高 尚，張 璐，代磊陽(yáng)，孟祥海，符揚(yáng)洋

（中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459）

渤海油田是我國(guó)最大的海上油田，以高孔高滲疏松砂巖儲(chǔ)層為主，通常采用篩管完井進(jìn)行有效防砂，因此，綜合考慮渤海油田作業(yè)環(huán)境及完井方式，出現(xiàn)儲(chǔ)層矛盾地層堵塞等問(wèn)題，目前渤海油田最重要的油水井增產(chǎn)增注手段為酸化解堵工藝，并取得了顯著的作業(yè)效果[1,2]。然而對(duì)于疏松砂巖油藏，隨著油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)進(jìn)入中后期，油水井堵塞形式越發(fā)復(fù)雜，堵塞范圍也越來(lái)越深。試井解釋結(jié)果顯示，部分井堵塞范圍超過(guò)10m，而常規(guī)酸化解堵措施的半徑多為2～3m 之內(nèi)，難以有效解除儲(chǔ)層深部堵塞問(wèn)題，無(wú)法滿(mǎn)足油田生產(chǎn)的需求。同時(shí)，經(jīng)過(guò)多年的開(kāi)采，儲(chǔ)層層間層內(nèi)非均質(zhì)性進(jìn)一步加劇，常規(guī)解堵措施無(wú)法實(shí)現(xiàn)酸液合理分布，使得酸化解堵效果逐年變差[3,4]。為此，本文提出了一種深穿透解堵新工藝，針對(duì)海上疏松砂巖油田大段防砂井，可在不動(dòng)管柱、不破壞原井防砂管柱情況下，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的深部解堵及縱向改造，解決儲(chǔ)層矛盾。新工藝現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果顯著，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

1 深穿透解堵工藝原理

筆者提出的深穿透解堵工藝不僅能解除儲(chǔ)層的深部堵塞，同時(shí)具有一定的儲(chǔ)層挖潛作用，實(shí)現(xiàn)縱向上的有效動(dòng)用。此技術(shù)其原理如圖1 所示，主要分為3 步：（1）注入解堵液解除篩管附近、井筒周?chē)亩氯?，達(dá)到近井筒解堵的目的，尤其對(duì)于注聚區(qū)塊及有機(jī)質(zhì)沉積嚴(yán)重的區(qū)塊，部分聚合物及有機(jī)質(zhì)形成的“軟”堵塞物截留在篩管及近井筒附近；（2）注入一定粘度的造縫液，提高施工排量，井底憋壓，達(dá)到起裂地層形成裂縫，溝通深部及縱向儲(chǔ)層，為后續(xù)解堵液的注入提供有效流入通道；（3）注入高效解堵液體系進(jìn)入儲(chǔ)層深部，關(guān)井反應(yīng)，最終實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層深部解堵。

圖1 儲(chǔ)層增壓改造工藝原理示意圖Fig.1 Schematic diagram of reservoir pressurization process

2 深穿透解堵工藝增產(chǎn)增注模擬研究

深穿透解堵工藝目的是實(shí)現(xiàn)深部解堵，從而達(dá)到油水井的有效增產(chǎn)增注。而對(duì)于渤海疏松砂巖油田此類(lèi)高滲透儲(chǔ)層，地層塑性較強(qiáng)難以實(shí)現(xiàn)煤巖、頁(yè)巖等儲(chǔ)層的自支撐，利用高黏度液體造縫穿透污染帶并輔以解堵液有效溶解儲(chǔ)層堵塞物及儲(chǔ)層巖石，以形成具有高滲透性的近井區(qū)域，為進(jìn)一步探索此工藝增產(chǎn)增注的效果及影響因素，筆者選取了渤海油田一口生產(chǎn)井，開(kāi)展相關(guān)的模擬研究，模擬參數(shù)均源于目標(biāo)井實(shí)際數(shù)據(jù)，污染后的數(shù)據(jù)來(lái)自現(xiàn)場(chǎng)試井測(cè)試數(shù)據(jù)。采用Eclipse 軟件對(duì)深穿透解堵作業(yè)后的效果進(jìn)行討論分析。根據(jù)該井實(shí)際堵塞情況建立了單井三維三相數(shù)值模擬模型，并利用局部網(wǎng)格加密，得到與實(shí)際裂縫寬度相似的解堵模型。此工藝結(jié)合“物理+化學(xué)”雙重手段，實(shí)現(xiàn)深部解堵，利用該模型對(duì)工藝關(guān)鍵的改造參數(shù)進(jìn)行研究。選取的主要參數(shù)見(jiàn)表1。

