徐方向， 王 坤， 蔣文學(xué)

(1川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 2低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室)

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地中西部，構(gòu)造單元屬伊陜斜坡。屬于典型的特低滲透致密砂巖油藏[1-2]。主力油層長(zhǎng)8油藏資源量大、分布穩(wěn)定，長(zhǎng)8砂層平均厚度為13.7 m，油層平均厚度10.5 m，孔隙度平均為10.6%，滲透率平均為0.85 mD，物性相對(duì)較差，屬于“低壓、低滲、低產(chǎn)”三低油藏[3]。采用480 m×150 m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)[4-6]，井網(wǎng)密度13.9口/km2。長(zhǎng)8油藏注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中普遍存在由于注入水與地層水不配伍導(dǎo)致地層堵塞，造成注水井注水壓力上升速度快、配注量無(wú)法達(dá)到要求等問(wèn)題，給注水穩(wěn)產(chǎn)工作帶來(lái)極大的困難。

化學(xué)除垢是解除近井地帶地層損害，提高油井產(chǎn)能的重要方法之一。根據(jù)注入水與地層水中離子種類不同，垢的類型主要為碳酸鹽垢與硫酸鹽垢。常規(guī)酸化技術(shù)能夠有效解除碳酸鹽垢，而難以解除硫酸鹽垢。因此開(kāi)展緩速硫酸鹽解堵劑，旨在降低注水井壓力，使其達(dá)到配注要求，對(duì)老油田提高采收率具有重要意義。

一、緩速硫酸鹽解堵技術(shù)原理

油田注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，在油水井之間的地層帶會(huì)產(chǎn)生硫酸鋇和硫酸鍶的混合垢。導(dǎo)致硫酸鹽垢產(chǎn)生的主要原因：地層水與注入水不配伍，在富含成垢陽(yáng)離子的油層中與富含硫酸根陰離子的注入水混合，導(dǎo)致在注水井近井地帶形成硫酸鹽垢。

緩速硫酸鹽解堵技術(shù)原理：通過(guò)化學(xué)方法，利用螯合劑將硫酸鹽垢電離出來(lái)的Ba2+/Sr2+螯合，生成可溶于水的絡(luò)合離子，使硫酸鹽垢不斷向著能夠電離出離子的方向進(jìn)行，從而促進(jìn)垢的分散、溶解，實(shí)現(xiàn)清垢目的。

二、緩速硫酸鹽解堵液體系開(kāi)發(fā)及性能評(píng)價(jià)

1.緩速硫酸鹽解堵液體系的開(kāi)發(fā)

通過(guò)室內(nèi)開(kāi)展緩速硫酸鹽解堵劑(以下簡(jiǎn)稱“解堵劑”)在鹽酸中對(duì)CaCO3和CaSO4模擬垢樣的清除效果研究(表1)。實(shí)驗(yàn)表明：與HCl反應(yīng)的主要是CaCO3，而CaSO4則主要與解堵劑發(fā)生螯合反應(yīng)，解堵劑與低濃度酸相結(jié)合，可以同時(shí)除去碳酸鈣垢和硫酸鈣垢。根據(jù)溶垢率數(shù)據(jù)，最終確定緩速硫酸鹽解堵液體系中稀鹽酸濃度為3%。稀鹽酸介質(zhì)條件下，緩速硫酸鹽解堵液體系腐蝕速率偏大，因此需添加一定量緩蝕劑(表2)。

表1 緩速硫酸鹽解堵劑室內(nèi)開(kāi)發(fā)實(shí)驗(yàn)(50℃恒溫8 h)

表2 掛片腐蝕實(shí)驗(yàn)(50℃，恒溫8 h)

通過(guò)上述實(shí)驗(yàn)，確定緩速硫酸鹽解堵液體系配方為：3%HCl+5%JDJ +1%緩蝕劑。

2.不同pH值對(duì)解堵液體系溶垢性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)以硫酸鈣為模擬垢，解堵液體系用量為50 mL，在50℃±1℃(模擬儲(chǔ)層溫度)水浴中恒溫8 h，取出剩余模擬垢并過(guò)濾稱重，得到剩余模擬垢質(zhì)量，計(jì)算得出溶垢量(圖1)。

圖1 解堵劑溶垢效果與pH關(guān)系圖

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著pH值升高，解堵液體系溶垢量有所降低，當(dāng)pH大于2以后，解堵液體系溶垢量隨pH變化不明顯，鹽酸復(fù)配解堵劑對(duì)溶垢能力有提升作用。

