姬塬油田長8油藏注聚井高壓欠注機理及處理對策分析

王光義，姜慶，樊勇杰，王國丞，巨江濤，張倩

1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西 西安 710200 2.陜西靖瑞能源科技股份有限公司，陜西 西安 710018

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地中西部，地處陜西省定邊縣與寧夏回族自治區鹽池縣境內，勘探面積1802.1km2。到2008年，探明儲量14014×104t，可采儲量2646.48×104t，開發層系主要以三疊系特低滲透油藏為主，開發層位有三疊系長1、長2、長4+5、長6、長8以及侏羅系延8、延9等油藏。近年來姬塬油田大規模實施注水井調驅提升采油速度和開發水平。隨著高分子聚合物的應用，污染堵塞成分復雜多樣化，造成注水井因壓力高欠注等問題。針對注聚井壓力高欠注的現象，SHAW等[1]認為聚合物熟化不好造成的“魚眼”等不溶膠團對近井地帶會造成一定堵塞；鄭俊德等[2]通過對返排物化學成分分析,發現堵塞物是有機聚合物分子和固體顆粒相互纏繞在一起的復合體。楊芯惠等[3]認為聚合物在黏土礦物上的吸附量是在巖石骨架上的4～10倍，對流體流動造成阻力從而堵塞地層。目前，針對注聚合物類井堵塞主要采用過氧化氫[4-6]、二氧化氯[7-9]、次氯酸鈉等強氧化劑作為聚合物解堵劑，該類化合物主要是通過強氧化性對聚合物進行降解。但姬塬油田現場注聚井的堵塞主要以聚合物和無機垢的復合形式存在，因此使用單一強氧化劑難以有效解除注聚井的堵塞。鑒于此，筆者研發了適合姬塬油田長8油藏注聚井的復合解堵劑，并在現場應用中取得了良好的效果。

1 注聚井高壓欠注因素分析

在對姬塬油田長8油藏的地質取樣分析中可知，該油藏砂層平均厚度為13.7m，油層平均厚度10.5m，孔隙度平均為10.6%，滲透率平均為0.85mD，物性相對較差，屬于典型的低孔、特低滲油藏。在對其進行調驅處理后發現存在注水井壓力升高的現象，結果如圖1所示。

圖1 調驅后欠注井注水情況曲線

姬塬油田長8油藏調驅所用材料主要有聚合物微球、聚乙二醇(PEG)、聚丙烯酰胺交聯體、表面活性劑等組成，其中聚合物組分占調驅材料的90%以上。如圖1所示，通過聚合物調驅后，油壓出現了不同程度的增加。2次調驅之后，油藏的油壓由調驅前的12MPa增加到18MPa，油壓增幅達到50%。造成壓力增加的很大一部分原因通常認為是聚合物對地層的堵塞作用。研究認為進行聚合物調驅時，聚合物分子在近井地帶的濾失以及吸附行為將造成地層孔喉的變窄甚至油層中遠距離的堵塞[10,11]，引起注水壓力高、欠注或注不進的現象。調驅過程中除了出現聚合物堵塞地層裂縫而引起注入壓力升高外，由于聚合物的注入而引起的原油結垢也是造成注水壓力增加的主要原因。注聚過程中，隨著聚合物的注入，低溫的聚合物將引起油藏溫度的下降。當局部的油藏溫度低于原油濁點時，隨著外來流體的不斷侵入，原油中的成分如瀝青質、膠質以及其他雜質之間的平衡被打破，進而從原油中析出而沉積在油藏的孔道中，導致地層孔隙減小而引起注入壓力升高。為了研究長8油藏注聚井壓力增高的原因，對調驅返排液的成分進行了分析，結果如表1所示。

表1 返排物有機組成分析結果

從洗井返排液的成分可知，4口井的返排液中除了含有大量的聚合物以及一些烴類物質外，還含有一些瀝青質和其他成分。說明在進行聚合物調驅時，原油中的瀝青質等膠質物質存在從原油中析出的現象。這些瀝青質將不可避免地吸附在油藏縫隙中，使孔道尺寸變小，最終將影響到注水壓力，導致壓力升高。由于聚合物的注入而引起局部的油藏溫度降低(以下簡稱“溫降”)最終使得蠟質、瀝青質等物質從原油中析出，并與聚合物互相裹夾形成難溶性油垢[12]，與吸附于地層表面的聚合物一起，通過二者的協同作用，共同導致注水井壓力的升高。

除了調驅注入的聚合物在底層引起吸附或者與原油中的瀝青質形成油垢而引起油藏孔喉尺寸變窄導致注水壓力升高外，巖層黏土在外來流體的長期浸潤下可能發生膨脹而嚴重降低油藏滲透性，最終導致注水壓力升高。試驗選取D193-XX巖心，D223-XX井地層水和注入水，采用界面張力儀測試注入水狀態下巖心潤濕性的變化。通過室內驅替試驗，研究巖心驅替前后潤濕性能的變化情況，試驗結果如表2所示。不論是地層水還是注入水，巖心浸潤一定時間后，接觸角都顯著減小。說明在水樣的潤濕下，巖石的親水性逐漸增強。巖石潤濕性的增強在一定程度上導致巖土的膨脹，降低了油藏孔隙度，使得注水壓力的升高。

