賈 輝，田 藝，鄭華安

廖云虎，陳 嚴(yán)，楊 波 （中海石油 （中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東 湛江524057）

潿洲11－4油田B井是一口單層系采油井，針對(duì)生產(chǎn)過程中微粒運(yùn)移引起的近井地帶堵塞，2009年8月進(jìn)行了抑砂解堵作業(yè)，解堵完成后產(chǎn)液量由190m3/d下降到50m3/d，抑砂作業(yè)對(duì)儲(chǔ)層造成了較嚴(yán)重的傷害。伴隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，堵塞得到緩慢解除，至2012年2月，該井產(chǎn)液量恢復(fù)至90m3/d，但堵塞并未完全解除。分析研究后于2012年3月采取復(fù)合解堵工藝再次對(duì)該井進(jìn)行了解堵，解堵作業(yè)后產(chǎn)液量達(dá)340m3/d，獲得了很好的解堵效果。

1 儲(chǔ)層特征

2 污染原因分析

抑砂解堵作業(yè)后，產(chǎn)液量急劇下降，試井解釋表皮因數(shù)為20.3，造成了較嚴(yán)重的儲(chǔ)層傷害。抑砂作業(yè)向儲(chǔ)層注入3種流體：活性柴油、抑砂劑和過濾海水?；钚圆裼陀糜谇宄L(zhǎng)期生產(chǎn)過程中原油重質(zhì)組分在近井地帶的沉積，不會(huì)造成儲(chǔ)層傷害；根據(jù)該區(qū)塊作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，過濾海水對(duì)Ⅱ油組基本無影響；抑砂劑為聚合物，在儲(chǔ)層孔喉處吸附、沉積會(huì)使?jié)B透率降低，是該次作業(yè)的主要傷害因素。抑砂解堵作業(yè)未能有效地清除長(zhǎng)期生產(chǎn)過程中微粒運(yùn)移引起的近井地帶堵塞，因而微粒運(yùn)移造成的近井地帶堵塞仍是該井污染的重要因素之一。

綜上所述，B井的污染因素主要有以下兩個(gè)方面：①抑砂劑注入儲(chǔ)層引起的聚合物堵塞；②生產(chǎn)過程中微粒運(yùn)移導(dǎo)致的近井地帶儲(chǔ)層礦物堵塞。

3 解堵液研究

結(jié)合B井的污染原因，調(diào)研發(fā)現(xiàn)采取單一的解堵液體系無法同時(shí)解除聚合物和儲(chǔ)層礦物微粒造成的堵塞。室內(nèi)試驗(yàn)研究形成了針對(duì)性的解堵液體系，并通過優(yōu)化解堵工藝成功地解決了這一問題：①選用強(qiáng)氧化劑，降解清除吸附于儲(chǔ)層孔喉及巖石表面的聚合物；②篩選酸液體系，溶解清除儲(chǔ)層礦物堵塞、改造儲(chǔ)層、擴(kuò)大滲流通道。

3.1 強(qiáng)氧化劑試驗(yàn)研究

二氧化氯是目前油田常用于解除聚合物堵塞的強(qiáng)氧化劑，它可以有效解除壓裂液、聚合物、細(xì)菌、FeS等形成的堵塞，但常規(guī)的二氧化氯制備方法存在穩(wěn)定性差的缺點(diǎn)，易導(dǎo)致二氧化氯氣體溢出對(duì)施工人員造成健康威脅[1～4]。海上油田作業(yè)二氧化氯氣體溢出與油氣混合還存在一定爆炸風(fēng)險(xiǎn)。HRS復(fù)合解堵劑 （簡(jiǎn)稱HRS）可實(shí)現(xiàn)在井下生成強(qiáng)氧化性二氧化氯溶液，克服了ClO2氣體逸出易爆炸、對(duì)人體造成傷害等缺陷。

3.1.1 HRS與抑砂劑混合后的降解效果評(píng)價(jià)

HRS復(fù)合解堵劑由主劑與添加劑組成，主劑與添加劑按照3∶1的比例混合后才會(huì)反應(yīng)生成水溶性二氧化氯。將HRS與抑砂劑溶液按照1∶1的比例混合均勻后在80℃條件下測(cè)定混合液黏度隨時(shí)間的變化情況 （見圖1）。

由圖1可知，30min抑砂劑黏度由102mPa·s下降至12.5mPa·s，降黏率達(dá)87.75%，此時(shí)聚合物大部分已降解；隨反應(yīng)時(shí)間的增加，抑砂劑黏度進(jìn)一步降低，60min黏度下降至5.5mPa·s，降黏率為94.61%，此時(shí)聚合物基本完全降解，繼續(xù)增加反應(yīng)時(shí)間黏度變化不大。由此可知，HRS可快速降解抑砂劑，最佳反應(yīng)時(shí)間為1h。

