注水井疏水降壓增注液體系的研究與應(yīng)用

樊慶緣 蔣文學(xué) 武 龍

1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室

注水井疏水降壓增注液體系的研究與應(yīng)用

樊慶緣1,2蔣文學(xué)1,2武 龍1

1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室

為解決長慶油田Y19區(qū)塊注水井普遍存在的長期高壓欠注和措施有效期短的問題，通過開展巖石礦物成分、儲(chǔ)層敏感性、地層流體與注入水的配伍性等分析實(shí)驗(yàn)，找出了引起注水井高壓欠注的主要因素，分別是儲(chǔ)層敏感性、注入水引起的潤濕反轉(zhuǎn)及化學(xué)結(jié)垢堵塞。對此，室內(nèi)研發(fā)出一套由低傷害酸液、硫酸鹽垢解除劑、納米疏水材料段塞組成的疏水降壓增注液體系。該體系能夠有效解除化學(xué)結(jié)垢堵塞，改善巖石表面潤濕性，降低水驅(qū)毛管阻力，從根本上解決了引起注水井高壓欠注的主要矛盾。已完成的2口現(xiàn)場試驗(yàn)井均達(dá)到配注要求，且注入壓力下降均超過2 MPa，累計(jì)增注8 077 m3，較常規(guī)措施有效期延長4個(gè)月以上，取得了較好的應(yīng)用效果，同時(shí)也為低滲透油田降壓增注作業(yè)提供了一種有效的技術(shù)手段。

疏水降壓增注 低傷害酸液 硫酸鹽垢解除劑 納米疏水材料 高壓欠注井

長慶油田低滲透油藏普遍采用注水開發(fā)方式，但因油藏自身地質(zhì)特點(diǎn)[1]以及注入水配伍性等多方面影響，注水井注入壓力總體上呈現(xiàn)逐年上升的趨勢[2-3]。同時(shí)，部分新建產(chǎn)區(qū)塊初期注水壓力高，且上升快，無法達(dá)到有效配注，導(dǎo)致注水井出現(xiàn)長期欠注和注不進(jìn)現(xiàn)象，地層壓力逐年下降，進(jìn)而嚴(yán)重影響單井產(chǎn)量和采收率。其中，較為典型的Y19區(qū)長9儲(chǔ)層，孔隙度8.9%，滲透率0.39×10-3μm2，埋深2 569 m。自建產(chǎn)以來，90%以上注水井存在注不夠或注不進(jìn)的問題，平均單井配注量32 m3，實(shí)際日注水量僅15 m3，超過85%的注水井注入壓力接近管網(wǎng)限壓。長期高壓欠注不僅給地面注水系統(tǒng)造成很大壓力，同時(shí)地層壓力保持水平僅為53.4%，單井產(chǎn)量大幅下降，已采取的高能氣體壓裂、小型水力壓裂、酸化等措施降壓增注效果差，有效期均不足3個(gè)月。

1 注水井高壓欠注原因分析

1.1儲(chǔ)層敏感性

表1為儲(chǔ)層巖石水敏實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。從表1可知，Y19區(qū)長9儲(chǔ)層表現(xiàn)為中偏強(qiáng)水敏，中偏弱速敏。巖礦成分分析結(jié)果顯示，引起黏土膨脹的礦物(蒙脫石、伊利石)質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)6%。

表1 儲(chǔ)層巖石水敏實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table1 Watersensitivitytestdataofreservoirrock井號(hào)巖心號(hào)長度/cm直徑/cm空氣滲透率/10-3μm2孔隙度/%傷害率/%傷害程度Y1944．4562．54415．5716．8056．23水敏中偏強(qiáng)Y1954．2562．54214．7815．5632．45速敏中偏弱

室內(nèi)水驅(qū)測試表明，水敏性指數(shù)達(dá)到56.2%，水敏傷害嚴(yán)重。分析認(rèn)為水敏傷害是引起注水高壓的主要因素之一。

1.2注入水引起潤濕性改變

采用k100表/界面張力儀測試了在注入水潤濕狀態(tài)下巖心潤濕性的變化。實(shí)驗(yàn)巖心為Y196巖心，實(shí)驗(yàn)用注入水為Y19注水站水樣，地層水取自Y298井，進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)(120天)，結(jié)果見圖1。