表2 巖心潤濕性變化測定結果

研究發現，外來流體與地層水因不配伍性在近井地帶生成的垢層是導致注水壓力升高的主要因素之一。從水質分析、結垢趨勢的預測、水質配伍性等方面對高壓欠注因素進行分析。所選水質1#是D221注水站清水，2#是Y62-34井污水回注區，3#是JY聯合站污水，4#是JY注水站清水，5#是D57-45井清水注水區的水，6#是Y70-37井清水注水區的水，7#是DC90-47井清水注水區的水。根據SY/T 5523—2006《油氣田水分析方法》對水質進行分析檢測，結果如表3所示。

表3 水質分析結果

(1)

(2)

(3)

(4)

大量沉淀性陰、陽離子互相反應生成沉淀物，同時在注聚物以及原油因為聚合物的注入引起溫降而析出的瀝青質等的共同作用下，形成難溶性的污垢，這不但引起注水壓力的升高，也導致地面集輸系統的結垢，影響到正常的作業，造成巨大的經濟損失。為了明確成垢因素為后續的降壓増注提供技術支持，利用XRD對姬塬油田羅1區塊3口注水井垢樣進行分析，結果如表4所示。

表4 垢樣XRD分析結果

可以看出，垢樣中含有大量的黏土礦物SiO2以及BaSO4、CaCO3。它們在地層生成后，與原油中析出的瀝青質或者注入地層未徹底返排的聚合物在高溫高壓下相互裹夾形成難溶性污垢，堵塞油藏孔隙使得注水壓力增大。根據注聚井高壓欠注理論，流體在直管中作層流流動時，因阻力損失造成的勢能差可直接由泊肅葉(Poiseuille)方程式(5)求出：

(5)

式中：Δp為阻力損失的勢能差，kJ；μ為黏度，mPa·s；l為管長，m；u為液體的流速，m/s；d為管徑，m。

根據式(5)，層流阻力損失為：

(6)

式中：hf為層流時直管阻力損失，kJ·cm3/g；ρ為液體密度，g/cm3。

由層流阻力計算公式(6)得知，液體在直管中流動時直管阻力損失與流體黏度、管長和流速成正比，與管徑的平方成反比關系，管徑縮小會造成直管阻力損失大幅上升。可見，地層孔喉堵塞造成管徑縮小是引起注水井壓力抬升的一個重要因素。為了保證對姬塬油田注聚井的有效解堵，解堵劑不但要能夠有效除去或者分解未徹底返排而吸附于儲層表面的聚合物殘渣和原油中析出的瀝青質，還要對地層的硅質組分等無機物進行解堵。

2 注聚井降壓増注解堵劑的優選

2.1 復合有機酸

通過前期文獻調研和室內試驗研究選擇復合有機酸解決姬塬油田注水井高壓欠注問題。該體系主要由預處理液和低傷害酸組成。預處理液由低濃度有機酸、氟鹽絡合物、石蠟分散劑、破乳劑、緩蝕劑等組成；低傷害酸由多元有機酸、膠束互溶劑、緩蝕劑、穩定劑、絡合劑、防酸渣劑、高效助排劑及其他輔助劑組成。預處理液中的氟鹽絡合物可有效地處理地層的硅質組分；有機酸能解離出微弱的活性HF，在35℃時，其在水中的解離度僅為8.5%。當有機酸與地層的硅質接觸時，酸液中活性HF被反應消耗，系統平衡體系被破壞，體系不斷解離出新的HF，直至消耗殆盡，其反應速度為常規土酸的十分之一[13]。另外，體系中含有的穩定劑和高效助排劑，可以保證殘液徹底返排，避免了二次沉淀的產生。

2.1.1 溶蝕效果

溶蝕效果是酸液體系去除地層硅質效果的重要表征。試驗參照標準Q/SH1020 1963—2013《硝酸緩速酸通用技術條件》，對大理石、玻片和巖心粉的溶蝕率進行評價，結果如表5所示。相對于大理石和玻片，復合酸對巖心粉的溶蝕率超過30%，說明該酸液體系能夠有效對地層的硅質進行溶蝕。

表5 復合有機酸對大理石、玻片和巖心粉的溶蝕率

2.1.2 鐵離子穩定能力

在溫度120℃、pH為7的實驗條件下，進行質量濃度分別為2000、4000mg/L的Fe3+沉淀試驗，結果如表6所示。可以看出，該復合有機酸對Fe3+具有較強的穩定能力。

表6 復合有機酸對Fe3+的穩定性

2.2 復合解堵劑體系

通過調整配比確定復合解堵劑配方：4%有機復合酸+2%表面活性劑+1.5%聚合物解堵劑+2%黏土穩定劑+1.5%緩蝕劑+1%鐵離子穩定劑(配方中的百分數為質量分數，下同)。

