王國丞 張道法 張進(jìn)科 靳紀(jì)軍 茍利鵬 巨江濤

1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠；2.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院

姬塬油田位于鄂爾多斯沉積盆地，屬于典型的超低滲油藏，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、物性差，開發(fā)難度大。注水開發(fā)是油田目前最有效、最經(jīng)濟(jì)的開發(fā)手段，但是隨著油田持續(xù)大規(guī)模注水，一部分水井出現(xiàn)了注入壓力高、注水見效慢、注采失衡等問題［1］，嚴(yán)重者甚至導(dǎo)致油井產(chǎn)量下降，地層壓力保持水平下降，直接威脅到油田穩(wěn)產(chǎn)。造成這種問題的主要原因是地層特性、配伍性和注入體系等導(dǎo)致的地層堵塞，如無機(jī)垢堵塞、有機(jī)垢堵塞、水鎖和賈敏效應(yīng)等［2-3］。此外，隨著技術(shù)的發(fā)展，開發(fā)手段更加豐富，聚合物驅(qū)、凝膠調(diào)剖等技術(shù)在油田應(yīng)用日益廣泛，但也帶來新的堵塞問題，如聚合物堵塞和凝膠堵塞。通過對欠注井堵塞垢樣進(jìn)行分析研究，將堵塞物分為：無機(jī)垢堵塞、黏土顆粒堵塞、有機(jī)質(zhì)堵塞、凝膠堵塞、聚合物堵塞和水鎖等。分子膜/混合有機(jī)酸復(fù)合解堵技術(shù)利用混合有機(jī)酸處理儲層有機(jī)垢、無機(jī)垢、膠質(zhì)等污染，利用新型分子膜活性水對儲層進(jìn)行深層次改造，有效解除了地層堵塞，實(shí)現(xiàn)注水井降壓增注的目的。

1 儲層物性和堵塞物分析

姬塬油田為多層系油藏疊合發(fā)育，多層位同時開采，其中主力儲層為侏羅系的延8、延9、延10 層位和三疊系的長2、長4+5、長6、長8 層位等，油藏屬于典型的低孔、低滲油藏，以長6 和長8 儲層為例，長6 儲層平均孔隙度為9.39%、平均滲透率為0.44×10?3μm2；長8 儲層平均孔隙度為7.1%、平均滲透率為0.39×10?3μm2。油藏巖性為細(xì)-中粒巖屑長石、長石巖屑砂巖，主要成分為石英、長石、巖屑和填隙物，油層孔隙內(nèi)充填黏土礦物成分主要為伊利石(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為77.7%)，其次為綠泥石(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.5%)。從黏土礦物類型看，伊利石含量高，表面積大，因而儲層中微孔隙發(fā)育，具有對流體很大的吸附性，致使儲層具有較高的束縛水飽和度。同時，由于孔隙間呈纖維狀、毛發(fā)狀分布，外來流體超過臨界速度會引起破碎、移動，并堵塞孔喉，引起導(dǎo)流能力下降。綠泥石含量較高，這種水化的鋁硅酸鹽，含有較多的鐵(Fe)和鎂(Mg)，該種礦物遇酸會引起鐵離子溶解、分離，產(chǎn)生沉淀，堵塞孔喉［4-5］。

運(yùn)用掃描電鏡SEM 和X 射線衍射XRD 對垢樣進(jìn)行分析，主要成分為CaCO3和CaSO4，并混有少量的銹蝕鐵氧化物、鋁硅酸鹽和鎂化合物。此外，垢樣中含有瀝青質(zhì)、膠質(zhì)以及聚合物。

2 解堵機(jī)理和解堵劑配方

2.1 解堵機(jī)理

2.1.1 分子膜改善巖石潤濕性

分子膜增注技術(shù)是基于分子膜驅(qū)油技術(shù)形成的新型增注技術(shù)，主要針對低滲、特低滲油藏，其主要原理是向儲層注入帶正電的分子膜增注劑，這種增注劑能夠吸附于帶負(fù)電荷的巖石表面，在巖石孔道表面形成一層納米級的分子沉積膜，迫使原孔道表面的水膜剝離，將巖石由親水性變?yōu)槭杷?，提高水相滲透率，有效解除水鎖，改善儲層孔隙度和吸水能力，從而達(dá)到降壓增注的效果［6-8］。此外，由于分子膜的存在，能夠阻擋注入水與孔隙表面的接觸，避免黏土顆粒運(yùn)移和膨脹，阻礙Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等垢的形成，有效預(yù)防二次結(jié)垢。

