黃 圣， 王 博， 劉保徹， 劉國(guó)光， 趙燕紅， 王虎軍

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

0 引言

在油田長(zhǎng)期生產(chǎn)過(guò)程中，油層堵塞是不可避免的，主要分為無(wú)機(jī)堵塞和有機(jī)堵塞[1- 3]。其中無(wú)機(jī)堵塞主要是由外來(lái)流體與地層水不配伍引起的無(wú)機(jī)垢沉淀造成的，有機(jī)堵塞主要是由于外來(lái)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(huì)發(fā)生在油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)的各個(gè)環(huán)節(jié)，如果在修井過(guò)程中，使用了不適當(dāng)?shù)男蘧后w系，修井液這樣的外來(lái)流體與地層流體的不配伍就會(huì)造成油氣層傷害[8- 10]。因此，為了解除修井污染對(duì)儲(chǔ)層造成的損害，就需要針對(duì)污染原因進(jìn)行分析評(píng)價(jià)，并在此基礎(chǔ)上，研究合適的解堵增產(chǎn)液體系來(lái)解除修井污染造成的儲(chǔ)層堵塞[11- 14]。

海上某油田經(jīng)過(guò)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(yán)重影響了油田的整體開(kāi)發(fā)效果。因此，開(kāi)展了前期修井液與地層配伍性的研究，找出修井液對(duì)儲(chǔ)層造成污染的主要原因及傷害程度，基于此，有針對(duì)性地開(kāi)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(duì)體系的綜合性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，并在現(xiàn)場(chǎng)成功進(jìn)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(duì)儲(chǔ)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(jìn)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(duì)修井液對(duì)儲(chǔ)層的污染原因進(jìn)行分析，并評(píng)價(jià)了修井液對(duì)儲(chǔ)層巖心的傷害情況。

1.1 修井液與儲(chǔ)層巖石的配伍性

修井液與儲(chǔ)層巖石如果不配伍，在修井過(guò)程中會(huì)引起儲(chǔ)層巖石的水化膨脹、分散運(yùn)移，從而堵塞地層，影響修井效果[15- 16]。室內(nèi)使用儲(chǔ)層巖心粉末，使用線性膨脹儀評(píng)價(jià)了修井液體系的防膨效果，實(shí)驗(yàn)溫度為90℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)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(duì)儲(chǔ)層巖心粉的防膨率達(dá)到92.3%，能夠有效抑制儲(chǔ)層巖石的水化膨脹，說(shuō)明現(xiàn)用修井液與儲(chǔ)層巖石具有良好的配伍性，不是引起儲(chǔ)層污染的主要原因。

1.2 修井液與儲(chǔ)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(huì)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(píng)價(jià)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(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2和圖1。實(shí)驗(yàn)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(dāng)修井液與地層水比例為5∶5和3∶7時(shí)濁度值大于可接受的30 NTU。說(shuō)明修井液與地層水存在一定程度的不配伍性，在修井過(guò)程中容易造成儲(chǔ)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(dāng)修井液與原油比例為3∶7時(shí)，乳化現(xiàn)象最嚴(yán)重，靜置16 h后無(wú)水析出。分析原因認(rèn)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(chǔ)層污染，導(dǎo)致油井產(chǎn)能降低。

1.3 修井液對(duì)儲(chǔ)層巖心的傷害評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)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(cè)定巖心的初始滲透率，計(jì)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(chǔ)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(duì)儲(chǔ)層的傷害；④在溫度為90℃條件下，正向用煤油測(cè)定其滲透率Kd；⑤計(jì)算滲透率的恢復(fù)值Kd/K0。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

由表3數(shù)據(jù)可知，使用單一的修井液污染后，儲(chǔ)層天然巖心的滲透率恢復(fù)值可以達(dá)到85%以上；而使用地層水、儲(chǔ)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(shuō)明地層水和儲(chǔ)層原油與修井液的混合加重了儲(chǔ)層污染程度。

表3 修井液對(duì)巖心的傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果

綜合以上分析認(rèn)為，修井液與地層流體(地層水和儲(chǔ)層原油)的不配伍是造成儲(chǔ)層污染的主要原因，基于此，下面將有針對(duì)性地開(kāi)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(píng)價(jià)

2.1 研究思路及體系配方

根據(jù)修井液對(duì)儲(chǔ)層的污染原因分析及傷害評(píng)價(jià)結(jié)果，修井作業(yè)對(duì)該油田造成的儲(chǔ)層污染、油井產(chǎn)能下降的主要原因?yàn)樾蘧号c地層水和儲(chǔ)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(wú)機(jī)垢的堵塞，又對(duì)巖石具有一定的溶蝕能力，達(dá)到解堵和改善儲(chǔ)層的目的；②針對(duì)修井液與地層原油乳化形成的有機(jī)堵塞，研究合適的有機(jī)清洗劑，能夠有效解除近井地帶的有機(jī)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(duì)井下工具的腐蝕。

通過(guò)大量實(shí)驗(yàn)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(jī)酸SFT- 1+2.0%新型有機(jī)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(píng)價(jià)

2.2.1 對(duì)無(wú)機(jī)物堵塞物及巖心的溶蝕能力

室內(nèi)評(píng)價(jià)了新型解堵增產(chǎn)液體系對(duì)現(xiàn)場(chǎng)無(wú)機(jī)垢、CaCO3以及天然巖心的溶蝕能力，實(shí)驗(yàn)溫度為90℃，實(shí)驗(yàn)時(shí)間為4 h，固液比為1∶10。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4所示。