3.1.2 HRS腐蝕性能評(píng)價(jià)

由腐蝕評(píng)價(jià)結(jié)果可知，HRS對(duì)N80、J55鋼材的腐蝕速率均達(dá)到了石油行業(yè)二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)[5]，滿足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)的要求，結(jié)果見表1。

圖1 混合液黏度與反應(yīng)時(shí)間之間的關(guān)系曲線

表1 HRS腐蝕性能評(píng)價(jià)結(jié)果

3.2 酸液體系試驗(yàn)研究

酸液體系的選擇需根據(jù)傷害類型、儲(chǔ)層巖性、礦物成分、井況、現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)和實(shí)驗(yàn)室評(píng)價(jià)結(jié)果等綜合考慮[6]。針對(duì)疏松砂巖儲(chǔ)層，酸液溶蝕試驗(yàn)研究表明：改性硅酸可以滿足溶蝕微粒、擴(kuò)大滲流通道的需求，基本不對(duì)疏松砂巖的巖石骨架造成影響[7]。通過大量的室內(nèi)試驗(yàn)優(yōu)選處理劑，確定了適用于潿洲11－4油田B井的改性硅酸體系。體系配方為：

前置酸：100ml淡水＋80g工業(yè)鹽酸 （HCl質(zhì)量分?jǐn)?shù)為31%）＋6～8g緩蝕劑 （HSJ）＋4g防膨劑（BHFP－02）＋4g鐵離子穩(wěn)定劑 （TL－01）＋4g破乳助排劑 （HP－8）＋6～8g水傷害處理劑 （JP－4）

處理酸：100ml淡水＋200g工業(yè)鹽酸 （HCl質(zhì)量分?jǐn)?shù)為31%）＋15～20g緩蝕劑 （HSJ）＋10g防膨劑 （BHFP－02）＋10g鐵離子穩(wěn)定劑 （TL－01）＋10g破乳助排劑 （HP－8）＋15～20g水傷害處理劑（JP－4）＋140g改性硅酸 （BHJ－G質(zhì)量分?jǐn)?shù)為30%）＋30～35g沉淀抑制劑 （FCY－6）

后置酸：100ml淡水＋80g工業(yè)鹽酸 （HCl質(zhì)量分?jǐn)?shù)為31%）＋6～8g緩蝕劑 （HSJ）＋4g防膨劑（BHFP－02）＋4g鐵離子穩(wěn)定劑 （TL－01）＋4g破乳助排劑 （HP－8）＋6～8g水傷害處理劑 （JP－4）

3.2.1 改性硅酸體系溶蝕試驗(yàn)

采用石英砂和儲(chǔ)層巖屑砂在儲(chǔ)層溫度 （80℃）條件下對(duì)改性硅酸體系的溶蝕性能進(jìn)行了測(cè)定，反應(yīng)時(shí)間為2h。結(jié)果表明，改性硅酸對(duì)巖屑砂溶蝕率高達(dá)33.81%，對(duì)石英砂的溶蝕率僅為0.16%，由此可知，改性硅酸對(duì)泥質(zhì)有較好的清除效果，幾乎不破壞巖石骨架。儲(chǔ)層溫度條件下 （80℃），試驗(yàn)確定了反應(yīng)時(shí)間與溶蝕率之間的關(guān)系曲線 （見圖2）。

由圖2可知，隨著反應(yīng)時(shí)間的增加，巖屑溶蝕率增加，反應(yīng)時(shí)間達(dá)到2h，溶蝕率達(dá)到最大，繼續(xù)增加反應(yīng)時(shí)間溶蝕率基本無變化，改性硅酸體系與巖屑的最佳反應(yīng)時(shí)間為2h。

3.2.2 改性硅酸體系腐蝕性能評(píng)價(jià)

由改性硅酸體系腐蝕性能評(píng)價(jià)結(jié)果可知，前置酸/后置酸對(duì)N80、J55鋼材的腐蝕速率達(dá)到了石油行業(yè)二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，處理酸對(duì)N80、J55鋼材的腐蝕速率達(dá)到了石油行業(yè)一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)[5]，滿足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)的需求，結(jié)果見表2。

