楊 凱，王新亮，陳 旭，樊 虹，王 冬，任 強

（中海油（天津）油田化工有限公司，天津 300452）

隨著渤海某油田群的開發(fā)，油田注水井次日趨增加，但由于存在儲層物性差、生產(chǎn)污水和地?zé)崴熳?、水質(zhì)不配伍等情況，使得井下管柱腐蝕、結(jié)垢嚴(yán)重，造成儲層污染、堵塞和注水壓力上升，無法滿足油藏配注要求，極大地制約了油田的開發(fā)效果[1-2]。目前解決這一問題的主要手段是增壓增注和井底酸洗等措施，但傳統(tǒng)單一的手段無法解決成垢離子二次沉淀、有效期短的問題，需多輪次解堵，極大地增加了生產(chǎn)成本[3-4]。注水井微壓裂技術(shù)以清水為壓裂液，通過不斷施加壓力在注水井近井地帶形成微裂縫，達到降壓增注的目的[5]，該技術(shù)在短期內(nèi)具有良好的增注效果，但隨著微裂縫中不斷結(jié)垢，注水井的注水壓力不斷增加，導(dǎo)致微壓裂有效期較短。常規(guī)酸化解堵技術(shù)對儲層中已有孔道中的無機垢具有一定清除效果，但對低滲層位和堵塞層位解堵效果差。本文將微壓裂技術(shù)和螯合酸解堵技術(shù)結(jié)合，通過微壓裂在儲層附近形成微裂縫，再復(fù)合螯合酸化技術(shù)，以達到造縫、除垢和深部酸化的效果，并且螯合酸具有較強的鈣、鎂和鐵離子螯合能力，有效防止解堵后產(chǎn)生二次沉淀，達到降壓增注的目的。

1 井況信息

1.1 儲層物性

A 井為渤海某油田一口注水井，注水層位為東營組下段Iu+Id油組，射開油層有效厚度34.1 m，油田原始地層壓力在基準(zhǔn)面（海拔-1 450 m）為14.28 MPa，壓力系數(shù)為0.98，油層溫度梯度約為3.22 ℃/100 m，屬正常溫度、壓力系統(tǒng)。

A 井分兩個防砂段，油層平均孔隙度30.4%，平均滲透率2 904.9×10-3μm2，平均泥質(zhì)含量21.2%，具有特高孔高滲、泥質(zhì)含量高的特征。其儲層黏土礦物主要以蒙皂石、伊利石、高嶺石和間層礦物為主，儲層敏感性實驗表明其水敏中強至極強。當(dāng)這些黏土礦物與不配伍的水接觸后，造成儲層黏土膨脹、脫落和運移，堵塞孔喉，導(dǎo)致儲層結(jié)垢堵塞，絕對滲透率降低，注水量減小，注入壓力升高[6]。

1.2 儲層流體物性

1.2.1 水質(zhì)分析

根據(jù)蘇林分類法可知，表1中A 井注入水水型為NaHCO3型，地層水型為CaCl2型，注入水與地層水不配伍，且礦化度相差較大，儲層溫度高，易產(chǎn)生無機垢，堵塞篩管表面、炮眼以及近井地帶孔隙喉道，導(dǎo)致注水壓力升高[7]。

表1 A 井水質(zhì)分析Table 1 Water quality analysis of A well

1.2.2 水敏性

為了評價外界流體的礦化度與儲層巖石的配伍性，利用天然巖心，分別進行了礦化度逐漸升高和逐漸降低兩個過程的水敏評價實驗。其結(jié)果見表2。

表2 渤海油田水敏試驗評價結(jié)果Table 2 Evaluation results of water sensitivity in Bohai Oilfield

由表2可知，四種巖心的水敏程度為中等到強，只有當(dāng)注入水礦化度和地層水礦化度一致時（7 550 mg/L），其有效滲透率Ki 與絕對滲透率Ks 的比值才會達到100%，即臨界礦化度，在此礦化度下，巖心不會因配伍問題而產(chǎn)生滲透率下降的問題。除此之外，升高或降低注入水礦化度，Ki/Ks 值均小于100%，造成滲透率下降，儲層孔隙堵塞[8-9]。

1.2.3 結(jié)垢趨勢

將渤海油田注入水與地層水按照不同比例混合，進行配伍性評價試驗。實驗結(jié)果顯示，隨著注入水比例的升高，水體中的成垢離子結(jié)垢沉淀形成碳酸鹽，且含量逐漸增加，當(dāng)配比達到1∶1 時，碳酸鹽含量達到峰值[10]，隨后又逐漸減低，說明注入水和地層水混合后不配伍，相對單一水體，會增加結(jié)垢風(fēng)險[10]。實驗結(jié)果見圖1。