由表4結(jié)果可知，新型解堵增產(chǎn)液體系對(duì)現(xiàn)場(chǎng)無(wú)機(jī)垢的溶蝕率可以達(dá)到90%以上，對(duì)CaCO3的溶蝕率可以達(dá)到95%以上，而對(duì)天然巖心的溶蝕率低于10%。說(shuō)明其具有良好溶解無(wú)機(jī)堵塞物能力，并且不會(huì)對(duì)地層骨架結(jié)構(gòu)造成破壞。

表4 新型解堵增產(chǎn)液對(duì)無(wú)機(jī)垢及巖心的溶蝕能力

2.2.2 對(duì)有機(jī)垢的溶解能力評(píng)價(jià)

室內(nèi)評(píng)價(jià)了新型解堵增產(chǎn)液體系對(duì)現(xiàn)場(chǎng)有機(jī)垢以及瀝青質(zhì)的溶解能力，實(shí)驗(yàn)溫度為90℃，實(shí)驗(yàn)時(shí)間為4 h，固液比為1:50。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 新型解堵增產(chǎn)液對(duì)有機(jī)垢的溶解能力

由表5實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，新型解堵增產(chǎn)液體系對(duì)現(xiàn)場(chǎng)有機(jī)垢的溶解率能夠達(dá)到95%以上，而對(duì)瀝青質(zhì)的溶解率可以達(dá)到98%以上，說(shuō)明新型解堵增產(chǎn)液進(jìn)入地層后，能夠有效地清除黏附在近井地帶的有機(jī)質(zhì)成分，達(dá)到解除有機(jī)乳化堵塞的目的。

2.2.3 防膨性能及緩蝕性能評(píng)價(jià)

參照1.1中的實(shí)驗(yàn)過(guò)程評(píng)價(jià)了新型解堵增產(chǎn)液體系對(duì)儲(chǔ)層巖石粉末的防膨性能，并參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法及指標(biāo)》，評(píng)價(jià)了體系對(duì)油管鋼片的腐蝕情況，并與常用鹽酸和土酸體系進(jìn)行了對(duì)比，腐蝕試驗(yàn)條件為90℃×4 h，鋼片材質(zhì)為N80。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)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(duì)儲(chǔ)層巖石粉末的防膨率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于普通鹽酸和土酸體系。而腐蝕速率為1.31 g/m2·h，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于鹽酸和土酸體系，并小于石油行業(yè)的標(biāo)準(zhǔn)要求(推薦指標(biāo)為4 g/m2·h)。說(shuō)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(mǎn)足油田解堵施工要求。

2.2.4 與地層流體配伍性評(píng)價(jià)

室內(nèi)評(píng)價(jià)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(cè)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(huì)形成穩(wěn)定的乳狀液，測(cè)定混合液放置不同時(shí)間后的析水量，判斷配伍性好壞。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)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(shuō)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(shí)驗(yàn)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(shí)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(shuō)明該新型解堵增產(chǎn)液與儲(chǔ)層原油不易形成穩(wěn)定的乳狀液，與儲(chǔ)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(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)方法同1.3中3#巖心的實(shí)驗(yàn)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(mén)在90℃下恒溫4 h，模擬解堵作業(yè)過(guò)程；最后測(cè)定解堵后的巖心滲透率，并計(jì)算滲透率恢復(fù)值。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)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(shuō)明在修井過(guò)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(shuō)明解開(kāi)了修井過(guò)程中的堵塞，最終驅(qū)替壓力比測(cè)定初始滲透率時(shí)的驅(qū)替壓力還低，說(shuō)明新型解堵增產(chǎn)液已經(jīng)解除了修井過(guò)程中造成的污染，同時(shí)滲透率恢復(fù)值達(dá)到了115%左右，巖心滲透率得到一定程度的改善，解堵的同時(shí)達(dá)到油井增產(chǎn)的目的。

表9 模擬巖心解堵增產(chǎn)實(shí)驗(yàn)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(chǎng)應(yīng)用

針對(duì)油田進(jìn)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(rèn)為，修井過(guò)程中存在修井液與地層流體不配伍的情況，導(dǎo)致儲(chǔ)層污染、產(chǎn)能下降。因此，在進(jìn)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(biāo)油田的W1井和W2井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)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(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)果見(jiàn)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(shuō)明修井作業(yè)過(guò)程對(duì)儲(chǔ)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(shuō)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(fù)值，比采油指數(shù)和日產(chǎn)油量均有大幅度的增加，說(shuō)明新型解堵增產(chǎn)液體系在解除修井過(guò)程堵塞的同時(shí)，還對(duì)儲(chǔ)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(duì)比

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)目標(biāo)油田在修井過(guò)程中造成儲(chǔ)層污染、產(chǎn)能偏低的主要原因?yàn)楝F(xiàn)場(chǎng)用修井液與地層水的不配伍引起的無(wú)機(jī)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(duì)修井作業(yè)污染原因，通過(guò)主要處理劑的優(yōu)選實(shí)驗(yàn)，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(jī)酸SFT- 1+2.0%新型有機(jī)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(píng)價(jià)結(jié)果表明，體系具有良好的溶解無(wú)機(jī)垢以及有機(jī)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(guò)目標(biāo)油田的現(xiàn)場(chǎng)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(jìn)行解堵，效果優(yōu)于常規(guī)酸化解堵液，說(shuō)明該新型解堵增產(chǎn)液能夠解除修井過(guò)程造成的堵塞，體現(xiàn)出良好的解堵增產(chǎn)效果。