馬 磊，徐 靖，許發(fā)賓，向興金，簡 成，陽俊龍，鄧文彪

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，廣東 湛江 524057；2.湖北省油田化學(xué)產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院，湖北 荊州 434000)

為了實現(xiàn)節(jié)能減排的要求，南海W油田先后將幾口油井轉(zhuǎn)為注水井，實施生產(chǎn)水的回注。轉(zhuǎn)注井的注水水源為該南海W油田的生產(chǎn)污水，最初只用三相油水分離器對生產(chǎn)污水進(jìn)行油水分離處理和水力旋流器分離去除污水中較重的粗顆粒，然后直接注入到轉(zhuǎn)注井儲層，出現(xiàn)明顯堵塞后才補裝了細(xì)過濾器。而且從注水期間水質(zhì)監(jiān)測結(jié)果顯示，固相含量和固相顆粒粒徑嚴(yán)重超標(biāo)；腐蝕性氣體監(jiān)測回注的生產(chǎn)污水中溶解性H2S含量較高，注水管線腐蝕嚴(yán)重，最終導(dǎo)致在相同的井口注入壓力下注水量下降達(dá)45%～60%的嚴(yán)重后果。轉(zhuǎn)注井近井地帶堵塞，注水壓力升高，存在造成地層破裂、滲漏引發(fā)海洋環(huán)境污染的隱患[1]。

另外，隨著老油田油井含水率的上升和新油田的投產(chǎn)，需要回注的生產(chǎn)水總量日益增多，若轉(zhuǎn)注井注水能力進(jìn)一步下降，將無法滿足節(jié)能減排的要求，因此，轉(zhuǎn)注井解堵增注迫在眉睫。

本文在系統(tǒng)研究其堵塞原因的基礎(chǔ)上，展開了針對南海W油田轉(zhuǎn)注井的解堵增注液體系研究，并將研究成果成功應(yīng)用到油田現(xiàn)場，取得了良好的應(yīng)用效果。

1 南海W油田轉(zhuǎn)注井基本情況與堵塞原因

南海W油田轉(zhuǎn)注井采取的篩管完井方式，其儲層孔隙度25%左右，滲透率在1 000 mD左右，均屬中高孔-高滲和特高孔特高滲儲層。屬正常溫壓系統(tǒng)。

南海W油田轉(zhuǎn)注井儲層原油屬中等性質(zhì)原油，具有原油密度低、原油黏度低以及膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量低，而含蠟量高(平均17.57%)、凝固點高(平均31 ℃)的特點。

轉(zhuǎn)注井采用恒壓注水，注水壓力6.5 MPa，日注量約為700～2 400 m3/d，轉(zhuǎn)注約2 a后，在注水條件不變的情況下，出現(xiàn)了日注水量大幅下降的趨勢，注水量下降達(dá)45%～60%。

轉(zhuǎn)注井堵塞原因主要為：1)懸浮物含量、粒徑中值超標(biāo)引起的固相堵塞[2-3]；2)未采取防腐措施，生成的腐蝕產(chǎn)物引起的堵塞；3)未采取防垢措施，導(dǎo)致注入水自身結(jié)垢堵塞；4)油井轉(zhuǎn)注，高含蠟原油“析蠟”引起的有機垢堵塞。且從現(xiàn)場堵塞物分析結(jié)果可知，鐵腐蝕產(chǎn)物、鈣垢等無機堵塞物的含量達(dá)92.74%～96.12%。

2 南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵思路

南海W油田轉(zhuǎn)注井堵塞主要為無機物堵塞，由注水水質(zhì)和管線腐蝕物引起，而轉(zhuǎn)注井儲層原油含蠟量高，在注水過程中由于溫度和壓力的變化，近井帶也會因“析蠟”而產(chǎn)生有機垢堵塞。另外該井為篩管完井，在注水過程中回注水中的油滴極易在篩管內(nèi)的金屬棉表面吸附，形成油垢堵塞篩網(wǎng)。因此，建議采用先有機解堵，再無機解堵“段塞解堵”的解堵增注思路，有機解堵液首先解除前端篩網(wǎng)油垢、有機堵塞，釋放注入通道，而無機解堵液隨后進(jìn)入，解除近井地帶無機堵塞，徹底改善儲層注水能力。

研制的無機解堵液和有機解堵液組成及作用見表1。

表1 南海W油田轉(zhuǎn)注井用無機解堵液和有機解堵液組成及作用

3 南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵增注液體系性能評價

3.1 無機堵塞物溶解能力

實驗步驟：1)濾紙在105 ℃下烘干恒重，稱重；2)配制無機解堵液(HJD-W無機解堵劑∶水=1∶1)，備用；3)取模擬無機堵塞物(碳酸鈣、碳酸亞鐵)和現(xiàn)場堵塞物(分離出的無機堵塞物)2.0 g，加入40 mL無機解堵液，在78 ℃水浴恒溫；4)用恒重濾紙過濾，然后將濾紙在105 ℃烘干恒重，并稱重；5)計算溶解率(X)。

