姬塬油田注水井緩速硫酸鹽解堵液體系開發與應用

徐方向， 王 坤， 蔣文學

(1川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院 2低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室)

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地中西部，構造單元屬伊陜斜坡。屬于典型的特低滲透致密砂巖油藏[1-2]。主力油層長8油藏資源量大、分布穩定，長8砂層平均厚度為13.7 m，油層平均厚度10.5 m，孔隙度平均為10.6%，滲透率平均為0.85 mD，物性相對較差，屬于“低壓、低滲、低產”三低油藏[3]。采用480 m×150 m菱形反九點井網注水開發[4-6]，井網密度13.9口/km2。長8油藏注水開發過程中普遍存在由于注入水與地層水不配伍導致地層堵塞，造成注水井注水壓力上升速度快、配注量無法達到要求等問題，給注水穩產工作帶來極大的困難。

化學除垢是解除近井地帶地層損害，提高油井產能的重要方法之一。根據注入水與地層水中離子種類不同，垢的類型主要為碳酸鹽垢與硫酸鹽垢。常規酸化技術能夠有效解除碳酸鹽垢，而難以解除硫酸鹽垢。因此開展緩速硫酸鹽解堵劑，旨在降低注水井壓力，使其達到配注要求，對老油田提高采收率具有重要意義。

一、緩速硫酸鹽解堵技術原理

油田注水開發過程中，在油水井之間的地層帶會產生硫酸鋇和硫酸鍶的混合垢。導致硫酸鹽垢產生的主要原因：地層水與注入水不配伍，在富含成垢陽離子的油層中與富含硫酸根陰離子的注入水混合，導致在注水井近井地帶形成硫酸鹽垢。

緩速硫酸鹽解堵技術原理：通過化學方法，利用螯合劑將硫酸鹽垢電離出來的Ba2+/Sr2+螯合，生成可溶于水的絡合離子，使硫酸鹽垢不斷向著能夠電離出離子的方向進行，從而促進垢的分散、溶解，實現清垢目的。

二、緩速硫酸鹽解堵液體系開發及性能評價

1.緩速硫酸鹽解堵液體系的開發

通過室內開展緩速硫酸鹽解堵劑(以下簡稱“解堵劑”)在鹽酸中對CaCO3和CaSO4模擬垢樣的清除效果研究(表1)。實驗表明：與HCl反應的主要是CaCO3，而CaSO4則主要與解堵劑發生螯合反應，解堵劑與低濃度酸相結合，可以同時除去碳酸鈣垢和硫酸鈣垢。根據溶垢率數據，最終確定緩速硫酸鹽解堵液體系中稀鹽酸濃度為3%。稀鹽酸介質條件下，緩速硫酸鹽解堵液體系腐蝕速率偏大，因此需添加一定量緩蝕劑(表2)。

表1 緩速硫酸鹽解堵劑室內開發實驗(50℃恒溫8 h)

表2 掛片腐蝕實驗(50℃，恒溫8 h)

通過上述實驗，確定緩速硫酸鹽解堵液體系配方為：3%HCl+5%JDJ +1%緩蝕劑。

2.不同pH值對解堵液體系溶垢性能評價

室內以硫酸鈣為模擬垢，解堵液體系用量為50 mL，在50℃±1℃(模擬儲層溫度)水浴中恒溫8 h，取出剩余模擬垢并過濾稱重，得到剩余模擬垢質量，計算得出溶垢量(圖1)。

圖1 解堵劑溶垢效果與pH關系圖

實驗結果表明，隨著pH值升高，解堵液體系溶垢量有所降低，當pH大于2以后，解堵液體系溶垢量隨pH變化不明顯，鹽酸復配解堵劑對溶垢能力有提升作用。

3. 不同反應時間對解堵液體系溶垢性能評價

室內以硫酸鈣為模擬垢，解堵液體系用量為50 mL，在50℃±1℃(模擬儲層溫度)水浴中恒溫8 h，取出剩余模擬垢并過濾稱重，得到剩余模擬垢質量，計算得出溶垢量(圖2)。

實驗結果表明，6 h內解堵液體系溶垢量隨時間延長而提高，6 h后溶垢量隨時間變化不明顯。

圖2 解堵液體系溶垢效果與時間關系圖

4.不同反應溫度對解堵液體系溶垢性能評價

室內以硫酸鈣為模擬垢，解堵液體系用量為50 mL，在50℃±1℃(模擬儲層溫度)水浴中恒溫8 h，取出剩余模擬垢并過濾稱重，得到剩余模擬垢質量，計算得出溶垢量(圖3)。

圖3 解堵液體系溶垢效果與溫度關系圖

實驗結果表明，隨著溫度升高，解堵液體系溶垢量增加，在40℃～90℃溫度范圍內，溫度升高對解堵液體系溶垢量有促進作用。

5.解堵液體系巖心驅替實驗

巖心流動實驗表明：解堵液體系對結垢傷害的巖心滲透率由61.6%恢復至92.3%，說明解堵液體系有良好的溶解硫酸鈣垢能力(見圖4)。

三、現場應用

緩速硫酸鹽解堵技術在姬塬油田長8油藏共完成了4口井的現場應用(表3)。利用緩速硫酸鹽解堵液體系進行4口井解堵措施后均滿足配注，平均單井日增注20.3 m3，平均降壓4.3 MPa，累計增注9 243 m3。

圖4 巖心滲透率恢復曲線

井號措施日期措施前措施后油壓/MPa日配注/m3日實注/m3油壓/MPa日配注/m3日實注/m3日增注量/m3降壓/MPa累計增注/m3D201-352016.5.2819.525.03.013.225.025.022.06.33 630.0D201-372016.7.118.825.00.016.325.025.025.02.53 025.0Y123-332016.8.2418.125.01.014.025.025.024.04.11 968.0Y125-292016.9.418.320.00.013.010.010.010.04.3620.0平均18.723.81.014.123.821.320.34.32 310.8

以羅1區塊D201-37井為例，該井位于中部裂縫區，于2010年11月實施復合射孔爆燃壓裂投注后，近幾年進行過3次措施，分別是酸化增注1次, 酸壓增注1次，前置酸加砂壓裂1次。酸化與酸壓措施后，效果均不顯著；前置酸加砂壓裂降壓增注措施初期效果顯著，但注入壓力隨后快速上升。緩速硫酸鹽措施前水井井口油壓18.8 MPa、套壓18.8 MPa，日配注25 m3、實注0 m3。

分析認為由于結垢類型為硫酸鹽垢，不溶于鹽酸、硝酸、硫酸以及其他有機酸，因此針對上述原因，選取緩速硫酸鹽解堵液體系作為工作液進行降壓增注作業。

D201-37井于2016年7月1日和2日進行施工，施工排量200～250 L/min。注入緩速硫酸鹽清垢劑措施后關井16 h，施工壓力從23.0 MPa降低至19.0 MPa，同時在前置酸和主體酸作用下，注入壓力繼續降至16.0 MPa，說明儲層內硫酸鹽垢得到了較好的解除。

四、結論與建議

(1)根據姬塬油田長8地層結垢特征，為了實現注水井降壓增注的目的，開發了一種緩速硫酸鹽解堵液體系。

(2緩速硫酸鹽解堵液體系具有良好的耐溫性，緩速解堵性能及螯合、溶垢性能，可有效解除近井地帶堵塞，降低注水井注入壓力，提高注水井配注量。

(3)緩速硫酸鹽解堵技術經4口現場應用，有效率為100%，平均單井日增注20.3 m3，平均降壓4.3 MPa，累計增注9 243 m3，取得了良好的降壓增注效果。