3. 不同反應(yīng)時(shí)間對(duì)解堵液體系溶垢性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)以硫酸鈣為模擬垢，解堵液體系用量為50 mL，在50℃±1℃(模擬儲(chǔ)層溫度)水浴中恒溫8 h，取出剩余模擬垢并過(guò)濾稱重，得到剩余模擬垢質(zhì)量，計(jì)算得出溶垢量(圖2)。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，6 h內(nèi)解堵液體系溶垢量隨時(shí)間延長(zhǎng)而提高，6 h后溶垢量隨時(shí)間變化不明顯。

圖2 解堵液體系溶垢效果與時(shí)間關(guān)系圖

4.不同反應(yīng)溫度對(duì)解堵液體系溶垢性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)以硫酸鈣為模擬垢，解堵液體系用量為50 mL，在50℃±1℃(模擬儲(chǔ)層溫度)水浴中恒溫8 h，取出剩余模擬垢并過(guò)濾稱重，得到剩余模擬垢質(zhì)量，計(jì)算得出溶垢量(圖3)。

圖3 解堵液體系溶垢效果與溫度關(guān)系圖

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著溫度升高，解堵液體系溶垢量增加，在40℃～90℃溫度范圍內(nèi)，溫度升高對(duì)解堵液體系溶垢量有促進(jìn)作用。

5.解堵液體系巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)表明：解堵液體系對(duì)結(jié)垢?jìng)Φ膸r心滲透率由61.6%恢復(fù)至92.3%，說(shuō)明解堵液體系有良好的溶解硫酸鈣垢能力(見(jiàn)圖4)。

三、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

緩速硫酸鹽解堵技術(shù)在姬塬油田長(zhǎng)8油藏共完成了4口井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用(表3)。利用緩速硫酸鹽解堵液體系進(jìn)行4口井解堵措施后均滿足配注，平均單井日增注20.3 m3，平均降壓4.3 MPa，累計(jì)增注9 243 m3。

圖4 巖心滲透率恢復(fù)曲線

井號(hào)措施日期措施前措施后油壓/MPa日配注/m3日實(shí)注/m3油壓/MPa日配注/m3日實(shí)注/m3日增注量/m3降壓/MPa累計(jì)增注/m3D201-352016.5.2819.525.03.013.225.025.022.06.33 630.0D201-372016.7.118.825.00.016.325.025.025.02.53 025.0Y123-332016.8.2418.125.01.014.025.025.024.04.11 968.0Y125-292016.9.418.320.00.013.010.010.010.04.3620.0平均18.723.81.014.123.821.320.34.32 310.8

以羅1區(qū)塊D201-37井為例，該井位于中部裂縫區(qū)，于2010年11月實(shí)施復(fù)合射孔爆燃?jí)毫淹蹲⒑螅鼛啄赀M(jìn)行過(guò)3次措施，分別是酸化增注1次, 酸壓增注1次，前置酸加砂壓裂1次。酸化與酸壓措施后，效果均不顯著；前置酸加砂壓裂降壓增注措施初期效果顯著，但注入壓力隨后快速上升。緩速硫酸鹽措施前水井井口油壓18.8 MPa、套壓18.8 MPa，日配注25 m3、實(shí)注0 m3。

分析認(rèn)為由于結(jié)垢類型為硫酸鹽垢，不溶于鹽酸、硝酸、硫酸以及其他有機(jī)酸，因此針對(duì)上述原因，選取緩速硫酸鹽解堵液體系作為工作液進(jìn)行降壓增注作業(yè)。

D201-37井于2016年7月1日和2日進(jìn)行施工，施工排量200～250 L/min。注入緩速硫酸鹽清垢劑措施后關(guān)井16 h，施工壓力從23.0 MPa降低至19.0 MPa，同時(shí)在前置酸和主體酸作用下，注入壓力繼續(xù)降至16.0 MPa，說(shuō)明儲(chǔ)層內(nèi)硫酸鹽垢得到了較好的解除。

四、結(jié)論與建議

(1)根據(jù)姬塬油田長(zhǎng)8地層結(jié)垢特征，為了實(shí)現(xiàn)注水井降壓增注的目的，開(kāi)發(fā)了一種緩速硫酸鹽解堵液體系。

(2緩速硫酸鹽解堵液體系具有良好的耐溫性，緩速解堵性能及螯合、溶垢性能，可有效解除近井地帶堵塞，降低注水井注入壓力，提高注水井配注量。

(3)緩速硫酸鹽解堵技術(shù)經(jīng)4口現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，有效率為100%，平均單井日增注20.3 m3，平均降壓4.3 MPa，累計(jì)增注9 243 m3，取得了良好的降壓增注效果。