2.1.2 混合有機(jī)酸溶解堵塞物

混合有機(jī)酸是目前針對中-強(qiáng)酸敏儲層應(yīng)用較多的解堵技術(shù)，將有機(jī)溶劑、有機(jī)酸和表面活性劑等復(fù)配，通過多種試劑的協(xié)同作用，實(shí)現(xiàn)對無機(jī)垢、有機(jī)垢、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和蠟質(zhì)等多種垢堵的溶解。

常規(guī)的土酸酸化技術(shù)緩速性差、處理半徑小、有效期短、易產(chǎn)生二次沉淀，對于中-強(qiáng)酸敏儲層，往往無法滿足注水需求［9］。為此，研究了各式各樣的緩速酸體系，而混合有機(jī)酸解堵體系是緩速酸體系中效果較好、適用范圍廣且針對性強(qiáng)的一種解堵體系，其對儲層具有較好的溶蝕效果，處理半徑和有效期也遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于土酸，且不產(chǎn)生二次沉淀［10-11］。

2.1.3 解聚劑溶解聚合物

聚合物驅(qū)目前已成為各大油田增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的重要手段，但隨著聚合物注入量的增加，相當(dāng)一部分井出現(xiàn)了注入壓力升高、地層吸液量驟降，甚至注入壓力已接近或達(dá)到油層破裂壓力，造成套管損壞嚴(yán)重［12-13］，產(chǎn)生這種問題的根本原因是聚合物堵塞了儲層的孔隙。國內(nèi)常見的解聚體系有醛類雙氧水、二氧化氯和過氧化物等體系，其主要機(jī)理是利用氧化劑釋放活性物質(zhì)的強(qiáng)氧化性，氧化降解有機(jī)堵塞物高分子長鏈，達(dá)到降解有機(jī)堵塞物的目的［14］。

2.2 解堵劑配方

基于堵塞物分析和對各種堵塞物解堵機(jī)理的研究，開發(fā)出了以混合有機(jī)酸解堵體系、新型分子膜解堵體系、解聚劑體系為主劑，添加適量的緩蝕劑等助劑，按不同地質(zhì)特性組合成的分子膜/混合有機(jī)酸復(fù)合解堵技術(shù)；混合有機(jī)酸解堵體系的主要成分是甲、乙、丙、丁(少量)有機(jī)酸、酮類、醛類、醇類有機(jī)溶劑、不飽和烯烴、陽離子小分子表面活性劑、氧化劑、分散滲透劑等化學(xué)添加劑；確定配方為：6%混合有機(jī)酸MOA-1+4%有機(jī)助溶劑OC-1+0.3%分子膜解堵劑MPR-1+3%表面活性分散劑SD-1+4%解聚劑DA-1+1%緩蝕劑HSJ-1+1%防膨劑FPJ-1。

3 性能評價

3.1 復(fù)合解堵劑基本性能

參照標(biāo)準(zhǔn) Q/SY XJ0040—2001 《油田用酸化液性能評價方法》［15］，對復(fù)合解堵劑綜合性能進(jìn)行評價，同時測定鹽酸體系(10%HCl+1%緩蝕劑HSJ-2+4%助排劑ZPJ-1+1%防膨劑FPJ-1)和土酸體系(8%HCl+2%HF+2%緩蝕劑HSJ-3+4%助排劑ZPJ-1+1%防膨劑FPJ-1)的性能作為對比，實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃，測定結(jié)果見表1。

表1 復(fù)合解堵劑、鹽酸體系和土酸體系綜合性能評價Table 1 Comprehensive performance evaluation of composite blockage removal agent,hydrochloric acid system

由表1 可知，復(fù)合解堵劑相較于鹽酸體系和土酸體系具有腐蝕速率低、表/界面性能低的特點(diǎn)。由于復(fù)合解堵劑的解堵機(jī)理不同于鹽酸和土酸，pH 值接近中性，且反應(yīng)過程中無酸渣產(chǎn)生，因此復(fù)合解堵劑不但有效避免了酸渣造成的地層堵塞，低界面活性更利于殘液返排，同時進(jìn)一步降低了酸液對管線和地底設(shè)備的損害。

