冷161塊雙低井綜合治理關鍵技術改進與應用

摘要：冷161區塊屬于典型的低滲油藏，受地層復雜及原油物性雙重作用，油層堵塞問題較為突出，單井平均日產油不足2噸，平均泵效不足10%。由于地層滲透率低，常規油層解堵措施作用半徑小，難以進入地層深部，處理效果不理想。

關鍵詞：低滲;油井;解堵;緩速酸

1.地質概況及存在問題

1.1地質概況

冷161塊構造上位于遼河坳陷西部凹陷中段興隆臺二級構造帶最北端，北臨冷46塊，東臨冷10塊，南接冷3塊，西南與興41塊相接。沙三段Ⅲ類原油地質儲量230×10t，探明含油面積3.9km，標定采收率為13%，可采儲量30×10t，開發目的層為沙三段熱河臺油層。

冷161塊儲層巖性以砂礫巖、含礫砂巖為主，中細砂巖較少。儲層孔隙度11%～22%，平均16.9%，滲透率1～66×10μm，一般1～5×10μm，平均不到5×10μm，碳酸鹽含量5.1%，泥質含量7.41%，屬高碳酸鹽含量、高泥質含量的中低孔特低滲儲層。

1.2存在問題

冷家油田儲層物性差，地層壓力低，油井供液能力不足，油品物性差，凝固點高，含蠟量平均13.44%，膠質+瀝青質17.57%，堵塞現象嚴重，影響油井正常生產。

2.應對措施

2.1緩速酸解堵技術

緩速酸酸液體系的主體酸是磷酸和氫氟酸，它們與砂巖成份和地層堵塞物如粘土、石英、碳酸鹽、長石、硫化物、腐蝕產物等均發生反應，反應中雖然生成CaF（氟化鈣），但在PH值較低時呈溶解狀態。這是由于HPO（磷酸）為中強酸，又是三元酸，在水中發生三級電離，在25℃條件下的三級電離常數分別為K1=7.5×10，K2=6.3×10，K3=3.6×10，使PFA酸液與地層反應過程中PH值始終處于較低狀態（pH<2），所以不會有 CaF沉淀生成。同時，正因為HPO（磷酸）發生三級電離，和通常酸化作用的HCl（氯化氫）相比（HCl電離常數為10）電離常數顯然要小得多，這正是HPO（磷酸）酸化可以延緩反應，達到深部酸化的關鍵所在。

技術特點：反應速度慢，穿透距離大的優點，可溶蝕砂巖油層深部的巖石顆粒，膠結物，解除低滲油層深部的油層堵塞。對粘土礦物、鐵離子等具有良好的穩定作用，減少了對地層的二次污染。

3.解堵方案優選

3.1儲層傷害診斷

準確掌握冷161塊油井儲層物性及流體性質，建立油氣層傷害的主要因素排查表，其中包括各層位儲層物性統計表和流體性質統計表（見表1、表2）;并詳細了解油井的開發井史，重點掌握近期生產及修井等情況（見表3）。綜合上述信息，主要傷害因素有：蠟、膠質瀝青質沉積的有機堵塞;外來流體入侵引起的固體顆粒堵塞。

3.2優化施工方案

在針對區塊特點加強技術適用性的基礎上，考慮到制約油井穩產多種問題并存的現狀，從確保措施效果最大化的角度，對管桿泵配比、用藥量、泵型等參數進行合理選擇，將解堵技術同深抽、防偏磨等技術組合應用，按照“一井一策”的原則對油井進行個性化治理。

針對含蠟量較高的油井，配套使用油管電加熱工藝，以延緩結蠟速度，延長熱洗周期，減少入井流體對地層的污染，延長解堵措施有效期;在泵型上配合使用流線型無磁防漏泵，同時配以泵上保護裝置等輔助設備，減緩蠟對泵的影響，延長油井檢泵周期。綜合考慮措施效果及地層供液能力，優化工作制度，配套深抽技術，通過減小抽油泵直徑、加深泵掛的方式，來有效提高抽油泵的沉沒度，增大生產壓差，最大程度地提高泵效。同時針對泵掛加深后容易產生管桿偏磨問題，配套使用內襯油管、扶正器、抗彎防磨副等防偏磨工藝技術，有效消除次生干擾因素的影響，最大限度提高措施的有效期和穩產期。此外，通過深入現場調研、梳理施工參數、吸取經驗教訓、總結施工步驟，對施工設計進行了重新優化。由原本的下解堵管柱解堵改為下泵管解堵，不僅縮短了施工周期，更大大降低了由于抽吸造成解堵藥劑反排腐蝕油管的可能性，確保了一次措施成功率。

4.現場應用

全年共實施油井解堵13口井，措施有效率達到92.3%，累計增產原油1957.8噸，天然氣35186方。

5.結束語

5.1通過掌握油井儲層物性、流體性質及開發狀況，可以準確判斷出油井堵塞原因，優選出最佳的解堵方案，為提高油井解堵措施效果，探求出一種行之有效的方法。

5.2油井解堵技術得到進一步發展，新技術得到廣泛而有效的應用，豐富和完善了油井解堵體系，新的解堵劑應與儲層巖石和地層流體相配伍。

5.3儲層一旦受到損害，將無法恢復到原有狀態，任何解堵技術的使用都只是補救措施，因此保護油氣層技術的研究與應用更加緊迫和必要。

參考文獻：

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作者簡介：

姓名：劉興源，性別：男，出生年月日：1987年3月29日，畢業日期：2010年7月，畢業院校：長江大學，學位：學士學位，工作單位：興隆臺采油廠工藝研究所。