王爾珍，王 勇，宋昭杰，鄧志穎，王偉波

（1.長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710018；3.西安長慶化工集團(tuán)有限公司，陜西 西安 710018）

姬塬油田是長慶油田的主力開發(fā)油田之一，是典型的低孔、低滲透油藏，孔隙度8%數(shù)10%，滲透率低（0.29×10-3數(shù) 0.49×10-3μm2），儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，與西峰油田（孔隙度10.34%、滲透率1.41×10-3μm2）、鎮(zhèn)北油田（孔隙度11.29%、滲透率1.4×10-3μm2）區(qū)塊相比，物性差［1-4］。

隨著注水開發(fā)的不斷進(jìn)行，部分注水井出現(xiàn)欠注甚至出現(xiàn)注不進(jìn)的現(xiàn)象。低滲透儲(chǔ)層注水井吸水能力下降受多種因素的影響，其中包括儲(chǔ)層巖石物性、巖性等內(nèi)在因素，同時(shí)還包括注水水質(zhì)不合格、注水日常管理不規(guī)范等外在人為因素。為了解決欠注問題，在加強(qiáng)注水日常管理方面，2016年1數(shù)10月分別采用土酸酸化、多氫酸酸化、酸壓、壓裂等增注措施，平均有效率78%，平均有效期為135 d。其中初次欠注井采取酸化等措施時(shí)，平均有效率在85%以上，平均有效期大于200 d，效果較好。

然而多輪次措施井比例逐年增加，增注效果逐年降低。2009數(shù)2015年姬塬油田共進(jìn)行增注措施1048井次，其中3輪次以上井222井次，占21.2%，單井日增注下降至10 m3以下，有效期不足100 d。多輪次增注措施無效井已成為油藏“注不夠水”的突出問題，嚴(yán)重影響姬塬油田穩(wěn)產(chǎn)。

造成多輪次井?dāng)?shù)量多的主要原因是姬塬油藏物性差，同時(shí)部分區(qū)塊呈現(xiàn)高啟動(dòng)梯度和高破裂壓力的特征［5-7］。姬塬長A 油藏水啟動(dòng)壓力梯度平均值為1.96 MPa/m，高于西峰、鎮(zhèn)北及華慶油田區(qū)塊，同時(shí)，姬塬長A 油藏平均地層破裂壓力為36.82 MPa，亦高于其他油田區(qū)塊。從注水壓力分布上看，相比其他油田區(qū)塊如華慶油田白E 區(qū)塊（注水壓力主要為10數(shù)14 MPa），姬塬長A油藏羅C區(qū)塊（注水壓力主要為14數(shù)16 MPa）及黃B 區(qū)塊（注水壓力主要為16數(shù)18 MPa）也明顯表現(xiàn)出注水高壓的特點(diǎn)。針對(duì)這種受儲(chǔ)層致密、非均質(zhì)性等因素影響且多次措施無效的欠注井，結(jié)合長慶油田“小水量、樹枝狀管網(wǎng)”的流程特點(diǎn)，根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況提出了“增壓注水，藥劑控壓”的技術(shù)思路。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 增注設(shè)備與儀器