3.2 緩速性能

參照標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5886—2012《緩速酸性能評價方法》［16］，測定60 ℃時復(fù)合解堵劑對姬塬油田巖心的溶蝕能力，結(jié)果如圖1 所示。10 min 時，復(fù)合解堵劑的溶蝕率為3%，而土酸酸液的溶蝕率接近20%；反應(yīng)30 min 后，復(fù)合解堵劑的溶蝕率為5%，土酸酸液的溶蝕率基本達(dá)到最大值25%。隨著反應(yīng)的進(jìn)行，土酸的溶蝕率變化不大，而復(fù)合解堵劑的溶蝕率隨著時間不斷增加，且在4 h 時的溶蝕率僅接近12%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，復(fù)合解堵劑具有明顯的緩速效果，能夠與砂巖緩慢的反應(yīng)，有效增加解堵深度和解堵半徑。

圖1 60 ℃時復(fù)合解堵劑和土酸的溶蝕能力Fig.1 Dissolution capacity of composite blockage removal agent and earth acid at 60 ℃

3.3 溶垢效果

通過堵塞物分析，篩選出有針對性的5 口井，油井篩管取現(xiàn)場垢樣，分別編號為垢樣1～5，參照標(biāo)準(zhǔn)Q/SY 148—2007《油田集輸系統(tǒng)化學(xué)清垢劑技術(shù)要求》［17］，用失重法測定復(fù)合解堵劑和3.1 中所示的鹽酸體系、土酸體系對油田垢樣的溶解能力，并以溶垢率來評價溶垢效果［18］，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2、圖2所示。

表2 解堵體系對現(xiàn)場垢樣的溶垢效果Table 2 Dissolution effect of blockage removal system on field fouling samples

由表2 和圖2 可知，針對5 種現(xiàn)場垢樣，復(fù)合解堵劑溶解率有4 口井達(dá)到80%以上，1 口井為67.4%；而鹽酸體系和土酸體系的溶解率浮動很大，最大的井溶解率分別為80.4%和85.3%，最小的井溶解率僅為6.3%和5.2%。其主要原因在于地層配伍性、油品、地質(zhì)情況和開發(fā)過程等不同，導(dǎo)致地層產(chǎn)生的堵塞物含量不同，鹽酸和土酸體系對無機(jī)垢、有機(jī)垢具有較好的清理效果，而對膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和聚合物等的清理效果不強(qiáng)；復(fù)合解堵劑是利用多種試劑的協(xié)同作用解堵，適用范圍廣，可以滿足現(xiàn)場的解堵需求。

圖2 解堵體系對現(xiàn)場垢樣溶垢24 h 效果圖Fig.2 Dissolution effect of blockage removal system on field fouling samples after 24 h

3.4 解聚效果

準(zhǔn)備姬塬油田使用的聚丙烯酰胺(分子量約2 500 萬)作為聚合物樣，將其配制成質(zhì)量濃度為5 000 mg/L 的溶液，熟化30 min，用旋轉(zhuǎn)黏度計測量黏度；取30 mL 熟化好的聚合物樣，加入不同濃度的解聚劑，在60 ℃下，解聚24 h 后測定其黏度，并計算降黏率［19］，結(jié)果如圖3 所示。

圖3 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)解聚劑的降黏率Fig.3 Viscosity reduction ratio of depolymerizing agent with different mass fractions

由圖3 可知，降黏率隨解聚劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而增大，解聚劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4%時達(dá)到拐點(diǎn)，降黏率為90.1%；隨后降黏率增長趨勢減緩，隨解聚劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化幅度不大。因此，考慮到經(jīng)濟(jì)效應(yīng)，最終選取解聚劑加量為4%較為適宜。

3.5 降壓增注性能

采用DY-2 型巖心實(shí)驗(yàn)儀和IPR-II 測井儀，進(jìn)行巖心驅(qū)替試驗(yàn)。選取天然巖心長度為31.3 cm，面積為11.51 cm2，孔隙度為11.1 %，滲透率為6×10?3μm2。首巖心充滿水，以10 cm3/h 速度水驅(qū)，見水后以20 cm3/h 速度水驅(qū)，直至不出油，測剩余油飽和度，再以20 cm3/h 速度注入復(fù)合解堵體系，直至不出油為止，測剩余油飽和度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 復(fù)合解堵劑驅(qū)替效果Table 3 Displacement effect of composite blockage removal agent