圖1 結(jié)垢趨勢Fig.1 Scaling trend of carbonate

1.3 巖石滲流特征

渤海油田儲層流體以稠油為主，密度大，黏度高，膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量較高。注水使得原油中含水增加。從相對滲透率曲線（圖2）可以看出，儲層原油相對滲透率對含水飽和度非常敏感，一旦地層含水飽和度上升，油的相對滲透率將大幅度下降。

圖2 含水飽和度與滲透率關(guān)系Fig.2 Relationship between water saturation and permeability

2 微壓裂酸化解堵工藝

2.1 微壓裂工藝

2.1.1 造縫壓力

參考企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/HS 2078—2013《注水井井口壓力計算方法》，A 井最大井口注水壓力計算公式如下：

式中：P注水max為井口最大注水壓力，MPa；Pf為地層破裂壓力，MPa；a為安全系數(shù)；ρ為注入水密度，取值1.00 g/cm3；H為油藏中部垂深，m；P摩阻為注水沿程摩阻，MPa；P嘴損為水嘴壓損，MPa。

由于安全系數(shù)、摩阻與嘴損對計算最終結(jié)果影響?。珊雎圆挥嫞?，計算結(jié)果如下：

根據(jù)計算結(jié)果得出，當(dāng)施工壓力大于最大井口注水壓力15.98 MPa 時，即為造縫壓力，地層將破裂形成微裂縫，實現(xiàn)微壓裂的目的[10]。

2.1.2 解堵半徑

A 井目前日注入160 m3，日配注267 m3，需要達到1.7 倍增注比滿足配注，由圖3可知，當(dāng)微壓裂解堵形成5 m 裂縫即可滿足1.7 倍增注比要求。

圖3 造縫長度與增注比曲線Fig.3 Curve of fracture initiation length and injection ratio

2.1.3 施工排量

由圖4可知，根據(jù)增注需求，推薦施工排量0.5～1.0 m3/min，且根據(jù)計算，施工排量在0.5～1.0 m3/min 之間時，施工壓力預(yù)計在25 MPa 可壓開，而管柱承壓35 MPa，符合井筒安全要求。

圖4 施工排量與裂縫長度曲線Fig.4 Curve of delivery volume and fracture length

2.2 螯合酸化工藝

注水井螯合酸化技術(shù)由有機酸、螯合劑、滲透劑以及緩蝕劑等組成，其作用原理為在清除無機垢的基礎(chǔ)上，體系內(nèi)的四元共聚物能螯合鈣鎂鐵離子，預(yù)防二次沉淀；同時體系具有降低界面張力、清洗油泥、降低反應(yīng)速率、增加酸液指進和波及系數(shù)阻滯金屬電化學(xué)腐蝕速度的優(yōu)勢。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

為保證螯合酸更好的溶垢效果，現(xiàn)場作業(yè)中首先采用地?zé)崴畬Φ貙舆M行微壓裂，之后再保持泵壓不變，繼續(xù)擠注螯合酸工作液，擠注完成后，關(guān)井浸泡4～6 h，保證螯合酸對吸水能力差的層位或儲層的低吸水部位產(chǎn)生解堵效果[11-13]。

3.1 作業(yè)效果

按照施工設(shè)計，分別測定水力微壓裂前后、螯合酸化前后的視吸水指數(shù)，詳細記錄泵注過程中各參數(shù)。圖5為A 井水力微壓裂后螯合酸化施工曲線，圖6為作業(yè)前后注水曲線。

圖5 螯合酸化施工曲線Fig.5 Curve of chelation acidification construction

圖6 作業(yè)前后注水曲線Fig.6 Water injection curve before and after operation

由圖5可知，在酸化過程中，其泵壓保持不變的情況下，注入排量呈階段性增大，說明隨著螯合酸的注入，地層連通性逐漸增強，儲層堵塞得到有效改善。其視吸水指數(shù)由微壓裂前的25.02 m3/(d·MPa)增加至作業(yè)后的67.09 m3/(d·MPa)，增注比2.68，優(yōu)于前期設(shè)計的1.7 倍，說明地層吸水能力大大增強，儲層巖石孔隙滲透率明顯改善。投注7 個月后注水量與泵壓依舊保持穩(wěn)定，無明顯波動，說明解堵效果明顯，該措施可顯著提高儲層滲透率，降低注入壓力，增大注水量，且有效周期長（后期配注量下調(diào)）。

4 結(jié)論

（1）A 井儲層流體與注入水不配伍，且易發(fā)生結(jié)垢和水敏傷害，其儲層原油相對滲透率對含水飽和度敏感，常規(guī)解堵措施效果不好。

（2）微壓裂酸化復(fù)合解堵技術(shù)可有效實現(xiàn)地層深部酸化，并且螯合鈣鎂離子，防止其二次沉淀，改善井底近井油層的流通條件及滲透性，解除注水井的堵塞，實現(xiàn)降壓增注的作用，具有較好的推廣應(yīng)用前景。