X=(m0+m1-m2)×100/m1

式中：m0為空白濾紙質(zhì)量，g；m1為無機堵塞物質(zhì)量，g；m2為過濾后濾紙質(zhì)量，g。

實驗結(jié)果見表2。

所以，年輕家長對家庭教育問題不自知，就會貽誤對孩子的最佳教育引導(dǎo)時機。如果不能對家庭教育問題保持清晰的認(rèn)識，及時檢視家庭教育情況，做到及時發(fā)現(xiàn)和解決問題，存在的問題就會成為家庭教育的隱患，成為影響孩子成長的隱患，導(dǎo)致外部因素有一點風(fēng)吹草動就會引發(fā)出家庭和孩子新的問題。

表2 解堵液對無機堵塞物溶解能力評價結(jié)果

從表2可知，解堵液對無機堵塞物具有較好的溶解能力，2 h內(nèi)溶解率達(dá)98%以上。

3.2 對有機堵塞物溶解能力

選用經(jīng)過化學(xué)處理的高閃點、強溶解性的復(fù)合溶劑型有機物作為有機解堵液HJD-Y。

實驗步驟：1)濾紙在105 ℃下烘干恒重，稱重；2)取2.0 g模擬有機堵塞物(儲層原油、瀝青)和現(xiàn)場堵塞物(分離有機堵塞物)，加入40 mL 0#柴油/有機解堵液，分別在78 ℃水浴恒溫4 h；3)用恒重濾紙過濾，然后將濾紙在105 ℃下烘干恒重，并稱重；4)計算溶解率，計算方法同上。實驗結(jié)果見表3。

表3 0#柴油/有機解堵液對有機堵塞物溶解能力評價

從表3可知，有機解堵液對南海W油田轉(zhuǎn)注井原油、瀝青和現(xiàn)場堵塞物具有較好的溶解能力，其溶解率均明顯大于0#柴油。

3.3 解堵液腐蝕性能

考察了無機解堵液對管線、設(shè)備的腐蝕情況。掛片腐蝕實驗條件：溫度78 ℃，材質(zhì)為N80油管鋼片。實驗方法參見《鹽酸酸化緩蝕劑性能評價方法及評價指標(biāo)》SY 5405—91，圖1為3組平行實驗的平均腐蝕速率測定情況。

圖1 不同占比的無機解堵液評價腐蝕速率變化曲線

由圖1可見，隨著解堵液比例增加，腐蝕速度也增大，而100%解堵液在78 ℃×24 h對油管鋼的腐蝕速度為0.902 6 g/(m2·h)，小于石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(推薦指標(biāo)為≤2～4 g/(m2·h))，能夠滿足現(xiàn)場施工要求。

3.4 解堵液鐵離子穩(wěn)定能力評價

參照SY/T 6571—2003《酸化用鐵離子穩(wěn)定劑性能評定方法》進(jìn)行評價。實驗結(jié)果可知，解堵液中鐵離子穩(wěn)定劑穩(wěn)定Fe3+量大于2 000 mg/g，具有較好的鐵離子穩(wěn)定能力。

3.5 解堵液助排效果評價

從測定結(jié)果可知，解堵液可將水的表面張力從72.5 mN/m降低至33.8 mN/m，具有較好的助排性，而且加入助排劑后，在同一出液量時，其巖心驅(qū)替壓力比未加的情況下要小得多。

實驗方法：準(zhǔn)備2份解堵劑試樣，1份不加助排劑，1份加入助排劑，利用巖心驅(qū)替裝置驅(qū)替2份試樣，記錄驅(qū)替過程中壓力和流量的變化情況。實驗結(jié)果見圖2。

3.6 解堵液與地層水、回注水配伍性評價

實驗方法：取無機解堵液與各種流體以不同比例混合，在不同溫度條件下作用24 h后用濁度儀測定其濁度值，用以來說明解堵液與各種流體的配伍性能，結(jié)果見表4。

圖2 加入助排劑前后巖心驅(qū)替實驗

表4 解堵液HJD-W與地層水/回注水配伍性實驗

從表4可知，解堵液HJD-W與地層水/回注水分別按不同比例混合后，在不同溫度下濁度值均小于3.0 NTU，均具有很好的配伍性。而解堵液HJD-Y與地層水/回注水分別按不同比例混合后，分層界面清晰，未出現(xiàn)乳化現(xiàn)象，也具有較好的配伍性，結(jié)果見表5。