圖2 巖屑溶蝕率與反應(yīng)時(shí)間之間的關(guān)系曲線

表2 改性硅酸體系腐蝕性能評(píng)價(jià)結(jié)果

3.2.3 其他性能測(cè)定

室內(nèi)試驗(yàn)表明：蒸餾水中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%的HP－8可以使蒸餾水表面張力降低64.44%，油水界面張力降低98.85%，可以使油水乳化液破乳率達(dá)到98.7%，具有較好的破乳助排效果。質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6%～7%的沉淀抑制劑溶液 （50ml），溶蝕CaF2、K2SiF6、NaSiF6等酸化中常見的二次沉淀物 （5g），溶蝕率分別為41.5%、98.5%、99.6%，具有較好的抑制二次沉淀的效果。

綜上所述，通過大量的室內(nèi)試驗(yàn)研究，最終形成了儲(chǔ)層巖屑溶蝕效果好、不破壞骨架、防腐效果好、表面張力低、破乳率高、沉淀抑制性能好的改性硅酸體系。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

根據(jù)潿洲11－4油田B井的污染情況、解堵液性質(zhì)、儲(chǔ)層特征等最終確定了施工參數(shù)、規(guī)模及施工程序 （見表3）。現(xiàn)場(chǎng)施工采用限壓不限排量的方式使泵注壓力不超過儲(chǔ)層破裂壓力 （10.5MPa），在不超過限壓的條件下盡量提高排量。酸液與儲(chǔ)層的最佳反應(yīng)時(shí)間為2h，反應(yīng)完全后快速返排殘酸避免生成二次沉淀。解堵效果見解堵前后的生產(chǎn)曲線 （見圖3）。

由圖3可知，解堵作業(yè)前該井產(chǎn)液量為90m3/d，含水率為76%；解堵作業(yè)后該井產(chǎn)液量為340m3/d，含水率為96.5%，解堵后近井地帶得到了有效的疏通，獲得了很好的解堵效果；但解堵后含水率大幅上升導(dǎo)致產(chǎn)油量由21.6m3/d下降至11.9m3/d。潿洲11－4油田N1j22已進(jìn)入高含水期，B井鄰井含水率在82%～95%之間，且該油組具有充足的底水能量，該次解堵作業(yè)解除近井堵塞的同時(shí)也溝通了水層，導(dǎo)致含水率大幅上升。因此，針對(duì)具有充足的天然能量，并且已進(jìn)入高含水期的區(qū)塊，油井的解堵方式及解堵規(guī)模應(yīng)做進(jìn)一步研究，以保證解堵后達(dá)到增油的效果。

表3 復(fù)合解堵施工工藝程序

圖3 解堵前后B井的生產(chǎn)情況

5 結(jié) 論

1）HRS在1h內(nèi)基本可完全降解抑砂劑中的聚合物，具有良好的防腐性能，井下生成的二氧化氯克服了ClO2氣體逸出易造成爆炸、人員傷害等風(fēng)險(xiǎn)。

2）通過大量試驗(yàn)研究，形成了針對(duì)B井儲(chǔ)層的巖屑溶蝕效果好、不破壞骨架、防腐效果好、表面張力低、破乳率高、抑制沉淀效果好的改性硅酸體系。

3）采用HRS與改性硅酸復(fù)合解堵工藝，有效地解除了潿洲11－4油田B井的近井地帶堵塞，產(chǎn)液量由90m3/d上升至340m3/d，獲得了很好的解堵效果。

4）針對(duì)具有充足天然能量，已進(jìn)入高含水期的區(qū)塊，油井的解堵方式及解堵規(guī)模應(yīng)做進(jìn)一步研究，以保證解堵后達(dá)到增油的效果。

[1]樊世忠，王彬 .二氧化氯解堵技術(shù) [J].鉆井液與完井液，2005，22（增刊）：113～116.

[2]徐陽，楊文新 .二氧化氯在油田注水系統(tǒng)中的應(yīng)用 [J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2008，30（3）：346～348.

[3]余海棠，郝世彥，趙晨虹，等 .二氧化氯復(fù)合解堵技術(shù) [J].斷塊油氣田，2009，16（6）：112～114.

[4]劉英懷，田興國(guó)，劉宇 .二氧化氯在注聚合物井和油氣水井中的應(yīng)用 [J].國(guó)外油田工程，2006，22（12）：44～46.

[5]SY/T 5405－1996，酸化用緩蝕劑性能試驗(yàn)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo) [S].

[6]米卡爾J.?？酥Z米德斯，肯尼斯G.諾爾特 .油藏增產(chǎn)措施 [M].第3版 .北京：石油工業(yè)出版社，2002.550～585.

[7]鄭立會(huì)，崔小勃，李嗣貴，等 .地層溫度下疏松砂巖酸溶實(shí)驗(yàn)研究 [J].油氣井測(cè)試，2007，16（6）：9～15.