增注設(shè)備主要包括離心式增壓注水泵與加藥裝置。以增壓能力10 MPa、日額定注水量150 m3的增壓泵型為例，整體設(shè)計(jì)參數(shù)如下：額定功率37 kW，三相異步電動(dòng)機(jī)（防護(hù)等級(jí)IP55）；額定排量150 m3∕d；進(jìn)口壓力15數(shù) 20 MPa；出口壓力25數(shù) 30 MPa；介質(zhì)溫度≤80℃；電源電壓380±5%V，頻率50 Hz；加藥罐的重要組成部分為攪拌釜、罐體、壓力傳感器；攪拌釜電機(jī)轉(zhuǎn)速為60 r/min，可以根據(jù)使用情況用變頻器調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速；隔膜計(jì)量柱塞泵流量100 L/h，功率5.5 kW，揚(yáng)程30 MPa，效率86%，轉(zhuǎn)速117 r/min，質(zhì)量400 kg。長效在線增注裝置結(jié)構(gòu)圖見圖1。與目前常用的柱塞式增壓泵相比，該泵采用多級(jí)離心式。該泵運(yùn)行平穩(wěn)，維護(hù)工作量較小，且增壓與加藥部分整體撬裝設(shè)計(jì)，分體運(yùn)行，現(xiàn)場易安裝、操作簡便。該裝置計(jì)量精確、輸出量可隨意調(diào)整，抗化學(xué)腐蝕性強(qiáng)，經(jīng)濟(jì)、實(shí)用，金屬加強(qiáng)隔膜、使用壽命長。泵體采用分段式軸向設(shè)計(jì)，泵體的葉導(dǎo)輪采用1號(hào)鎳鐵，具有無磁、耐磨、防腐的特點(diǎn)，經(jīng)過工藝處理后達(dá)到奧氏體機(jī)械性能［8］，主軸采用蒙乃爾K-500高強(qiáng)度耐腐蝕材料，方鍵、卡簧均采用蒙乃爾材料［9］。設(shè)備所有過流部件（包括進(jìn)出口連接法蘭、泵頭泵座攪拌釜、罐體、壓力傳感器、高壓截止閥、單流閥、減壓閥）與液體接觸部位采用不銹鋼材質(zhì)，所有密封圈均采用四丙氟橡膠（AFLAS）材料，從而保證了注水泵的整體運(yùn)行，提高了注水泵的運(yùn)行壽命。帶加藥裝置增壓注水泵關(guān)鍵零部件采用鎳銅合金（防腐材料），內(nèi)表層對(duì)水質(zhì)無污染，抗磨損。

恒溫水浴鍋，龍口市先科儀器公司；IKA-RW攪拌器，德國IKA公司；Texas500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，美國VNG公司；JC2000D型接觸角測(cè)量儀，北京中儀科信科技有限公司；HS-SHP-250型恒溫生化培養(yǎng)箱，江蘇華安儀器公司。

圖1 長效在線增注裝置結(jié)構(gòu)圖

1.2 增注藥劑

氯化鈣、碳酸鈣、碳酸鈉、硫酸鈉、草酸鈉、氨水、氯化銨、乙酸鈣、三氯化鐵，分析純，上海阿拉丁生物科技股份有限公司；A-40 剝離分散劑（氨基羧酸鹽類）、HB-10螯合劑（羥基羧酸鹽類）、JX-02A潤濕劑（甜菜堿類）、JL-01清洗劑（季銨鹽類）、酸化緩蝕劑（咪唑啉類）、甲醇，工業(yè)品，西安長慶化工集團(tuán)有限公司；姬塬長A 油藏脫水原油，密度8.9643 g/cm3，凝點(diǎn) 24.6℃；姬塬長 A 油藏注入水，pH 值 6.0，硫酸鈉型，礦化度5543.70 mg/L，離子組成（單位Mg2+135.14、Ca2+263.16、Na++K+1421.42。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

（1）表、界面張力的測(cè)定

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5370—1999《表面及界面張力測(cè)定方法》，在溫度為60℃、轉(zhuǎn)速5000 r/min 的條件下，用旋轉(zhuǎn)滴界面張力接觸角測(cè)量儀測(cè)定原油與注入水的表、界面張力。

（2）碳酸鈣垢溶垢率的測(cè)定

分別取數(shù)個(gè)250 mL容量瓶和定量濾紙，將燒杯和濾紙置于105℃烘箱中，4 h后取出放入干燥器中冷卻30 min。稱取濾紙質(zhì)量，稱取純碳酸鈣（質(zhì)量m1）加入燒杯，再加入不同質(zhì)量濃度的注水井用綜合降壓增注劑COA-2至刻度線，放入60℃恒溫水浴中24 h，取出抽濾，抽濾時(shí)用清水清洗，以防結(jié)晶溶解不完全，在105℃烘箱中烘2 h 后，在干燥器中冷卻30 min，稱取濾紙和剩余垢的質(zhì)量，計(jì)算剩余垢的質(zhì)量m2。按式m2/m1×100%計(jì)算除垢劑的溶垢率。