表1 數(shù)值模擬參數(shù)取值表Tab.1 Parameter table of numerical simulation

2.1 裂縫半長(zhǎng)

深穿透解堵技術(shù)的前提在于通過(guò)降阻液形成近井區(qū)裂縫，為后期解堵液的注入提供有效流入通道，因此，形成的裂縫半長(zhǎng)直接影響工藝深部解堵的范圍，從而進(jìn)一步影響工藝改造效果?？紤]解堵液的作用，設(shè)置裂縫半長(zhǎng)在污染帶內(nèi)的儲(chǔ)層恢復(fù)率為75%，穿透污染帶后儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)率為120%，分別設(shè)置裂縫半長(zhǎng)2、5、10m 進(jìn)行模擬分析得到不同裂縫半長(zhǎng)下，措施后單井日產(chǎn)液量情況，見(jiàn)圖2。

圖2 不同裂縫半長(zhǎng)日產(chǎn)液變化圖Fig.2 Variation diagram of daily fluid production of different half-length fractures

模擬結(jié)果顯示，在污染帶內(nèi)，裂縫半長(zhǎng)越長(zhǎng)，解堵范圍越大，油井日產(chǎn)液量越高，解堵效果越好。當(dāng)深穿透解堵工藝的裂縫半長(zhǎng)為2、5、10m，日產(chǎn)液量分別為95、128、258m3·d-1，產(chǎn)液量提升了2～5 倍。在不穿透污染帶的前提下，裂縫半長(zhǎng)每增加1m，日產(chǎn)液量增加10～25m3·d-1。而對(duì)于突破污染帶的裂縫（＞10m），當(dāng)突破污染帶后繼續(xù)增加裂縫半長(zhǎng)對(duì)產(chǎn)液量提高影響很小，裂縫半長(zhǎng)在穿出污染帶后的儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值較原始儲(chǔ)層滲透率變化較小，對(duì)產(chǎn)量貢獻(xiàn)甚微。因此，對(duì)于此工藝存在最優(yōu)造縫長(zhǎng)度，即為污染帶邊緣位置。

2.2 儲(chǔ)層恢復(fù)率

儲(chǔ)層恢復(fù)率是指措施后解堵區(qū)域內(nèi)的滲透率相較于原始儲(chǔ)層滲透率的恢復(fù)值。在模型中設(shè)置造縫的深度與污染半徑相等，即為最優(yōu)造縫長(zhǎng)度，設(shè)置儲(chǔ)層恢復(fù)率分別為60%，75%，90%，通過(guò)數(shù)值模擬模型計(jì)算得到不同儲(chǔ)層恢復(fù)率下工藝措施后單井日產(chǎn)液量變化，見(jiàn)圖3。

圖3 不同儲(chǔ)層恢復(fù)率日產(chǎn)液變化圖Fig.3 Variation diagram of daily fluid production in different reservoir recovery rates

