水侵傷害儲層復合解堵工藝

李躍林，梁玉凱，鄭華安

(中海石油(中國)有限公司，廣東 湛江 524057)

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水侵傷害儲層復合解堵工藝

李躍林，梁玉凱，鄭華安

(中海石油(中國)有限公司，廣東 湛江 524057)

針對潿洲RRX復雜斷塊油田潿四段生產井修井液漏失造成儲層傷害的問題，通過室內實驗及軟件模擬分析，明確了造成儲層傷害的主要原因為水鎖、水敏及有機質沉積等，并研制了清洗劑+防水鎖降壓助排液+有機酸的復合解堵液體系。實驗結果表明：清洗劑OTY對油垢的溶解率可達100%；防水鎖降壓助排液潤濕角為0 °，表面張力低至26.0 mN/m；8%有機酸HY-A在4h內對儲層巖粉的溶蝕率為5%，且無二次污染；水侵傷害解堵后巖心滲透率恢復率為98.2%。該復合解堵體系在BX-1井現場應用后采油指數由1.5 m3/(d·MPa)增至65.0 m3/(d·MPa)，產能提高43倍，日增油量為650 m3/d，解堵增油效果顯著。該技術對同類型儲層的解堵有較好的借鑒作用。

水鎖；水敏；清洗劑；有機酸；復合解堵；潿洲組

0 引 言

潿洲RRX油田位于南海北部灣海域，是一個復雜斷塊油田[1]。目的油層潿四段屬于中—低孔、中—低滲儲層，黏土礦物以伊蒙混層、綠泥石為主。據統計，該區塊85%的生產井由于修井液漏失造成儲層傷害，修井后產能下降甚至無產出，嚴重制約區塊產能。儲層傷害的主要原因為：水鎖傷害、水敏傷害及有機質沉積傷害。酸化解堵作為油田增產的常用措施被廣泛使用，但潿四段儲層酸敏性較強，用酸不當易出現二次傷害[2-5]。針對該問題，研制新型復合解堵液體系對提高區塊產能有重要意義。

1 解堵液體系的配制及性能評價

針對潿四段水鎖、水敏、有機質沉積傷害，優選清洗劑、降壓助排劑、有機酸等，構建復合解堵液體系，并對其性能進行測定。

1.1 核心處理劑篩選

1.1.1 清洗劑

根據潿四段原油分析結果及相似相容原理，采用白油和改性脂肪酸酯復配形成清洗劑OTY。清洗劑OTY在不同條件下對油垢進行溶解，結果見表1。

表1 OTY對油垢溶解性能評價實驗數據

由表1可知，在儲層溫度(90 ℃)下3 h后，OTY對原油形成的油垢溶解率達到100%，能夠有效分散原油中蠟和瀝青質等重質組分，現場作業過程中有利于清洗管柱及疏通滲流通道。

1.1.2 有機酸

常用土酸及鹽酸酸化過程反應速度快，酸液有效作用距離短，酸化后易破壞儲層巖石骨架，導致二次沉淀[6]。有機膦酸HY-A通過多級水解反應釋放H+，可控制酸巖反應速度。同時膦酸分子中的易解離羥基可以同金屬離子配位，形成多核絡合物，其螯合作用可以抑制二次沉淀的產生。考察了HY-A對巖屑的溶蝕率及對巖心滲透率的影響情況，并與常用土酸進行對比，結果見表2、3。

表2 有機膦酸HY-A、常規土酸對砂巖巖粉的溶蝕率

表3 有機膦酸HY-A、常規土酸處理后巖心滲透率變化情況

1.1.3 降壓助排劑

潤濕性決定著油藏流體在巖石孔道內的微觀分布，常用有機醇改變儲層潤濕性[7]。對4種有機醇的接觸角及表面張力等進行測定，結果見表4。

表4 有機醇安全性和潤濕性對比評價結果

由表4可知，SAT-1閃點為74 ℃，較常規甲醇、乙醇安全性高；隨著濃度的增加，20%SAT-1接觸角為0°，完全水濕。SAT-1氣液表面張力低至26.0 mN/m，根據Laplace公式，較低的表面張力有利于解除水鎖傷害及后期解堵返排[8-10]。

根據核心處理劑的研究結果，添加必要的防水鎖劑、黏土穩定劑及緩蝕劑，確定復合解堵體系各工作液的配方：前置液為清洗劑OTY；防水鎖降壓助排液為海水+20%降壓助排劑SAT-1+4%防水鎖劑FT-2+2.0%黏土穩定劑QY-1；有機酸液體系為海水+8%有機膦酸HY-A+2%防水鎖劑FT-2+2.0%黏土穩定劑QY-1+3.0%緩蝕劑HS-B；頂替液為海水+2.0%黏土穩定劑QY-1+2%防水鎖劑FT-2。