為驗證復合解堵劑配方的解堵率，用室內砂管巖心模擬降壓増注效果，結果如圖2所示。可以看出，體系的注入壓力隨著聚合物注入PV數的增加而急速增大，注入2PV后壓力接近穩定，說明聚合物對巖心縫隙已完成封堵。之后注入復合解堵劑，待解堵劑注入1PV后，壓力下降85%以上；解堵劑注入2PV后，壓力下降98%以上，表現出優異的解堵性能。

圖2 注入壓力隨注入體積變化曲線

通常黏土在地層流體侵蝕下會發生膨脹導致地層滲透率下降，這是導致高壓欠注的另一個主要因素，因此對復合解堵劑的黏土抑制性能進行了評價，結果如圖3(a)、圖3(b)所示。黏土在清水中浸泡后，發生了明顯的溶脹，而在解堵劑溶液中浸泡后，黏土的形貌幾乎未發生變化，表明解堵劑能夠有效抑制黏土顆粒的膨脹，防止因為黏土膨脹而導致的滲透率下降現象。黏土在清水和解堵劑中浸泡之后的微觀照片如圖3(c)、圖3(d)所示。從圖中可以明顯看出，在清水中浸泡后黏土發生了膨脹，而浸泡于解堵劑中的黏土顆粒未發生膨脹。

圖3 黏土經過浸泡前、后的宏觀和微觀照片

3 施工工藝優化

首先通過暫堵劑段塞以封堵大裂縫或高滲透地層；然后以小排量的方式注入表面活性劑，使地層中的堵塞物逐步軟化分散；再大排量注入酸液和聚合物解堵劑，對地層中深部無機和有機堵塞進行強力除垢，以達到改善吸水剖面的目的；最后注入表面活性劑降低油水界面張力，使儲層變為疏水表面，從而大幅降低儲層液體流動阻力，延長措施有效期。注入流程為段塞式注入，具體施工方式如圖4所示。

圖4 注聚合物井降壓增注施工流程

在確定施工工藝的情況下，從提高解堵半徑、改善儲層油流通道的思路出發，為提高解堵改造效果，進行解堵液用量的計算。根據不同油藏的儲層物性、有效厚度，在確定解堵半徑的前提下，通過式(7)計算，從而進一步確定解堵液用量。

V=πr2hφ

(7)

式中：V為解堵液用量，m3；r為儲層基質污染半徑，m；h為射孔段長，m；φ為平均孔隙度，%。

沒有壓開地層條件下的最大注入排量估算式：

(8)

式中：qi,max為注入排量，bbl/min；K為未污染地層的有效滲透率，mD；h為厚度，ft；gf為破裂壓力梯度，psi/ft；H為深度，ft；psafe為安全壓力，psi(通常是200～500)；p為儲層壓力，psi；μ為流體注入的黏度，cP；re為流體的半徑，ft；rs為解堵半徑，ft;S為表皮因數，1；B為地層體積因子，對不可壓縮流體的數值是1。

根據式(7)得出姬塬油田主力層L-1區塊長8油藏特征：該區孔隙度主要在3.06%～16.41%之間，滲透率在0.001～13.69mD之間，為典型的低孔低滲儲層。從姬塬L-1區塊長8儲層物性表明(見表7)，孔隙度主要分布在10%～12%之間，而滲透率主要在0.5～1mD之間。總體上看，長8儲層屬低滲特低滲儲層，且非均質性較強。解堵處理半徑按2～3m，可以優化酸的最大注入排量。根據現場實際情況及經驗優化修正，其施工解堵液量控制在25～50m3之間，泵注排量控制在0.3～0.5m3/min。

表7 姬塬羅1區長8儲層物性統計表

4 現場應用

2021年8月開始使用多元復合聚合物解堵劑對D163-X井進行化學解堵施工，其中聚合物解堵劑質量分數為10%，注入排量0.4m3/min，共注入解堵劑95m3，注水曲線如圖5所示。相對于解堵前，解堵后的注水壓力從19MPa下降到15MPa，降幅高達21%。解堵后注水量一直穩定不變，不存在注不進的現象，說明解堵效果顯著且穩定性好。

圖5 D163-X井2021年注水曲線

5 結論

1)通過對井底返排物成分分析可知，返排液中除含有大量的聚合物以及一些烴類物質外，還含有一些瀝青質，這些物質是引起注聚井增壓欠注的主要因素：聚合物的注入引起局部的油藏溫降最終使得蠟質、瀝青質等從原油中析出，并與聚合物互相裹夾形成難溶性油垢，與吸附于地層表面的聚合物一起，共同導致注水井壓力的升高，引起欠注問題。

3)針對長8油藏注聚井高壓欠注的現狀，通過對解堵配方的巖心溶蝕能力、二價鐵離子穩定性、黏土穩定性和解堵性能的室內評價，確定最終的解堵配方為：4%有機復合酸+2%表面活性劑+1.5%聚合物解堵劑+2%黏土穩定劑+1.5%緩蝕劑+1%鐵離子穩定劑。

4)通過施工工藝的優化，設計了適用于姬塬油田長8儲層注聚井的解堵體系和工藝，現場應用中取得了良好的效果，為姬塬油田長8儲層注水井降壓增注提供了借鑒。