從圖1可知，儲(chǔ)層巖石總體表現(xiàn)為親水性，接觸角在120天內(nèi)總體呈降低趨勢，毛管阻力增加，且注入水引起的變化更加明顯。因此，隨著注水時(shí)間增長，接觸角緩慢降低，會(huì)使?jié)櫇裥跃徛l(fā)生改變，認(rèn)為長期注水引起潤濕性緩慢發(fā)生改變是導(dǎo)致注水壓力上升的主要因素之一。

1.3礦物溶度積變化結(jié)垢堵塞

JHDG地層動(dòng)態(tài)結(jié)垢試驗(yàn)儀測試表明(見表3)，隨著注水量增加，結(jié)垢量增多導(dǎo)致地層堵塞，是引起高壓欠注的主要因素之一。

2 疏水降壓增注液體系研究

針對引起Y19區(qū)高壓欠注的主要因素，室內(nèi)開發(fā)出一套適合于Y19區(qū)的降壓增注工作液體系，該體系由低傷害酸液、硫酸鹽垢解除劑和納米疏水材料段塞組成。通過低傷害酸液和硫酸鹽垢解除劑清除地層近井地帶硫酸鹽垢和碳酸鹽垢，納米疏水材料段塞內(nèi)的納米材料通過吸附在水驅(qū)通道巖石表面，改變巖石表面潤濕性降低毛管驅(qū)替壓力，達(dá)到降壓增注的目的。

表2 注入水與地層水礦化度分析結(jié)果Table2 Mineralizationdegreeanalysisresultsofinjectedwaterandformationwaterρ/(mg·L-1)Cl-SO2-4HCO-3Na+K+Mg2+Ca2+Sr2+Ba2+礦化度Y19注水站1059．11932．4103．21321．18．081．3290．49．318．82872．2Y298井地層17832．4136．1144．26191．635．783．44409．8447．4166．629447．5

表3 注入水和地層水的配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table3 Compatibilityresultsofinjectedwaterandformationwater水樣碳酸鈣垢趨勢硫酸鈣垢趨勢硫酸鋇鍶垢趨勢SI值預(yù)測結(jié)果SI值預(yù)測結(jié)果SI值預(yù)測結(jié)果地層水3．353有0．343有1．021有注入水1．538有地層水∶注入水2∶14．128有0．277有1．974．有1∶16．374有0．658有2．615有1∶24．101有0．463有2．338有

2.1低傷害酸液

經(jīng)室內(nèi)研究確定了低傷害酸液配方為：6%(w)鹽酸+13%(w)有機(jī)酸+4%(w)含氟化合物+0.5%(w)緩蝕劑+0.5%(w)助排劑+0.1%(w)破乳劑+1%(w)互溶劑。

該酸液在高pH值環(huán)境下，具有較強(qiáng)抑制氟化物沉淀的能力，可降低二次沉淀對儲(chǔ)層傷害的風(fēng)險(xiǎn)，且具有良好的破乳、緩蝕、助排性能與較高的巖心溶蝕率。溶蝕率測試結(jié)果見表4。

表4 酸液體系溶蝕性能結(jié)果Table4 Dissolutionpropertyofacidfluidsystem區(qū)塊溫度/℃不同時(shí)間下的溶蝕率/%0．5h1h2h4hY19區(qū)8515．2822．4728．8334．87

從表4可知，在85 ℃、2 h條件下，Y19區(qū)塊的酸液對巖心的溶蝕率為28.83%。隨著時(shí)間的增加，酸液體系對巖心的溶蝕率明顯提高。說明了酸液與巖心反應(yīng)時(shí)存在緩速效應(yīng)，可以使酸液在儲(chǔ)層內(nèi)作用距離更遠(yuǎn)。

巖心流動(dòng)效果評價(jià)實(shí)驗(yàn)是在室內(nèi)采用高溫高壓巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀，通過巖心靜態(tài)傷害實(shí)驗(yàn)進(jìn)一步評價(jià)低傷害酸液液體系對研究儲(chǔ)層的適應(yīng)性。實(shí)驗(yàn)用巖心為Y19區(qū)塊長9層巖心，實(shí)驗(yàn)溫度為85 ℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可得出，該酸液對研究區(qū)巖心傷害率為-15.8%。表明酸液進(jìn)入巖心后，儲(chǔ)層滲透率得到明顯改善，無二次沉淀傷害，對儲(chǔ)層有較好的適應(yīng)性。