1.2 性能評價

1.2.1 配伍性

將清洗劑、防水鎖降壓助排液、有機酸液與地層水以不同比例混合，在110 ℃、常壓、密閉12 h實驗條件下，觀察實驗前后溶液的變化情況。結果表明：清洗劑與地層水分層明顯，沒有發生乳化或渾濁現象；防水鎖降壓助排液、有機酸液與地層水混合均勻，無分層、無沉淀現象。

將清洗劑、防水鎖降壓助排液、有機酸液與原油以不同比例混合，考察其與原油的配伍性。實驗結果顯示，清洗劑可與原油互溶。用Brookfiled DV-Ⅱ+ Pro黏度計測定50 ℃時防水鎖降壓助排液、有機酸液與原油混合液的黏度(表5)。結果表明，未出現乳化增稠、酸渣現象。

表5 與原油配伍性結果

1.2.2 基礎性能

對各工作液性能進行評價，包括防膨率、表面張力、腐蝕速率、潤濕角及解堵性能等，結果見表6。

表6 復合解堵體系基礎性能

由表6可知：工作液的防膨率均高于90%，具有良好防水敏作用；氣液表面張力在20 mN/m左右，潤濕角小于10 °，利于酸液返排；有機酸液中加入緩蝕劑(3.0%HS-B)，平均腐蝕速率為0.986 9 g/(m2·h)，達到行業標準SY/T5405—1996中一級品的要求，加入防水鎖劑(2%FT-2)和黏土穩定劑(2.0%QY-1)，降低水鎖傷害和增強防膨性能，解堵后巖心滲透率恢復率達到120%；各工作液處理后的巖心滲透率恢復率均超過95%，未造成二次污染傷害，性能指標均能滿足入井要求。

1.2.3 綜合解堵性能評價

使用海水、修井液對巖心污染后，采用復合解堵液體系解堵。巖心初始滲透率為2.45×10-3μm2，采用5倍孔隙體積的海水、修井液污染巖心，滲透率下降至0.47×10-3μm2，巖心傷害率為80.9%。反向擠入1倍孔隙體積的清洗劑、1倍孔隙體積的防水鎖降壓助排液和2倍孔隙體積的有機酸液，反應4 h后，巖心滲透率恢復至2.41×10-3μm2，巖心滲透率恢復率為98.2%，基本解除了儲層傷害。

1.3 適用范圍

復合解堵液體系中清洗劑適用于管柱及近井地帶膠質、瀝青質等有機堵塞物的清除。防水鎖降壓助排液及有機酸液適用于解除低滲儲層外來液體侵入造成的水鎖、水敏傷害。

2 現場應用

2.1 目標井概況

BX-1井為該區塊一口典型水侵傷害井，為一口定向井，平均孔隙度為12.4%～17.1%，滲透率為7.8×10-3～83.6×10-3μm2。2012年，該井修井過程漏失100 m3修井液，導致儲層污染，產液指數由12.0 m3/(MPa·d)下降至1.5 m3/(MPa·d)，解堵前日產油為4 m3/d。

2.2 施工工藝及效果

使用復合解堵液體系解堵，注入壓力小于地層破裂壓力。注入藥劑段塞為：15 m3清洗劑+15 m3防水鎖降壓助排液+25 m3有機酸液+35 m3頂替液。有機酸液進入儲層后，注入壓力由19.0 MPa下降至13.5 MPa，排量由0.08 m3/min上升至0.18 m3/min，表明污染得到解除，滲流通道得到疏通。解堵后，該井日增油為650 m3/d，采油指數由1.5 m3/(d·MPa)增至65.0 m3/(d·MPa)，產能提高43倍，已累計增油1.6×104m3，目前持續有效。

3 結 論

(1) 通過室內實驗、軟件模擬及數據分析確定了潿洲RRX油田潿四段儲層傷害的主因為水鎖、水敏及有機質傷害等。

(2) 復合解堵液體系包括清洗劑、防水鎖降壓助排液、有機酸液等，室內水侵傷害解堵后巖心滲透率恢復率達到98.2%。BX-1井應用后采油指數由1.5 m3/(d·MPa)增至65 m3/(d·MPa)，產能提高43倍，解堵增產效果顯著，可為類似井的治理提供借鑒。

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編輯 孟凡勤

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.034

20160308；改回日期：20160629

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”子項目“近海大中型油氣田形成條件和勘探技術”之“南海西部海域低滲油藏勘探開發關鍵技術”(2016-ZX-05024-006)

李躍林(1967-)，男，高級工程師，1989年畢業于西南石油學院油藏工程專業，現從事油氣藏開發生產工作。

TE358

A

1006-6535(2016)05-0138-03