長慶姬塬油田長效在線增注技術現場應用*

王爾珍，王 勇，宋昭杰，鄧志穎，王偉波

（1.長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西 西安 710018；3.西安長慶化工集團有限公司，陜西 西安 710018）

姬塬油田是長慶油田的主力開發油田之一，是典型的低孔、低滲透油藏，孔隙度8%數10%，滲透率低（0.29×10-3數 0.49×10-3μm2），儲層非均質性強，與西峰油田（孔隙度10.34%、滲透率1.41×10-3μm2）、鎮北油田（孔隙度11.29%、滲透率1.4×10-3μm2）區塊相比，物性差［1-4］。

隨著注水開發的不斷進行，部分注水井出現欠注甚至出現注不進的現象。低滲透儲層注水井吸水能力下降受多種因素的影響，其中包括儲層巖石物性、巖性等內在因素，同時還包括注水水質不合格、注水日常管理不規范等外在人為因素。為了解決欠注問題，在加強注水日常管理方面，2016年1數10月分別采用土酸酸化、多氫酸酸化、酸壓、壓裂等增注措施，平均有效率78%，平均有效期為135 d。其中初次欠注井采取酸化等措施時，平均有效率在85%以上，平均有效期大于200 d，效果較好。

然而多輪次措施井比例逐年增加，增注效果逐年降低。2009數2015年姬塬油田共進行增注措施1048井次，其中3輪次以上井222井次，占21.2%，單井日增注下降至10 m3以下，有效期不足100 d。多輪次增注措施無效井已成為油藏“注不夠水”的突出問題，嚴重影響姬塬油田穩產。

造成多輪次井數量多的主要原因是姬塬油藏物性差，同時部分區塊呈現高啟動梯度和高破裂壓力的特征［5-7］。姬塬長A 油藏水啟動壓力梯度平均值為1.96 MPa/m，高于西峰、鎮北及華慶油田區塊，同時，姬塬長A 油藏平均地層破裂壓力為36.82 MPa，亦高于其他油田區塊。從注水壓力分布上看，相比其他油田區塊如華慶油田白E 區塊（注水壓力主要為10數14 MPa），姬塬長A油藏羅C區塊（注水壓力主要為14數16 MPa）及黃B 區塊（注水壓力主要為16數18 MPa）也明顯表現出注水高壓的特點。針對這種受儲層致密、非均質性等因素影響且多次措施無效的欠注井，結合長慶油田“小水量、樹枝狀管網”的流程特點，根據現場實際情況提出了“增壓注水，藥劑控壓”的技術思路。

1 實驗部分

1.1 增注設備與儀器

增注設備主要包括離心式增壓注水泵與加藥裝置。以增壓能力10 MPa、日額定注水量150 m3的增壓泵型為例，整體設計參數如下：額定功率37 kW，三相異步電動機（防護等級IP55）；額定排量150 m3∕d；進口壓力15數 20 MPa；出口壓力25數 30 MPa；介質溫度≤80℃；電源電壓380±5%V，頻率50 Hz；加藥罐的重要組成部分為攪拌釜、罐體、壓力傳感器；攪拌釜電機轉速為60 r/min，可以根據使用情況用變頻器調節轉速；隔膜計量柱塞泵流量100 L/h，功率5.5 kW，揚程30 MPa，效率86%，轉速117 r/min，質量400 kg。長效在線增注裝置結構圖見圖1。與目前常用的柱塞式增壓泵相比，該泵采用多級離心式。該泵運行平穩，維護工作量較小，且增壓與加藥部分整體撬裝設計，分體運行，現場易安裝、操作簡便。該裝置計量精確、輸出量可隨意調整，抗化學腐蝕性強，經濟、實用，金屬加強隔膜、使用壽命長。泵體采用分段式軸向設計，泵體的葉導輪采用1號鎳鐵，具有無磁、耐磨、防腐的特點，經過工藝處理后達到奧氏體機械性能［8］，主軸采用蒙乃爾K-500高強度耐腐蝕材料，方鍵、卡簧均采用蒙乃爾材料［9］。設備所有過流部件（包括進出口連接法蘭、泵頭泵座攪拌釜、罐體、壓力傳感器、高壓截止閥、單流閥、減壓閥）與液體接觸部位采用不銹鋼材質，所有密封圈均采用四丙氟橡膠（AFLAS）材料，從而保證了注水泵的整體運行，提高了注水泵的運行壽命。帶加藥裝置增壓注水泵關鍵零部件采用鎳銅合金（防腐材料），內表層對水質無污染，抗磨損。