（3）防膨率、腐蝕速率、阻垢率的測(cè)定

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5971—1994《注水用粘土穩(wěn)定劑性能評(píng)價(jià)方法》測(cè)定防膨率；參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗(yàn)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo)》測(cè)定腐蝕速率；參照中國石油天然氣股份有限公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SY 126—2014《油田水處理用緩蝕阻垢劑技術(shù)要求》測(cè)定阻垢率。

（4）鈣離子螯合值的測(cè)定

準(zhǔn)確稱取2 g 樣品（精確至0.0001 g），配成100 mL 溶液；移取25 mL 樣品溶液至錐形瓶中，加入0.3 mL 2%草酸鈉溶液、5 mL pH＝10 的氨-氯化銨緩沖液；用0.1 mol/L 的乙酸鈣標(biāo)準(zhǔn)溶液滴定，直至產(chǎn)生永久性白色沉淀為終點(diǎn)。按式（1）計(jì)算鈣離子螯合值（A鈣離子螯合值）：

式中，C鈣—乙酸鈣標(biāo)準(zhǔn)溶液的濃度，mol/L；V鈣—樣液消耗乙酸鈣標(biāo)準(zhǔn)溶液的體積，mL；G—樣品質(zhì)量，g。

（5）鐵離子螯合值的測(cè)定

準(zhǔn)確稱取1 g 樣品（精確至0.0001 g），配成100 mL溶液；移取10 mL樣品溶液至錐形瓶中，加入40 mL 蒸餾水，用30%氫氧化鈉溶液調(diào)節(jié)pH 值為12；用1 g/L的Fe3+標(biāo)準(zhǔn)溶液滴定，直至產(chǎn)生永久性混濁為終點(diǎn)（滴定過程中，若pH值變化，應(yīng)加入30%氫氧化鈉溶液調(diào)節(jié)，使pH值保持在12）。每克螯合劑絡(luò)合三價(jià)鐵離子的毫克數(shù)即為標(biāo)準(zhǔn)溶液滴定時(shí)所消耗的毫克數(shù)。按式（2）計(jì)算鐵離子螯合值（A鐵離子螯合值）：

式中，V—樣液消耗三價(jià)鐵標(biāo)準(zhǔn)溶液的體積，mL；G—樣品質(zhì)量，g。

2 結(jié)果與討論

2.1 長效在線增注技術(shù)原理

長效在線增注技術(shù)通過在井場安裝注水量100數(shù)300 m3/d 不同型號(hào)的增壓裝置，對(duì)注水站至注水井的高壓水進(jìn)行二次增壓，可在來水壓力15數(shù)20 MPa的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)5數(shù)10 MPa的二次增壓，在不超過地層破裂壓力90%的前提下，提高注水壓力后再注入注水井。該增壓裝置可管轄3數(shù)7 口注水井，在滿足注水需求的前提下配套加注綜合降壓藥劑，達(dá)到長期穩(wěn)定注水的需要。

2.2 綜合降壓增注藥劑性能與投加方式

注入小劑量的化學(xué)藥劑有諸多優(yōu)點(diǎn)，如增加水相滲透率，降低注入壓力；降低油水界面張力，減少賈敏效應(yīng)，增加油的流動(dòng)能力；改變巖石表面潤濕性，使油藏變得更加親水，發(fā)揮毛管力作用；抑制微生物生長，減少對(duì)井底及地層的堵塞；消除碳酸鹽垢，預(yù)防成垢離子結(jié)垢；抑制黏土膨脹，減少對(duì)地層的傷害［10-11］。通過前期的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研制出以A-40剝離分散劑、HB-10 螯合劑、JX-02A 潤濕劑、JL-01清洗劑、酸化緩蝕劑、甲醇為主劑的注水井用綜合降壓增注劑COA-2。COA-2藥劑具有“防膨、阻垢、降低油水界面張力”等作用，防膨率≥30%，姬塬長A 油藏注入水與原油的界面張力≤3.5×10-3mN/m，阻垢率≥95%。在一定量注入水中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%數(shù)0.3%的COA-2，依照1.3 中所述的方法測(cè)得的性能指標(biāo)見表1。

