宋吉鋒, 梁玉凱, 程利民, 周玉霞, 李彥闖

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司， 廣東 湛江 524057)

海上疏松砂巖儲層泥質(zhì)含量較高，見水后多伴隨微粒運(yùn)移傷害堵塞油流通道，造成油井產(chǎn)量下降。酸化解堵作為該傷害常用解除手段，廣泛應(yīng)用各油田[1-3]。但由于海上砂巖膠結(jié)疏松，酸液濃度較強(qiáng)易導(dǎo)致儲層骨架受損出砂，進(jìn)一步造成產(chǎn)能下降。南海西部Z油組為典型疏松油藏，在生產(chǎn)井多為裸眼篩管完井，見水后產(chǎn)能不斷下降。針對上述問題，總結(jié)分析以往該油組酸化解堵不足，根據(jù)儲層物性特征優(yōu)化出一套沖洗解堵液體系，現(xiàn)場應(yīng)用5井次，增油效果顯著。

1 儲層特征及傷害機(jī)理

南海西部Z油組為疏松砂巖油藏，油藏厚度18 m，測井解釋儲層物性較好，平均孔隙度18.0%～36.2%，平均滲透率6.5 0mD～19 001.50 mD，為中-高孔、中-高滲儲層。該油組油井多為星孔篩管防砂完井，投產(chǎn)初期生產(chǎn)平穩(wěn)，單井最高產(chǎn)量達(dá)到200 m3/d，2012年該油組見水后生產(chǎn)井產(chǎn)液量、井底流壓持續(xù)下降，結(jié)合該油組儲層物性及生產(chǎn)動態(tài)分析產(chǎn)能下降原因如下：

1)微粒運(yùn)移。該油組巖性為泥質(zhì)粉細(xì)砂巖，泥質(zhì)含量高達(dá)10%～24%，粘土礦物以高嶺石、伊/蒙混層為主，存在弱速敏、中等偏強(qiáng)水敏，隨著油層見水、油井生產(chǎn)壓差變大，導(dǎo)致粘土水化膨脹、分散，形成微粒堵塞油流通道。

2)油泥堵塞。該油組原油性質(zhì)相對較稠，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高，油井低產(chǎn)情況下與泥砂混合后在篩管、井筒形成油泥，加劇油流通帶堵塞，具體油品數(shù)據(jù)見表1。

表1 Z油組原油性質(zhì)

2 前期酸化解堵分析

2.1 解堵液體系

為解除Z油組由于微粒運(yùn)移造成產(chǎn)能下降問題，該油組前期嘗試采用酸化解堵方式解除污染。解堵液選擇廣泛應(yīng)用于酸化解堵作業(yè)的多氫酸體系[4]，該體系通過緩慢釋放H+，使得酸液pH保持在相對穩(wěn)定狀態(tài)，能夠持續(xù)與地層深處礦物進(jìn)行反應(yīng)。其基本配方為：3%HCl+2%多氫酸MF+6%多氫酸MH+2%緩蝕劑+1%鐵穩(wěn)定劑+1%粘土穩(wěn)定劑+1%破乳劑+1%助排劑 +2%互溶劑+淡水。

2.2 解堵液應(yīng)用分析

該體系在Z油組生產(chǎn)井共進(jìn)行2井次解堵作業(yè)，解堵半徑0.7～1.2 m，解堵初期有效解除污染，產(chǎn)油量上升，具體數(shù)據(jù)見表2。

表2 Z油組解堵效果表

解堵后2口井僅穩(wěn)定生產(chǎn)7 d，產(chǎn)量逐漸恢復(fù)到解堵前，解堵作業(yè)失敗。這主要是因為多氫酸在有效解除污染同時，由于酸蝕能力過強(qiáng)，導(dǎo)致儲層部分骨架受損及粘土礦物脫落堆積，堵塞孔喉造成解堵有效期短。多氫酸巖屑溶蝕實驗結(jié)果見表3、圖1。

表3 多氫酸巖屑溶蝕實驗結(jié)果

3 沖洗解堵液研究

3.1 研究思路

針對多氫酸酸蝕作用較強(qiáng)導(dǎo)致疏松砂巖骨架受損的不足，采用弱酸螯合劑進(jìn)行替代，同時優(yōu)選配套粘土穩(wěn)定劑、緩蝕劑，構(gòu)成一套沖洗解堵液體系，并對其配伍性及綜合儲保性能進(jìn)行評價。