由圖3 可知，不同儲(chǔ)層恢復(fù)率對(duì)油井日產(chǎn)液量影響較大，儲(chǔ)層恢復(fù)率越大，措施后儲(chǔ)層滲透率提高越多，單井日產(chǎn)液量隨之增加，解堵效果也就越好。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，計(jì)算得出不同儲(chǔ)層恢復(fù)率初期日產(chǎn)液量對(duì)比圖，當(dāng)儲(chǔ)層恢復(fù)率為60%、75%、90%時(shí)，日產(chǎn)液量分別為226、258、278m3·d-1，產(chǎn)液量提升5～6 倍。當(dāng)儲(chǔ)層恢復(fù)率每增加15%，增液量增加20～30m3·d-1。因此，在設(shè)計(jì)合理施工規(guī)模及參數(shù)，實(shí)現(xiàn)深部解堵的同時(shí)，選擇高效解堵液體系也直接影響工藝施工效果。

2.3 解堵液濾失半徑

形成液體有效流入通道造縫是前提，后續(xù)解堵液是實(shí)現(xiàn)無(wú)支撐劑注入條件保障儲(chǔ)層近井高滲透性的關(guān)鍵，不僅與解堵液的解堵效率相關(guān)，同時(shí)也與解堵液的作用范圍，即解堵液在裂縫壁面的濾失半徑相關(guān)。本研究解堵液的濾失半徑是指解堵液體垂直于前期造縫裂縫的濾失距離。解堵液濾失半徑同裂縫長(zhǎng)度一樣影響著解堵范圍，通過(guò)解堵液的注入體積推導(dǎo)得出計(jì)算靜態(tài)解堵液濾失半徑ra公式，為：

式中 ra：解堵液濾失半徑，m；Qin：解堵液體積，m3；Xf：裂縫半長(zhǎng)，m；Φ：孔隙度，小數(shù)；h：地層厚度，m。

在其他參數(shù)恒定的情況下，在模型中設(shè)置深穿透解堵工藝的解堵液濾失半徑為0.2、0.5、1m，通過(guò)模擬得到不同解堵液濾失半徑下油井產(chǎn)液量隨時(shí)間變化，見(jiàn)圖4。

圖4 不同解堵液濾失半徑日產(chǎn)液量變化圖Fig.4 Variation diagram of daily fluid production with different fluid loss

由圖4 可知，解堵液濾失半徑越寬，解堵效果越好，這是因?yàn)榻舛路秶酱?，波及體積越大，產(chǎn)液量也就越高。當(dāng)深穿透解堵工藝的解堵液濾失半徑為0.2、0.5、1m，日產(chǎn)液量分別為134、185、258m3·d-1，產(chǎn)液量提升了3～6 倍。解堵液濾失半徑每增加0.1m，日產(chǎn)液量提高15～17m3·d-1。

3 深穿透解堵體系研究

深穿透解堵技術(shù)為深部造縫與化學(xué)解堵相結(jié)合的復(fù)合解堵技術(shù)，工藝需要壓開(kāi)地層形成裂縫，穿透污染帶，后續(xù)再注入化學(xué)解堵劑沿裂縫進(jìn)入地層深部，達(dá)到深部解堵的目的。通過(guò)深穿透解堵技術(shù)效果影響因素研究，研究表明，造縫長(zhǎng)度及解堵有效率均直接影響深穿透解堵的作業(yè)效果，根據(jù)工藝需求所用造縫體系和解堵體系性能至關(guān)重要。

3.1 造縫液體系優(yōu)選

造縫液體系的主要作用是降濾失和降摩阻，以確保在井口合理注入壓力下在儲(chǔ)層形成設(shè)計(jì)有效裂縫。降濾失功能可以通過(guò)增加體系粘度來(lái)實(shí)現(xiàn)，而降摩阻的功能主要通過(guò)添加高分子聚合物來(lái)實(shí)現(xiàn)，為了同時(shí)實(shí)現(xiàn)兩種功能，選用高分子聚合物作為稠化劑，通過(guò)稠化劑的增粘、溶解、破膠、殘?jiān)⒘髯兊刃阅茉u(píng)價(jià)，優(yōu)選合適的稠化劑類(lèi)型和濃度，最終形成兩套體系：體系1：0.4%速溶增稠劑+0.2%破乳助排劑+1% KCl；體系2：0.35% HPG+0.2%破乳助排劑+1%KCl。兩種體系的粘度均在30mPa·s 左右，能滿(mǎn)足降低儲(chǔ)層濾失的要求，體系破膠后殘?jiān)康?，?duì)儲(chǔ)層污染小，且具備較好的降阻性能，見(jiàn)表2～6。