由表3 可知，復(fù)合解堵體系可顯著改善水驅(qū)效果，注入復(fù)合解堵體系后，壓力從10 MPa 降低至8.5 MPa，降壓效果明顯；巖心剩余油飽和度由25%降低至13%，該體系改善巖心孔隙表面效果明顯。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，復(fù)合解堵體系的注入，可以提高水驅(qū)控制程度。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

塬78-XX 井位于黃116 區(qū)塊北部，2010 年6 月投產(chǎn)，主力層位為長6 層，孔隙度10.46 %，滲透率0.69×10?3μm2。2015 年8 月，該井轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注初期注水壓力13.5 MPa，日注水20 m3。2018 年7 月，注水壓力為18.5 MPa，日注水降為0 m3，地層污染嚴(yán)重，取堵塞物進(jìn)行分析，結(jié)果顯示堵塞物中有機(jī)垢占比較大，還包含無機(jī)垢、少量聚合物以及原油，因此采用分子膜/混合有機(jī)酸復(fù)合解堵技術(shù)對該井進(jìn)行解堵措施，以達(dá)到降壓增注的目的。

施工設(shè)計采用前置液-復(fù)合解堵劑-頂替液的注入順序，具體用量為：前置液7 m3，復(fù)合解堵劑16 m3，頂替液10 m3。施工過程中，初始壓力為18 MPa，復(fù)合解堵劑泵送排量為0.34 m3/min，措施結(jié)束時，施工壓力為15.5 MPa，壓力大幅度降低，近井地帶堵塞被有效解除。隨后關(guān)井，復(fù)合解堵劑對儲層深部進(jìn)行解堵，同時改善儲層巖石表面，壓力降至13.5 MPa，達(dá)到轉(zhuǎn)注初期注水壓力。措施后注水壓力降低5 MPa，日注水量提高20 m3，有效期188 d，措施效果顯著，取得極好的降壓增注效果。

姬塬油田針對近3 年注PEG 凝膠、注聚合物造成的高壓欠注以及部分欠注問題嚴(yán)重但常規(guī)措施處理后未得到改善的欠注井，開展分子膜/混合有機(jī)酸復(fù)合解堵技術(shù)試驗(yàn)，共計26 口井，其中22 口井有效，4 口井無效，措施有效率85%，有效井平均油壓下降3.9 MPa，平均單井日增注12.8 m3，平均有效期107 d，一定程度上解決了姬塬油田欠注井難題，具體施工情況見表4。

表4 復(fù)合解堵劑現(xiàn)場應(yīng)用情況Table 4 Field application situation of composite blockage removal agent

5 結(jié)論

(1)通過對堵塞物分析和解堵機(jī)理的研究，明確了造成姬塬油田注水井堵塞物類型，研究了一種分子膜/混合有機(jī)酸復(fù)合解堵體系，體系配方為：6%混合有機(jī)酸MOA-1+4%有機(jī)助溶劑OC-1+0.3%分子膜解堵劑MPR-1+3%表面活性分散劑SD-1+4%解聚劑DA-1+1%緩蝕劑HSJ-1+1%防膨劑FPJ-1。

(2)室內(nèi)評價表明，復(fù)合解堵體系滿足現(xiàn)場性能要求，具有腐蝕速率低、表/界面性能低、無酸渣的特點(diǎn)，對現(xiàn)場垢樣和聚合物樣具有良好的溶解能力，能有效降低水驅(qū)后巖心壓力。

(3)塬78-XX 井經(jīng)措施改造后，注水壓力降低5 MPa，日注水量提高20 m3，有效期188 d；現(xiàn)場應(yīng)用的26 口試驗(yàn)井，其中22 口井有效，4 口井無效，措施有效率85%，有效井平均油壓下降3.9 MPa，平均單井日增注12.8 m3，平均有效期107 d，降壓增注效果顯著，為解決姬塬油田欠注井的難題，尋求了新的技術(shù)方向。