表5 解堵液HJD-Y與地層水/回注水配伍性實驗

3.7 解堵液抗酸敏性評價

為了了解解堵液是否對地層產(chǎn)生傷害，室內(nèi)參照SY/ T5358—2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》中酸敏評價步驟，對儲層巖心分別對土酸和解堵液進(jìn)行了酸敏評價，結(jié)果見表6和表7。

表6 解堵液抗酸敏性評價用巖心物性

從表7可知，儲層巖心對土酸具有中等偏強的酸敏性，而解堵液對巖心無酸敏性，這與儲層巖屑中含有綠泥石、黃鐵礦，在土酸作用下易形成鐵的氫氧化物沉淀，而石英與氫氟酸反應(yīng)生成氟硅酸鹽和水化硅凝膠等堵塞孔隙喉道，導(dǎo)致滲透率下降有關(guān)[4-9]。

表7 解堵液抗酸敏性評價

3.8 南海W油田轉(zhuǎn)注井綜合解堵效果評價

實驗步驟：1)預(yù)處理2塊儲層巖心，R156和R158氣測滲透率分別為962.36 mD和1 366.95 mD，用與現(xiàn)場注入水礦化度相同的KCl鹽水飽和巖心，老化40 h待用；2)測量巖心的孔隙度和孔隙體積；3)在78 ℃下用KCl鹽水測出巖心原始滲透率(K1)；4)在78 ℃下用現(xiàn)場注入水驅(qū)替至100 PV左右，中途多次記錄驅(qū)替不同PV時的壓力和最終滲透率K2，關(guān)井24 h； 5)擠入1.5 PV有機解堵液，關(guān)井4 h，再擠入1.5 PV無機解堵液，關(guān)井5 h；6)再在78 ℃下用KCl鹽水驅(qū)替，中途多次記錄驅(qū)替不同PV時的壓力，測出巖心滲透率(K3)，計算巖心堵塞率和恢復(fù)率。

圖3 兩塊巖心污染時和解堵后驅(qū)替不同PV時滲透率變化曲線

從圖3可以看出，儲層巖心經(jīng)現(xiàn)場注入水污染時，隨著驅(qū)替PV的增加滲透率明顯減小，堵塞率達(dá)到69%～79%，嚴(yán)重堵塞；而經(jīng)解堵液作用后，隨著驅(qū)替PV的增加滲透率很快增大，這說明解堵液在已經(jīng)堵塞的巖心中起到了解除堵塞的作用，具有明顯的解堵效果，巖心滲透率恢復(fù)率均大于100%，對儲層具有一定的改造作用。

4 南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵增注液體系現(xiàn)場應(yīng)用

隨后，南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵增注液體系在其中一口井中進(jìn)行了應(yīng)用，設(shè)計解堵半徑1.2 m，有機解堵液浸泡4 h，再擠入無機解堵液浸泡5 h，取得了明顯的降壓、增注效果。從解堵施工過程監(jiān)測數(shù)據(jù)變化情況可知，在同樣排量下，泵注有機解堵液和無機解堵液及頂替液后期，壓力均明顯下降，說明解堵液接觸致之處明顯發(fā)揮解堵作用，增大了滲透性。

圖4 現(xiàn)場施工井解堵前后吸水指示曲線

從圖4可以看出，解堵后吸水指示曲線明顯右移，視吸水指數(shù)也明顯增大，增幅達(dá)到27%以上，說明同等注水壓力情況下，注水量明顯增大。在同等注水壓力條件(6.5 MPa)下，解堵后注水量從原始注入量1 700 m3/d提高到1 868 m3/d，恢復(fù)率高達(dá)109.88%，具有較好的解堵增注效果。

5 結(jié) 論

a.根據(jù)南海W油田轉(zhuǎn)注井堵塞原因和堵塞形式，提出了先有機解堵，再無機解堵“段塞解堵”的解堵增注思路，有機解堵液作為前置液，解除前端篩網(wǎng)油垢、有機堵塞，釋放注入通道，無機解堵液作為后置液，解除深部無機堵塞，改造儲層。

b.對研制的解堵增注液體性能進(jìn)行了系統(tǒng)評價，該體系對無機堵塞物和有機堵塞物均具有較好的溶解性；腐蝕性小，在78 ℃×24 h對油管鋼的腐蝕速度為0.902 6 g/(m2·h)，配伍性好；具有較好的鐵離子穩(wěn)定能力和降壓助排性；無酸敏性，綜合解堵能力強，解堵后巖心滲透率恢復(fù)值均大于100%。

c.現(xiàn)場解堵施工也表現(xiàn)出明顯的降壓增注性，視吸水指數(shù)增幅達(dá)27%以上；在同等注水壓力條件(6.5 MPa)下，解堵后注水量從原始注入量1 700 m3/d提高到1 868 m3/d，恢復(fù)率高達(dá)109.88 %，具有較好的解堵增注效果。