液體的濾失是受黏度控制的，根據(jù)兩種體系的靜態(tài)濾失數(shù)據(jù)分析，體系1 的濾失系數(shù)較小，其黏度高于體系2 的黏度。因此，體系1 的降濾失效果更好，更有利于儲(chǔ)層造縫，尤其對(duì)于高孔高滲疏松砂巖儲(chǔ)層，根據(jù)實(shí)際儲(chǔ)層需求考慮進(jìn)一步降低濾失，選擇黏度更高的交聯(lián)液體系，從儲(chǔ)層傷害、破膠效果、造縫需求等因素考慮，選擇弱交聯(lián)體系以滿(mǎn)足高滲儲(chǔ)層的工藝需求。

表3 體系破膠性能（60℃mPa·s）Tab.3 Glue breaking performance of the system

體系1（NH4）2S2O8加量超過(guò)0.03%后粘度能降到5mPa·s，體系2（NH4）2S2O80.01%～0.05%均能降到5mPa·s 以下，并且隨著破膠時(shí)間延長(zhǎng)，破膠液粘度不斷降低，實(shí)驗(yàn)表明，兩類(lèi)體系均具有良好的破膠性能，破膠較為徹底對(duì)儲(chǔ)層傷害小。

表4 體系破膠后殘?jiān)縏ab.4 Glue breaking performance of the system

體系1 殘?jiān)繛?5mg·L-1，體系2 殘?jiān)繛?9mg·L-1，均遠(yuǎn)低于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求（≤600mg·L-1）。兩類(lèi)體系殘?jiān)康?、?chǔ)層傷害小，能滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)需求。

表5 體系降阻率Tab.5 System drag reduction rate

高壓作業(yè)不僅存在一定的安全隱患，同時(shí)對(duì)設(shè)備及管柱的耐壓等級(jí)也存在要求，選擇降阻液體系具有重要的工程作業(yè)意義，尤其對(duì)于海上油田。兩類(lèi)體系當(dāng)排量達(dá)到3m3·min-1時(shí)，降阻率均達(dá)到50%以上，具有良好的降阻效果，能夠滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)的需求。一定黏度的聚合物溶液在管道中流動(dòng)時(shí)，可有效減少湍流的產(chǎn)生，能夠有效降低溶液與管道的摩擦作用，從而達(dá)到良好的降阻效果。

3.2 解堵液體系優(yōu)選

解堵液體系根據(jù)目標(biāo)儲(chǔ)層污染類(lèi)型進(jìn)行選擇，針對(duì)不同儲(chǔ)層堵塞物選擇合適的解堵液體系，常規(guī)污染類(lèi)型主要包括：無(wú)機(jī)垢堵塞、有機(jī)質(zhì)堵塞、聚合物堵塞，根據(jù)不同的污染類(lèi)型對(duì)應(yīng)選擇酸液、有機(jī)溶劑及氧化解堵液。經(jīng)過(guò)多年開(kāi)發(fā)生產(chǎn)，儲(chǔ)層堵塞往往是復(fù)合污染，選擇解堵液體系時(shí)通常以主要堵塞為主。以渤海油田某生產(chǎn)井為例，以聚合物堵塞為主，因此，針對(duì)此類(lèi)污染儲(chǔ)層主要選擇氧化解堵液體系。選擇濃度均為2%的常用氧化劑（自研BY-1 解聚劑、NaClO、自研SF-1 解聚劑、KMnO4、自研SC-1 解聚劑）與鉻凍膠反應(yīng)，通過(guò)對(duì)交聯(lián)聚合物的降解作用以判斷解堵劑的氧化降解能力。