2.2硫酸鹽垢解除劑

室內(nèi)確定硫酸鹽垢解除劑配方為：30%(w)多元螯合劑+5%(w)滲透劑+7%(w)溶垢劑。

取經(jīng)過處理(除碳酸鹽垢、無機(jī)鹽和有機(jī)質(zhì))的現(xiàn)場垢樣，室內(nèi)用硫酸鹽垢解除劑進(jìn)行了溶垢測試實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見圖3。

從圖3可知，硫酸鹽垢解除劑對硫酸鈣垢、硫酸鋇垢和硫酸鍶垢的溶垢率分別為83.5%、17.8%和25.0%。

2.3納米疏水材料

2.3.1納米疏水材料機(jī)理

利用強(qiáng)吸附超疏水材料吸附在地層微孔道表面，形成納米吸附層，使孔壁表面變?yōu)閺?qiáng)疏水性[6]，不但能較大幅度地降低高壓下水的流動(dòng)阻力，使巖石表面松散的弱吸附水易于被驅(qū)替出來，水膜變薄，從而有效擴(kuò)大滲流孔徑，提高地層孔隙喉道的有效體積。而且納米微粒包覆在黏土表面，能夠阻止注入水的浸入，起到防止黏土膨脹的作用，從而達(dá)到降壓增注的目的。

2.3.2納米疏水材料段塞配方及性能評價(jià)

室內(nèi)研究確定了適合于Y19區(qū)的納米疏水材料段塞配方為：22%(w)疏水降壓增注劑+5%(w)吸附劑+5%(w)滲透劑。

將Y19區(qū)巖心制片，經(jīng)柴油、納米疏水材料段塞分別處理后，緩慢滴下注入水，在高分辨率的測角儀中測試接觸角形態(tài)，并計(jì)算其接觸角，結(jié)果見表5。由表5可知，水滴在納米疏水材料吸附的巖樣表面的接觸角明顯高于空白巖樣，且經(jīng)過疏水材料處理后的巖樣表面已經(jīng)轉(zhuǎn)為明顯的疏水性。

表5 水滴在巖心表面的接觸角測試分析結(jié)果Table5 Contactanglemeasurementofwaterdropsonthecoresurface純巖心純柴油處理后疏水材料處理后接觸角/(°)3174141

采用高溫高壓巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀進(jìn)行驅(qū)替試驗(yàn)，結(jié)果見圖4。

從圖4可看出，正向驅(qū)低傷害液酸液體系后地層水測試顯示滲透率有一定上升，繼續(xù)注入驅(qū)替納米疏水材料段塞后，滲透率提高了113%，表明納米疏水材料段塞具有明顯的降阻效果，基質(zhì)的吸水能力得以改善，同時(shí)說明低傷害酸液體系有助于納米疏水材料段塞在巖心孔道壁內(nèi)的吸附，體系適應(yīng)性較好。

3 疏水降壓增注液工藝參數(shù)設(shè)計(jì)

疏水降壓增注液體系是采用復(fù)合段塞注入方式，通過控制施工排量，在低于地層破裂壓力的條件下，依次注入低傷害酸液、硫酸鹽垢解除劑和納米疏水材料段塞。

根據(jù)徑向均勻擴(kuò)散原理，注入強(qiáng)度由式(1)確定：

(1)

式中：Vb2為工作液用量，m3/m；φ為原儲(chǔ)層巖石孔隙度，%；rd3為實(shí)際驅(qū)替半徑；rw為井眼半徑，m；ξ2為流動(dòng)孔隙系數(shù)。

按照Y19區(qū)塊平均孔隙度為14.9%，欲處理結(jié)垢污染半徑為5 m，流動(dòng)孔隙系數(shù)為0.4計(jì)算，確定工作液用量為3.5～4.0 m3/m，若儲(chǔ)層厚度為20 m，處理工作液量應(yīng)為70～80 m3。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