恒溫水浴鍋，龍口市先科儀器公司；IKA-RW攪拌器，德國IKA公司；Texas500C型旋轉滴界面張力儀，美國VNG公司；JC2000D型接觸角測量儀，北京中儀科信科技有限公司；HS-SHP-250型恒溫生化培養箱，江蘇華安儀器公司。

圖1 長效在線增注裝置結構圖

1.2 增注藥劑

氯化鈣、碳酸鈣、碳酸鈉、硫酸鈉、草酸鈉、氨水、氯化銨、乙酸鈣、三氯化鐵，分析純，上海阿拉丁生物科技股份有限公司；A-40 剝離分散劑（氨基羧酸鹽類）、HB-10螯合劑（羥基羧酸鹽類）、JX-02A潤濕劑（甜菜堿類）、JL-01清洗劑（季銨鹽類）、酸化緩蝕劑（咪唑啉類）、甲醇，工業品，西安長慶化工集團有限公司；姬塬長A 油藏脫水原油，密度8.9643 g/cm3，凝點 24.6℃；姬塬長 A 油藏注入水，pH 值 6.0，硫酸鈉型，礦化度5543.70 mg/L，離子組成（單位Mg2+135.14、Ca2+263.16、Na++K+1421.42。

1.3 實驗方法

（1）表、界面張力的測定

參照石油天然氣行業標準SY/T 5370—1999《表面及界面張力測定方法》，在溫度為60℃、轉速5000 r/min 的條件下，用旋轉滴界面張力接觸角測量儀測定原油與注入水的表、界面張力。

（2）碳酸鈣垢溶垢率的測定

分別取數個250 mL容量瓶和定量濾紙，將燒杯和濾紙置于105℃烘箱中，4 h后取出放入干燥器中冷卻30 min。稱取濾紙質量，稱取純碳酸鈣（質量m1）加入燒杯，再加入不同質量濃度的注水井用綜合降壓增注劑COA-2至刻度線，放入60℃恒溫水浴中24 h，取出抽濾，抽濾時用清水清洗，以防結晶溶解不完全，在105℃烘箱中烘2 h 后，在干燥器中冷卻30 min，稱取濾紙和剩余垢的質量，計算剩余垢的質量m2。按式m2/m1×100%計算除垢劑的溶垢率。

（3）防膨率、腐蝕速率、阻垢率的測定

參照石油天然氣行業標準SY/T 5971—1994《注水用粘土穩定劑性能評價方法》測定防膨率；參照石油天然氣行業標準SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標》測定腐蝕速率；參照中國石油天然氣股份有限公司企業標準Q/SY 126—2014《油田水處理用緩蝕阻垢劑技術要求》測定阻垢率。

（4）鈣離子螯合值的測定

準確稱取2 g 樣品（精確至0.0001 g），配成100 mL 溶液；移取25 mL 樣品溶液至錐形瓶中，加入0.3 mL 2%草酸鈉溶液、5 mL pH＝10 的氨-氯化銨緩沖液；用0.1 mol/L 的乙酸鈣標準溶液滴定，直至產生永久性白色沉淀為終點。按式（1）計算鈣離子螯合值（A鈣離子螯合值）：

式中，C鈣—乙酸鈣標準溶液的濃度，mol/L；V鈣—樣液消耗乙酸鈣標準溶液的體積，mL；G—樣品質量，g。

（5）鐵離子螯合值的測定

準確稱取1 g 樣品（精確至0.0001 g），配成100 mL溶液；移取10 mL樣品溶液至錐形瓶中，加入40 mL 蒸餾水，用30%氫氧化鈉溶液調節pH 值為12；用1 g/L的Fe3+標準溶液滴定，直至產生永久性混濁為終點（滴定過程中，若pH值變化，應加入30%氫氧化鈉溶液調節，使pH值保持在12）。每克螯合劑絡合三價鐵離子的毫克數即為標準溶液滴定時所消耗的毫克數。按式（2）計算鐵離子螯合值（A鐵離子螯合值）：

式中，V—樣液消耗三價鐵標準溶液的體積，mL；G—樣品質量，g。

2 結果與討論

2.1 長效在線增注技術原理

長效在線增注技術通過在井場安裝注水量100數300 m3/d 不同型號的增壓裝置，對注水站至注水井的高壓水進行二次增壓，可在來水壓力15數20 MPa的基礎上實現5數10 MPa的二次增壓，在不超過地層破裂壓力90%的前提下，提高注水壓力后再注入注水井。該增壓裝置可管轄3數7 口注水井，在滿足注水需求的前提下配套加注綜合降壓藥劑，達到長期穩定注水的需要。