表1 COA-2綜合降壓增注藥劑性能指標(biāo)

通過投加綜合降壓藥劑，現(xiàn)場試驗(yàn)井組均取得了較好的長期穩(wěn)定注水。以劉A-2 井為例（圖2），2016年4月實(shí)施長效在線增注技術(shù)，井口油壓從20.5 MPa 增至22.5 MPa，滿足配注要求。為了實(shí)現(xiàn)控壓長期穩(wěn)定注水，2017年5月起試驗(yàn)連續(xù)加注0.2%的COA-2 藥劑，加注周期3 個(gè)月，油壓下降1.2 MPa，停止加藥后正常注水，截至2018年12月油壓仍為22.0 MPa，說明COA-2藥劑整體具有較好的控壓增注效果。

根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況不斷摸索總結(jié)，初步確定了COA-2藥劑投加方式，針對(duì)提壓幅度大（＞4 MPa）的井，加藥方式為按0.3%的加量一次性投加3 至6 個(gè)月；對(duì)提壓幅度小于2 MPa 的井，按0.1%的加量連續(xù)投加6個(gè)月；提壓幅度為2數(shù)4 MPa的井，按0.2%的加量脈沖式投加1至3個(gè)月。

2.3 壓力預(yù)測(cè)圖版

為了有效控制壓力上升幅度，實(shí)現(xiàn)控壓注水，用VB6.0 開發(fā)了軟件，根據(jù)區(qū)塊注水壓力的變化情況，建立物理模型預(yù)測(cè)后期注入壓力的變化，形成了不同區(qū)塊的壓力預(yù)測(cè)模板。以羅A區(qū)塊為例（圖3），將2016數(shù)2018年羅A區(qū)塊單井的注入壓力進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析和曲線擬合，預(yù)測(cè)該區(qū)塊近幾年的整體壓力情況，可作為長效增注裝置提壓幅度的有效參考。如羅A西北部網(wǎng)格狀區(qū)域（注入壓力＞24 MPa）逐漸增大，此處建立的增壓裝置的提壓幅度也需相應(yīng)提高2數(shù)3 MPa。一般現(xiàn)場實(shí)際使用時(shí)確認(rèn)長效增壓裝置的增壓幅度的下限為確保水井正常注水所需增加的壓力，增壓的上限為防止破壓地層開啟新的裂縫，一般不超過局部地層破裂壓力的90%［12-13］。

圖2 劉A-2井實(shí)施長效在線增注技術(shù)后的注水壓力變化

2.4 現(xiàn)場應(yīng)用

長效在線增注技術(shù)在姬塬長A 油藏已累積應(yīng)用 48 套裝置，其中 2014年應(yīng)用 2 套，2015年應(yīng)用 9套，2016年應(yīng)用 37 套，應(yīng)用效果見表2。48 套裝置所轄注水井166 口，治理多輪次措施的欠注井105口，措施后平均單井日增注11 m3，平均有效期266 d，最長措施有效期1457 d（持續(xù)有效），累計(jì)增注54.95×104m3。48 套增壓裝置所轄的 166 口注水井對(duì)應(yīng)的826 口油井中，234 口油井見效，見效比例28.3%，平均日增油108.2 t，平均單井組日增油2.25 t，累計(jì)增油1.95×104t。

圖3 羅A區(qū)塊注入壓力分布（a、b）與預(yù)測(cè)（c）

表2 長效在線增注技術(shù)現(xiàn)場實(shí)施情況統(tǒng)計(jì)

3 結(jié)論與建議

長慶姬塬油田區(qū)塊多次欠注井逐年增多，且治理困難，提出以“增壓注水，藥劑控壓”為技術(shù)思路的長效在線增注技術(shù)，對(duì)于解決以姬塬油田為代表的低孔、低滲透油藏的多次措施無效高壓欠注井具有積極的意義和較好的效果。

自主研發(fā)的綜合降壓增注劑具有防膨、阻垢、降低油水界面張力的特點(diǎn)，現(xiàn)場投加試驗(yàn)的井組整體效果較好，達(dá)到了注水井控壓注水的目的，對(duì)應(yīng)油井增油效果較為明顯。