎未發(fā)生變化，表明解堵劑能夠有效抑制黏土顆粒的膨脹，防止因?yàn)轲ね僚蛎浂鴮?dǎo)致的滲透率下降現(xiàn)象。黏土在清水和解堵劑中浸泡之后的微觀照片如圖3(c)、圖3(d)所示。從圖中可以明顯看出，在清水中浸泡后黏土發(fā)生了膨脹，而浸泡于解堵劑中的黏土顆粒未發(fā)生膨脹。

圖3 黏土經(jīng)過浸泡前、后的宏觀和微觀照片

3 施工工藝優(yōu)化

首先通過暫堵劑段塞以封堵大裂縫或高滲透地層；然后以小排量的方式注入表面活性劑，使地層中的堵塞物逐步軟化分散；再大排量注入酸液和聚合物解堵劑，對地層中深部無機(jī)和有機(jī)堵塞進(jìn)行強(qiáng)力除垢，以達(dá)到改善吸水剖面的目的；最后注入表面活性劑降低油水界面張力，使儲層變?yōu)槭杷砻?，從而大幅降低儲層液體流動阻力，延長措施有效期。注入流程為段塞式注入，具體施工方式如圖4所示。

圖4 注聚合物井降壓增注施工流程

在確定施工工藝的情況下，從提高解堵半徑、改善儲層油流通道的思路出發(fā)，為提高解堵改造效果，進(jìn)行解堵液用量的計算。根據(jù)不同油藏的儲層物性、有效厚度，在確定解堵半徑的前提下，通過式(7)計算，從而進(jìn)一步確定解堵液用量。

V=πr2hφ

(7)

式中：V為解堵液用量，m3；r為儲層基質(zhì)污染半徑，m；h為射孔段長，m；φ為平均孔隙度，%。

沒有壓開地層條件下的最大注入排量估算式：

(8)

式中：qi,max為注入排量，bbl/min；K為未污染地層的有效滲透率，mD；h為厚度，ft；gf為破裂壓力梯度，psi/ft；H為深度，ft；psafe為安全壓力，psi(通常是200～500)；p為儲層壓力，psi；μ為流體注入的黏度，cP；re為流體的半徑，ft；rs為解堵半徑，ft;S為表皮因數(shù)，1；B為地層體積因子，對不可壓縮流體的數(shù)值是1。

根據(jù)式(7)得出姬塬油田主力層L-1區(qū)塊長8油藏特征：該區(qū)孔隙度主要在3.06%～16.41%之間，滲透率在0.001～13.69mD之間，為典型的低孔低滲儲層。從姬塬L-1區(qū)塊長8儲層物性表明(見表7)，孔隙度主要分布在10%～12%之間，而滲透率主要在0.5～1mD之間?？傮w上看，長8儲層屬低滲特低滲儲層，且非均質(zhì)性較強(qiáng)。解堵處理半徑按2～3m，可以優(yōu)化酸的最大注入排量。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況及經(jīng)驗(yàn)優(yōu)化修正，其施工解堵液量控制在25～50m3之間，泵注排量控制在0.3～0.5m3/min。

表7 姬塬羅1區(qū)長8儲層物性統(tǒng)計表

4 現(xiàn)場應(yīng)用

2021年8月開始使用多元復(fù)合聚合物解堵劑對D163-X井進(jìn)行化學(xué)解堵施工，其中聚合物解堵劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%，注入排量0.4m3/min，共注入解堵劑95m3，注水曲線如圖5所示。相對于解堵前，解堵后的注水壓力從19MPa下降到15MPa，降幅高達(dá)21%。解堵后注水量一直穩(wěn)定不變，不存在注不進(jìn)的現(xiàn)象，說明解堵效果顯著且穩(wěn)定性好。

圖5 D163-X井2021年注水曲線

5 結(jié)論

1)通過對井底返排物成分分析可知，返排液中除含有大量的聚合物以及一些烴類物質(zhì)外，還含有一些瀝青質(zhì)，這些物質(zhì)是引起注聚井增壓欠注的主要因素：聚合物的注入引起局部的油藏溫降最終使得蠟質(zhì)、瀝青質(zhì)等從原油中析出，并與聚合物互相裹夾形成難溶性油垢，與吸附于地層表面的聚合物一起，共同導(dǎo)致注水井壓力的升高，引起欠注問題。

3)針對長8油藏注聚井高壓欠注的現(xiàn)狀，通過對解堵配方的巖心溶蝕能力、二價鐵離子穩(wěn)定性、黏土穩(wěn)定性和解堵性能的室內(nèi)評價，確定最終的解堵配方為：4%有機(jī)復(fù)合酸+2%表面活性劑+1.5%聚合物解堵劑+2%黏土穩(wěn)定劑+1.5%緩蝕劑+1%鐵離子穩(wěn)定劑。

4)通過施工工藝的優(yōu)化，設(shè)計了適用于姬塬油田長8儲層注聚井的解堵體系和工藝，現(xiàn)場應(yīng)用中取得了良好的效果，為姬塬油田長8儲層注水井降壓增注提供了借鑒。