2.2 綜合降壓增注藥劑性能與投加方式

注入小劑量的化學藥劑有諸多優點，如增加水相滲透率，降低注入壓力；降低油水界面張力，減少賈敏效應，增加油的流動能力；改變巖石表面潤濕性，使油藏變得更加親水，發揮毛管力作用；抑制微生物生長，減少對井底及地層的堵塞；消除碳酸鹽垢，預防成垢離子結垢；抑制黏土膨脹，減少對地層的傷害［10-11］。通過前期的室內實驗，研制出以A-40剝離分散劑、HB-10 螯合劑、JX-02A 潤濕劑、JL-01清洗劑、酸化緩蝕劑、甲醇為主劑的注水井用綜合降壓增注劑COA-2。COA-2藥劑具有“防膨、阻垢、降低油水界面張力”等作用，防膨率≥30%，姬塬長A 油藏注入水與原油的界面張力≤3.5×10-3mN/m，阻垢率≥95%。在一定量注入水中加入質量分數為0.1%數0.3%的COA-2，依照1.3 中所述的方法測得的性能指標見表1。

表1 COA-2綜合降壓增注藥劑性能指標

通過投加綜合降壓藥劑，現場試驗井組均取得了較好的長期穩定注水。以劉A-2 井為例（圖2），2016年4月實施長效在線增注技術，井口油壓從20.5 MPa 增至22.5 MPa，滿足配注要求。為了實現控壓長期穩定注水，2017年5月起試驗連續加注0.2%的COA-2 藥劑，加注周期3 個月，油壓下降1.2 MPa，停止加藥后正常注水，截至2018年12月油壓仍為22.0 MPa，說明COA-2藥劑整體具有較好的控壓增注效果。

根據現場實際情況不斷摸索總結，初步確定了COA-2藥劑投加方式，針對提壓幅度大（＞4 MPa）的井，加藥方式為按0.3%的加量一次性投加3 至6 個月；對提壓幅度小于2 MPa 的井，按0.1%的加量連續投加6個月；提壓幅度為2數4 MPa的井，按0.2%的加量脈沖式投加1至3個月。

2.3 壓力預測圖版

為了有效控制壓力上升幅度，實現控壓注水，用VB6.0 開發了軟件，根據區塊注水壓力的變化情況，建立物理模型預測后期注入壓力的變化，形成了不同區塊的壓力預測模板。以羅A區塊為例（圖3），將2016數2018年羅A區塊單井的注入壓力進行統計分析和曲線擬合，預測該區塊近幾年的整體壓力情況，可作為長效增注裝置提壓幅度的有效參考。如羅A西北部網格狀區域（注入壓力＞24 MPa）逐漸增大，此處建立的增壓裝置的提壓幅度也需相應提高2數3 MPa。一般現場實際使用時確認長效增壓裝置的增壓幅度的下限為確保水井正常注水所需增加的壓力，增壓的上限為防止破壓地層開啟新的裂縫，一般不超過局部地層破裂壓力的90%［12-13］。

圖2 劉A-2井實施長效在線增注技術后的注水壓力變化

2.4 現場應用

長效在線增注技術在姬塬長A 油藏已累積應用 48 套裝置，其中 2014年應用 2 套，2015年應用 9套，2016年應用 37 套，應用效果見表2。48 套裝置所轄注水井166 口，治理多輪次措施的欠注井105口，措施后平均單井日增注11 m3，平均有效期266 d，最長措施有效期1457 d（持續有效），累計增注54.95×104m3。48 套增壓裝置所轄的 166 口注水井對應的826 口油井中，234 口油井見效，見效比例28.3%，平均日增油108.2 t，平均單井組日增油2.25 t，累計增油1.95×104t。

圖3 羅A區塊注入壓力分布（a、b）與預測（c）

表2 長效在線增注技術現場實施情況統計

3 結論與建議

長慶姬塬油田區塊多次欠注井逐年增多，且治理困難，提出以“增壓注水，藥劑控壓”為技術思路的長效在線增注技術，對于解決以姬塬油田為代表的低孔、低滲透油藏的多次措施無效高壓欠注井具有積極的意義和較好的效果。

自主研發的綜合降壓增注劑具有防膨、阻垢、降低油水界面張力的特點，現場投加試驗的井組整體效果較好，達到了注水井控壓注水的目的，對應油井增油效果較為明顯。