采用疏水降壓增注液體系在Y19區(qū)進(jìn)行了2口井現(xiàn)場試驗(yàn)，采取措施后均達(dá)到配注要求，平均日增注17.5 m3，平均注水壓力下降2.4 MPa，平均有效期230天，且持續(xù)有效，較常規(guī)措施有效期延長5個(gè)月以上，取得了較好的降壓增注效果(見表6)。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1) 通過室內(nèi)分析研究，明確了引起Y19區(qū)高壓欠注的3個(gè)主要因素是：儲(chǔ)層水敏引起的黏土礦物膨脹運(yùn)移、注入水對巖石潤濕性改變引起毛管阻力上升和化學(xué)結(jié)垢堵塞水驅(qū)通道。

表6 疏水降壓增注試驗(yàn)井效果統(tǒng)計(jì)表Table6 Effectstatisticsoftestwellswithhydrophobicreducing?pressureandincreasing?injectionliquidsystem井號(hào)層位措施前措施后1個(gè)月目前(近8個(gè)月)井口油壓/MPa日注量/m3配注 實(shí)注井口油壓/MPa日注量/m3配注 實(shí)注井口油壓/MPa日注量/m3配注 實(shí)注生產(chǎn)天數(shù)/天有效天數(shù)/天日增注/m3累計(jì)增注/m3Y299長919．840 2116．540 4017．740 40239239194541Y303長919．530 1416．030 3016．830 30221221163536平均19．735 17．516．335 3517．335 3523023017．54039

(2) 室內(nèi)研發(fā)出一套適合于Y19區(qū)的降壓增注工作液體系，由低傷害酸液、硫酸鹽垢解除劑和納米疏水材料段塞組成。該體系具有良好的儲(chǔ)層適應(yīng)性，能夠有效解除碳酸鹽垢和硫酸鹽垢，儲(chǔ)層巖心傷害率為-15.8%，水驅(qū)基質(zhì)滲透率提高113%，巖石表面潤濕性明顯改善。

(3) 疏水降壓增注液體系在Y19區(qū)開展了2口井現(xiàn)場試驗(yàn)，均達(dá)到配注要求，平均日增注17.5 m3，平均注水壓力下降2.4 MPa，有效期均超過220天，且持續(xù)有效，取得了較好的應(yīng)用效果。

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Researchandapplicationofhydrophobicreducingpressureandincreasinginjectionliquidsystemofinjectionwell

FanQingyuan1,2,JiangWenxue1,2,WuLong1

1.CCDCDrilling&ProductionTechnologyResearchInstitute,Xi’an,Shaanxi,China; 2.NationalEngineeringLaboratoryofLow-PermeabilityOil&GasFieldsExplorationandDevelopment,Xi’an,Shaanxi,China

In order to solve the problems of insufficient water of injection wells with long-term high pressure and short validity period in Changqing Oilfield Y19 block, the lab analysis tests of rock mineral composition, reservoir sensitivity, compatibility of formation fluid and water injection were carried out. The main factors causing insufficient water of injection wells with high pressure were found, these were wettability reversal, fouling blocking and sensitivity of reservoir. In this regard, a set of hydrophobic antihypertensive liquid system consisting of low harm acid liquid, sulfate scale release agent, hydrophobic nanomaterial slug was developed in laboratory. The liquid system could effectively remove chemical fouling blocking, improve the wettability of rock surface and reduce water flooding capillary resistance.Thus the main contradiction caused by insufficient water injection under high pressure of injection wells was fundamentally solved. Two wells completed field test both reach the injection distribution requirements, the injection pressure drop was over 2 MPa, the total increasing injection amount was 8 077 m3, and the period of validity extended more than 4 months compared with conventional measure. The application has achieved a good effect, and provided effective technical means for reducing pressure and increasing injection operation of low permeability oilfield.

hydrophobic reducing-pressure and increasing-injection liquid system， low harm acid liquid， sulfate scale release agent，hydrophobic nanometer material， insufficient water injection wells in high pressure

TE39

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.05.016

2017-01-22；編輯馮學(xué)軍

中國石油集團(tuán)川慶鉆探公司“長慶低滲透油田注水井用納米疏水降壓材料開發(fā)及應(yīng)用”(CQ2016B-23-1-4)。

樊慶緣(1984-)，工程師，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)石油與天然氣工程學(xué)院，研究生學(xué)歷(工學(xué)碩士)，現(xiàn)就職于中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，從事壓裂酸化技術(shù)研究工作。E-mailfqy_gcy@cnpc.com.cn