尤秋彥（中國石油大港油田石油工程研究院）

周青莊油田油藏埋深2 239.2～3 111 m，為大港油田一典型的低滲透裂縫型油藏，產油量逐年遞減。2010 年后大部分井進行壓裂酸化改造。由于層間差異、儲層物性差等原因，引起水鎖損害嚴重，導致作業(yè)恢復周期達7 天以上，產油量恢復率只有56%，影響了油田穩(wěn)產和經濟效益[1-2]。

目前常用修井液為南三站污水和地下自來水，添加一些氯化鉀、助排劑、抑制劑等，這些入井流體不能有效針對低孔低滲、裂縫性致密砂巖油藏特點，無法建立良好的配伍性，入井液大量滯留在致密的儲層中，不止是水鎖損害[3]，還有油鎖損害，加重了返排的難度?，F有技術應用效果不理想，嚴重阻礙了油層保護技術在周青莊油田的推廣[4]。

1 概況

沙三段巖性以深灰色、灰褐色泥巖與淺灰色中細砂巖、粉砂巖為主，儲層平均孔隙度為10.5%；平均滲透率4.6 md。整體屬于低孔低滲儲層，大部分井壓裂酸化改造，改變了原有的孔隙結構[5]。目的層水敏損害率為35.68%～50.47%，發(fā)生水敏、鹽敏損害的臨界礦化度為10 000 mg/L，此時造成的滲透率下降幅度為35%以上，主要是儲層中水敏、鹽敏性黏土礦物所致。地層水為碳酸氫鈉型，礦化度12 405.7 mg/L，堿度高，陰離子含量HCO3-為244 mg/L、SO4-2為744 mg/L。統計施工井效果見表1，油井作業(yè)后恢復期長。

表1 周青莊油田修井作業(yè)情況

2 低孔低滲、裂縫性致密砂巖儲層保護修井液技術

2.1 防水敏組分研制

大港油田常用CSA 類無機鹽（KCL）為防水敏抑制劑，短期見效快，耐水洗時間短，抑制穩(wěn)定性差[6]。通過室內復配銨類和醋酸等藥劑形成低分子季銨鹽類抑制劑，南三站水抑制劑組分優(yōu)選實驗數據見表2：采用南三站水，防膨率隨濃度的增加最高達到大于或等于98%，耐水洗時間48 h，抑制時間穩(wěn)定，滿足修井作業(yè)時間的要求。

表2 南三站水抑制劑組分優(yōu)選實驗數據

從表2 中看出，JJA1.5%加量耐水洗穩(wěn)定抑制性好，防膨率大于或等于90%，試驗中發(fā)現加量增大，防膨率變化不大。根據周青莊儲層特性，選用強抑制性的低分子季銨鹽AY 效果最佳，1.5%加量防膨率達到了93%以上，耐水洗時間48 h?？捎行б种频蜐B裂縫儲層黏土的水化膨脹。

2.2 快速返排新材料的加入

多基團聚合物增加其產品的親水和親油性能，降低氣液間表面張力及油水間界面張力；Gemini 陽離子表面活性劑增加液體滯留的助排能力，最后加入低碳醇，降低巖心含水飽和度，進一步增加其預防或解除滯留損害的效果。同時通過和非離子表面活性劑復配，增加其抗溫及抗鹽性能。同時，添加低磷環(huán)保阻垢劑阻止因周青莊地層水中含有陰離子HCO3-為244 mg/L、SO4-2為744 mg/L 與流體中的陽離子生成垢，引起固相堵塞[7-8]。復配后的配方在表、界面張力實驗中，加以驗證，新材料加量優(yōu)選試驗見表3。

表3 新材料加量優(yōu)選試驗

從表3 中可以看出，剝離出的液體透明、無垢。隨新材料加量的增大，表界面張力呈降低趨勢，最低界面0.346 mN/m，表面張力22.195 mN/m。界面張力由常用體系1.3 mN/m 降低到0.346 mN/m。實現了原油與井筒液之間的快速剝離，提高返排率。

通過原油配伍性評價（圖1），驗證了上述表3中的數據，1#樣品新材料配方0.5%新材料+0.2%有機胺聚合物阻垢劑，可以直觀的判定1#樣品油液混合后經過8 h、50 ℃水浴后，油水界面分明不掛壁，液體底部澄清、透明、均勻。3#、4#（常用配方+助排劑+防水敏劑）樣品混合后出現油掛壁，形成油鎖，堵塞油流通道，降低油井的產量[9]。2#樣品（常用配方+助排劑）混合后無油水界面，黏度快速增加，不利于流動。

