海上C油田注水堵塞及酸化解堵技術(shù)研究

奎智斌,岳明,邊峰,丁文剛

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司 油田生產(chǎn)事業(yè)部,天津 300459;2.中海石油(中國)有限公司 天津分公司,天津 300450 )

C油田的主要生產(chǎn)區(qū)距離市中心135 km。年平均溫度在30 ℃范圍內(nèi),平均埋油深度2 650 m,油層厚度4～9 m。海上C型油井試驗(yàn)區(qū),注水阻力大,容量低一開始每個(gè)油井平均每天能產(chǎn)出4.2 t的原油,但采了一年后,平均產(chǎn)量降至2.2 t,年遞減率近50%。 盡管初始單井日產(chǎn)量平均是4.2 t,但經(jīng)過一年的采收,單井日產(chǎn)量出現(xiàn)了下降,降至2.2 t,其年遞減率極高[1-7]。該區(qū)塊目前采用水驅(qū)油開采方式,擁有127口注水和采油井,但單井每天只能生產(chǎn)0.75 t的原油。注入水的累積水量約為1.2×105m3,水量不足導(dǎo)致不能保持井下壓力,造成油井不斷產(chǎn)量下降。目前,注水仍然是油田主要的生產(chǎn)方式,為了實(shí)現(xiàn)增產(chǎn),油田可以采取解堵并增加注水的措施。

1 儲(chǔ)層特征

1.1 礦物組成

選取了實(shí)驗(yàn)區(qū)內(nèi)的三塊巖石樣品進(jìn)行全巖X衍射分析,結(jié)果如表1。

表1 實(shí)驗(yàn)區(qū)礦物質(zhì)量含量分析 單位:%

試驗(yàn)表明,試驗(yàn)區(qū)巖石中石英的平均質(zhì)量含量高于84%,具體范圍在79.9%至87%之間。將近8%的黏土礦石平均質(zhì)量含量在7.2%到8.7%之間。它還含有不到5%的其他礦物質(zhì)。黏土中礦物質(zhì)質(zhì)量含量最高的是伊利石,平均為59.33%。第二種是伊蒙混層,平均質(zhì)量含量為16%。石灰石和石灰質(zhì)量含量較低,平均約為10.5%。

1.2 孔喉特征

通過薄片和壓汞分析這一實(shí)驗(yàn)方法(表2),我們對(duì)研究區(qū)的巖石樣品做了檢測,并獲得以下的數(shù)據(jù):該區(qū)域的儲(chǔ)集層主要由原生粒間孔(占比49%)和次生孔(占比51%)組成,其中次生孔又分別包括粒內(nèi)孔、溶孔、粒間溶孔和次生溶孔。其中有大約46%的二次孔隙率含量,表面孔隙率一般在4.9%到11.9%之間,平均值大致在8.3%。壓汞分析顯示,巖樣平均孔徑分布為19.4～126.4 μm,平均72.7 μm,而平均喉部直徑主要分布在0.08～3.39之間,平均值0.69 μm,總體來說,巖樣的喉道類型是中頸形。

表2 儲(chǔ)層巖樣平均孔喉直徑匯總

1.3 流體特征

根據(jù)對(duì)試驗(yàn)區(qū)原油和地層水樣品的分析(見表3),得出以下結(jié)論:試驗(yàn)區(qū)原油的平均含量為:48 m3/m3原油平均黏度為6.22 mPa·s,平均油密度為0.79 g/cm3,平均瀝青含量為1.42%。該區(qū)域的平均水平礦物質(zhì)含量為17 200 mg/L,平均pH值為7.6,大多數(shù)水類型為CaCl2。此外,該地區(qū)的平均形成溫度為99 ℃。

2 堵塞原因分析

2.1 地質(zhì)因素

研究區(qū)儲(chǔ)層的構(gòu)成特點(diǎn)主要包括石英和黏土礦物兩種成分,且儲(chǔ)層非均質(zhì)性很強(qiáng)。研究區(qū)的儲(chǔ)層構(gòu)成較為復(fù)雜,相比其他地區(qū)更具有非均質(zhì)性,其中主要成分為石英和黏土礦物。該句話描述了孔隙結(jié)構(gòu)的特征,包括主要的孔隙類型和平均孔喉直徑,屬于材料科學(xué)或地質(zhì)學(xué)等領(lǐng)域?？紫督Y(jié)構(gòu)主要由原生粒間孔和次生孔組成,其中平均孔喉直徑約為0.69 μm,屬于中孔-微喉道類型。注入水中的雜質(zhì)會(huì)對(duì)巖石孔隙產(chǎn)生阻塞作用,進(jìn)而引起地層的堵塞。這會(huì)導(dǎo)致注射壓力過高。如果由于某些地質(zhì)原因?qū)е聝?chǔ)層被堵塞,可以通過酸壓改造來降低注水壓力。