表6 解堵體系優(yōu)選Tab.6 Blocking system optimization

在60℃條件下，反應(yīng)24h 后，鉻凍膠的量變少，但NaClO 及SF-1 解聚劑能使得鉻凍膠幾乎完全消失，但所選的常用氧化解堵劑具有強(qiáng)烈的腐蝕性，對(duì)目前常用N80 油管腐蝕性強(qiáng)，這些氧化性物質(zhì)水溶液在注入地下時(shí)，都存在腐蝕配注池，注入泵及油管的潛在危險(xiǎn)，不宜直接用為聚合物堵塞井的解堵物質(zhì)。同時(shí)，NaClO 穩(wěn)定性差，KMnO4在水溶液中易變質(zhì)。綜合分析SC-1 解堵劑對(duì)鉻凍膠的降解率超過(guò)90%，且腐蝕性小，能夠滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)的需求。SC-1 是一種活性氧含量高、穩(wěn)定好、無(wú)毒無(wú)公害、易于儲(chǔ)存運(yùn)輸?shù)难趸瘎?，通常表現(xiàn)出部分惰性，具有較高的安全性，更適合于海上油田作業(yè)，為提高SC-1解堵劑的活性，配合激活劑的作用將更好地發(fā)揮出氧化降解的作用。

4 深穿透解堵工藝現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

渤海油田目標(biāo)注聚受益井于2008 年投產(chǎn)，該井正常日產(chǎn)液300m3·d-1，2010 年下半年開(kāi)始液量緩慢下降，分析為注聚引起的復(fù)合堵塞。2014～2016 年間，該井進(jìn)行了4 次常規(guī)酸化作業(yè)，效果均不理想，甚至基本無(wú)效。該井于2018 年1 月開(kāi)展了深穿透解堵工藝，有效解除了聚合物導(dǎo)致的儲(chǔ)層深部堵塞。措施前日產(chǎn)液57m3·d-1，日產(chǎn)油3.6m3·d-1，含水93.6%，作業(yè)后日產(chǎn)液153.6m3·d-1，日產(chǎn)油18.4m3·d-1，含水88%；累計(jì)增油2900 余方，有效期達(dá)到268d，解堵效果顯著。

圖5 渤海某注聚受益井生產(chǎn)曲線Fig.5 Production curve of a polymer injection beneficiary well in Bohai Sea

5 結(jié)論

（1）本文提出井筒解堵提供進(jìn)液通道，形成裂縫穿透污染擴(kuò)大處理范圍，解堵液高效解堵的工藝思路，此工藝能夠滿(mǎn)足篩管完井條件，既能實(shí)現(xiàn)解堵也能實(shí)現(xiàn)挖潛改造。

（2）通過(guò)模擬計(jì)算表明，本文設(shè)計(jì)思路能夠達(dá)到較好的增產(chǎn)效果，增產(chǎn)效果受造縫長(zhǎng)度、解堵液效率、解堵液濾失范圍的影響，存在最優(yōu)造縫長(zhǎng)度即為堵塞半徑，增產(chǎn)效果隨解堵液效率及濾失范圍的增加而增大。

（3）對(duì)高孔高滲疏松砂巖儲(chǔ)層造縫體系可選擇弱交聯(lián)體系，根據(jù)造縫長(zhǎng)度需求提高造縫效率、降低儲(chǔ)層傷害，解堵液根據(jù)儲(chǔ)層污染物類(lèi)型選擇有效的解堵液體系，本體系具有極強(qiáng)氧化能力的氫氧自由基，能夠保持氧化活性。

（4）針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)注聚區(qū)塊疑難雜癥井采用此工藝取得了顯著的作業(yè)效果，進(jìn)一步驗(yàn)證了工藝的可行性，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。