圖1 歧24-26 井油樣與體系配伍性評價

該1#配方在油、水井壓裂、防砂或酸化添加劑中應用效果較好，耐溫小于或等于150 ℃，能降低工作液表面張力或工作液與原油之間的界面張力作用，并能有效地防止油水乳化，提高工作液的返排速度。

根據表3 試驗數據，優(yōu)化配方0.5%新材料+0.2%阻垢劑（蒸餾水）+1%AY 條件下進行性能指標檢驗，新材料加入后體系性能見表4。

表4 新材料加入后體系性能

從表4 中試驗結果得出，優(yōu)化后的配方，配伍性好，性能穩(wěn)定?？偭缀?.87 mg/L，低于國家水處理排放標準。實現了國家近幾年大力提倡低磷環(huán)保型藥劑的應用。

3 綜合性能評價

通過以上實驗研究，確定了技術組分及加量，同時室內應用新材料即加快了返排速度又抑制了垢的生成，形成低孔低滲、裂縫性致密砂巖油藏修井液基本配方如下：1.0%～1.5%AY+0.4%～0.6%新材料+0.1%～0.5%阻垢劑組分，該配方表現出良好的快速返排效果。

3.1 巖心污染評價試驗

室內選用岐北12 井的巖心6#、13#，注入液體表面張力與注入液體返排率的實驗結果。6#類巖心滲透率2.8 md；13#類巖心滲透率范圍為1.06 md（2 種巖樣均具有相同的弱親水性）。

由圖2 可以看出，返排率隨注入液體表面張力的降低而提高，注入表面張力相同的液體，相對滲透率低的巖樣中的液體返排率低于相對高滲透性的巖樣，巖心滲透率越低，損害率則越高，采用新材料配制的配方返排率可達到85%以上[10]。

圖2 不同滲透率巖心洗壓井液表面張力與返排率關系

3.2 返排時間試驗

配制表面張力23 mN/m 配方和常用表面張力30 mN/m 配方，在常溫條件下選用岐北6#類巖心滲透率2.8 md，另23#巖心滲透率5.6 md；長度2.45 mm 進行巖心返排時間試驗，標準鹽水飽和巖心制備好樣品。在相同流量和泵壓下進行測試不同滲透率巖心洗壓井液返排時間與返排率關系見圖3（2 種巖樣均具有相同的弱親水性）。

圖3 不同滲透率巖心洗壓井液返排時間與返排率關系

由圖3 可以看出，巖心返排率隨液體返排時間增加出現不同的走勢，6#和23#巖心對比返排時間縮短1/2，返排率提高了54.7%。說明表、界面張力的降低可降低液體返排時間，促進縫隙中的液體返排，減少水敏礦物的膨脹，防止了黏土堵塞儲層。

3.3 現場試驗

技術在大港油田周青莊應用3 井次，取得良好效果，檢泵井平均恢復期為2 天，恢復率96.71%，油層保護效果明顯。例如歧新24 井該井作業(yè)層位為沙三黃褐色含油鮞狀灰?guī)r、褐黃色油浸細砂巖，2019 年3 月檢泵，應用快速返排新材料洗壓井液體系35 m3，檢泵作業(yè)施工過程順利應用井生產曲線見圖4。該井正常生產時日產液量18.23 m3，日產油量0.8 t，含水96%。作業(yè)后開井恢復期2 天，作業(yè)后日產液16.68 m3，日產油1.67 t，綜合含水91.60%，恢復率為100%。按照恢復期7 天計算，2天恢復減少原油損失4.35 t。增產原油按365 天計算，增產317.55 t。經濟效益顯著。

圖4 應用井生產曲線

4 結論

1）低孔低滲、裂縫性致密砂巖油藏強水敏，由于酸化等措施導致孔隙結構改變，液體滯留，返排困難。

2）優(yōu)選低分子季銨鹽防膨抑制劑，提高了耐水洗時間至48 h，其防膨率大于或等于90%。

3）以新材料多基團聚合物添加劑為主，復合加入低碳醇、有機胺類阻垢劑等技術，配方總磷含量小于或等于1 mg/L，縮短了返排時間，使返排率大于或等于85%，且低磷環(huán)保。

4）技術現場應用效果好，檢泵井平均恢復期為2 天，恢復率96.71%。