2.2 敏感性評(píng)價(jià)

室內(nèi)研究主要集中在對(duì)注水速度敏感性、水敏性、酸敏性以及應(yīng)力敏性評(píng)價(jià)。我們?cè)趯?shí)驗(yàn)區(qū)取得了15個(gè)地層樣品,每個(gè)樣品都開展了三次的速敏性、水敏性、酸敏性和應(yīng)力敏性的測試。結(jié)果如表4。

表4 敏感性損害率評(píng)價(jià)匯總

研究結(jié)果指出,該地區(qū)對(duì)儲(chǔ)層速度的敏感度在中至強(qiáng)之間,并建議在注水開發(fā)期間謹(jǐn)慎管控注水量。此外,儲(chǔ)層巖石對(duì)水的敏感度處于中低程度,當(dāng)進(jìn)行注水作業(yè)時(shí)需要采取措施降低水敏感度,以避免破壞巖石儲(chǔ)層。水敏損傷的發(fā)生與黏土礦物的含量有關(guān),此外,實(shí)驗(yàn)巖樣對(duì)酸不敏感,對(duì)壓力不敏感。

2.3 流體配伍性分析

評(píng)價(jià)不同配比的地層水和室內(nèi)注入水的配伍性,結(jié)果如表5。

表5 地層水和注入水配伍性評(píng)估

當(dāng)注入水與地層水的比例為1∶1時(shí),實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明會(huì)生成大量的泥質(zhì)沉積物。沉積物將繼續(xù)以各不相同的速度沉積形成,因此,試驗(yàn)區(qū)域注入的水和地層水不能相容。

3 酸化解堵措施的研究

3.1 解堵配方中主體酸的優(yōu)選

進(jìn)行了酸化和疏通實(shí)驗(yàn)以解決測試區(qū)域敏感損壞和流體不相容性問題。室內(nèi)采用了鹽酸、氫氟酸、氟硼酸等多種主要酸類,通過腐蝕速率、酸化效果以及相容性模擬實(shí)驗(yàn)等方面的指標(biāo),確認(rèn)了最適合酸化的體系。

3.1.1 溶蝕性能評(píng)價(jià)

為了測定不同濃度鹽酸溶液的相容性,室內(nèi)進(jìn)行了其他成分不變,只改變解堵酸溶液中HCl的濃度實(shí)驗(yàn),酸溶液的配方為A%HCl +0.8%HF+1.2%HBF4。試驗(yàn)結(jié)果見表6。

表6 酸化解堵溶液溶蝕性能測評(píng)

增加鹽酸濃度能夠增強(qiáng)解堵酸的溶解能力,使得巖屑的溶解速度得以提高。因此,建議在清堵時(shí)選擇13%的鹽酸溶液,這表明本酸化解堵酸液的溶蝕性能非常良好。

3.1.2 巖心酸化解堵模擬試驗(yàn)測評(píng)。

在室內(nèi)進(jìn)行了平行酸化模擬試驗(yàn)分別對(duì)應(yīng)三個(gè)巖心試樣,使用0.8%HF+13%HCl+1.2%HBF4的解堵酸配方。通過滲透率變化(見表7)來評(píng)價(jià)酸液酸化效果。

表7 酸化解堵劑對(duì)巖心酸化實(shí)驗(yàn)結(jié)果

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果,13%HCl+0.8%HF+1.2%HBF4酸溶液在第三部分的主要滲透性增加2～3倍,此外,密封劑可以有效地減少水庫的二次破壞?？梢钥闯?優(yōu)選的酸液具有非常好的酸化效果。

3.1.3 配伍性評(píng)價(jià)

室內(nèi)對(duì)酸液、注入水和地層水展開了配伍性的測評(píng),實(shí)驗(yàn)結(jié)果見如表8。

表8 酸化解堵液與地層水配伍性試驗(yàn)

由上表可知,我們?cè)O(shè)計(jì)的酸堿除垢系統(tǒng)能夠有效地防止成型水和注射水之間的沉淀或分層問題。這意味著酸性液體、地下水和注入水可以在化學(xué)上相互協(xié)調(diào),并且達(dá)到良好的配合效果。這說明酸性溶液能夠有效地溶解注入水和地層水所形成的沉淀,并且表明酸性溶液與注入水和地層水之間的相容性非常好。

3.2 黏土穩(wěn)定劑優(yōu)選

室內(nèi)試驗(yàn)符合GB/T 50123—1999《地質(zhì)勘探要求》,選用4種常用黏土穩(wěn)定劑,調(diào)節(jié)量為0.8%測試結(jié)果見表9。

表9 各類黏土穩(wěn)定劑的防膨性能評(píng)估

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明, SP-400是其中防膨效果最佳的穩(wěn)定劑,防膨率超過90%,其余三種均也在62%～80%之間。因此,建議采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%的SP-400,作為該體系的黏土穩(wěn)定劑。

3.3 緩蝕劑優(yōu)選

室內(nèi)依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0315—2016進(jìn)行了緩蝕劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果見如表10。

表10 酸化解堵緩蝕劑的緩蝕性能評(píng)估

表11 室內(nèi)酸化解堵效果評(píng)估結(jié)果

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,當(dāng)緩蝕劑不在酸性溶液中時(shí),樣品的腐蝕速率大約為17.62 g/(m2·h)。添加1%緩蝕劑后,腐蝕速率降至11 g/(m2·h)以下。RX-203緩蝕劑在試驗(yàn)中表現(xiàn)最佳,腐蝕速率大于79%,其次是CT-1,腐蝕速率最高72.9%。建議采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%的RX-203作為緩蝕劑,通過實(shí)驗(yàn)結(jié)果證明,此體系可獲得最佳的緩蝕效果。

3.4 酸化解堵配方

開展了上述各類配方實(shí)驗(yàn)后,最后確立酸化解堵的配方:13%HCl +1.2%HBF4+0.8%HF+0.8%黏土穩(wěn)定劑SP-400+1.2%緩蝕劑RX-203

4 效果評(píng)價(jià)及應(yīng)用

4.1 酸化體系室內(nèi)效果評(píng)價(jià)

酸化配方:13%HCl +1.2%HBF4+0.8%HF+0.8%黏土穩(wěn)定劑SP-400+1.2%緩蝕劑RX-203,在室內(nèi)開展了酸化解堵液的溶解性能實(shí)驗(yàn)、配伍性實(shí)驗(yàn)和酸化解堵的模擬試驗(yàn),結(jié)果如下。

結(jié)果顯示,酸化解堵的配方仿佛是性好,并且還對(duì)實(shí)驗(yàn)的巖心展示了顯著的提升滲透率的趨勢,體系中將地層水和注入水混合后,并沒有出現(xiàn)沉淀現(xiàn)象,可以推斷體系的配伍性較好。

4.2 現(xiàn)場應(yīng)用

試驗(yàn)區(qū)C-15使用13%HCl +1.2%HBF4+0.8%HF+0.8%SP-400黏土穩(wěn)定劑+1.2%RX緩蝕劑-203酸化后,效果顯著。采取措施前,水壓達(dá)到13 MPa,采取措施后,水壓迅速下降至5.8 MPa,下降50%以上,采取措施后,將注水量從1.5萬m3增加到7.5萬m3,增加5倍。經(jīng)過一年的實(shí)際運(yùn)行檢驗(yàn),發(fā)現(xiàn)解堵酸液系統(tǒng)的注水壓力和注水量保持穩(wěn)定,未發(fā)生明顯的增減。鑒于這一事實(shí),可以得出結(jié)論,酸液解除孔道堵塞在實(shí)際應(yīng)用中效果顯著。

5 總結(jié)

(1)海上C油氣田油田巖石以石英礦物為主,其次是黏土礦物。伊利石是黏土礦物的主要組成部分,其含量高達(dá)約60%。平均儲(chǔ)層孔徑在19.4～126 μm之間,大多數(shù)平均喉部直徑0.08～3.39 μm,孔喉類型為微孔型。地層水為CaCl2水型,礦物質(zhì)當(dāng)量為17 200 mg/L。

(2)地層堵塞的主要原因是地層非均質(zhì)性強(qiáng),通過敏感性評(píng)價(jià)結(jié)果來看,該儲(chǔ)層速度敏感性、水敏感性、酸敏感性和應(yīng)力敏感性均屬于中等或弱的程度,注入水和地層水不配伍造成地層堵塞。

(3)解堵酸化配方包括13%HCl、0.8%HF、1.2%HBF4、0.8%黏土穩(wěn)定劑SP-400和1.2%緩蝕劑RX-203具有良好的溶蝕性和緩蝕性,應(yīng)用于現(xiàn)場后達(dá)到了顯著的酸化效果。