3.2 酸性螯合劑優(yōu)選

弱酸螯合劑HTA在水中能夠釋放H+，對鈣質(zhì)等膠結(jié)物具有一定溶蝕作用，并且自身基團(tuán)能夠螯合Ca2+、Mg2+，避免產(chǎn)生成垢離子二次反應(yīng)造成地層堵塞[5]。HTA的酸性與濃度有關(guān)，采用儲層巖屑考察不同濃度HTA的溶蝕作用，結(jié)果見表4。

表4 HTA巖屑溶蝕實驗結(jié)果

由表4可知，隨著HTA濃度的增加，24 h溶蝕率由4.26%上升到6.29%，并且隨時間延長溶蝕率變化不大。相比多氫酸6 h溶蝕率20%，溶蝕率大大降低，僅對部分可溶性膠結(jié)物反應(yīng)，保證儲層骨架完整性。

3.3 粘土穩(wěn)定劑優(yōu)選

粘土穩(wěn)定劑能有效地吸附在粘土表面，防止水敏性礦物水化膨脹及分散運(yùn)移而對油氣層造成的傷害[6-8]。采用巖心粉對市售7種不同種類粘土穩(wěn)定劑進(jìn)行篩選，具體過程參照SY/T5971-94《注水用粘土穩(wěn)定劑性能評價方法》，結(jié)果見表5。

表5 粘土穩(wěn)定劑評價結(jié)果

由表5可知，隨著粘土穩(wěn)定劑濃度的增加，防膨率逐漸升高，當(dāng)達(dá)到一定濃度時，防膨率基本不再變化，其中QT-1防膨率要優(yōu)于其他添加劑，2%濃度時防膨率達(dá)到88%超過中海油標(biāo)準(zhǔn)85%要求。

3.4 緩蝕劑優(yōu)選

為避免沖洗過程沖洗液對井下管材造成腐蝕，優(yōu)選了季銨鹽類緩蝕劑HSJ。實驗測得90 ℃條件下，1.5%酸性螯合劑HTA中加入1%HSJ，HTA對N80油管鋼片的平均腐蝕速率為0.986 9 g/(m2·h)，符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5405-1996中一級品的要求。

優(yōu)選形成沖洗解堵液配方為：1 m3過濾海水+1.5%酸性螯合劑HTA+2%粘土穩(wěn)定劑QT-1+1%緩蝕劑HSJ。

3.5 配伍性評價

采用Z油組地層水與沖洗解堵液不同比例混合，在90 ℃(儲層溫度)、常壓、密閉條件下歷時12 h，觀察實驗前后溶液的變化情況。結(jié)果溶液無色透明、無分層、無沉淀，表明沖洗解堵液與地層水配伍性好。

3.6 綜合儲保性能評價

采用Z油組巖心對沖洗解堵液綜合儲保能力進(jìn)行評價，評價方法參照SY/T6540-2002《鉆井液完井液損害儲層室內(nèi)評價方法》，具體步驟：1) 地層水飽和后，煤油測原始滲透率；2) 反驅(qū)5PV沖洗解堵液，80 ℃反應(yīng)6 h；3) 煤油測修井液侵入后滲透率結(jié)果見表6。

表6 沖洗解堵液儲層保護(hù)實驗結(jié)果

由表6實驗數(shù)據(jù)可知，優(yōu)選的沖洗解堵液巖心滲透率恢復(fù)值超過90%，具有良好的儲層保護(hù)性能。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

4.1 沖洗解堵效果

2016年5月～8月，沖洗解堵液在Z油組5口生產(chǎn)井應(yīng)用。利用平臺泥漿泵采用梯度增壓方式，不動管柱正擠沖洗解堵液200 m3，泵注壓力控制小于12 MPa。以BX-2井沖洗解堵過程為例，控制泵沖4.29 L/min～11.44 L/min，期間泵壓4.14 MPa～5.52 MPa。

沖洗解堵后，除BX-4井未增油外其他4井日增油30～50 m3，日累增油117 m3，目前已累增油1萬余m3。其中BX-2井解堵后生產(chǎn)壓差降低0.6 MPa，解堵后產(chǎn)能提高6倍。具體應(yīng)用效果見表7。

表7 BX-2沖洗解堵效果

4.2 推廣應(yīng)用價值

該沖洗解堵技術(shù)適用于疏松砂巖微粒運(yùn)移導(dǎo)致篩管、近井地帶堵塞傷害解除，與常規(guī)酸化解堵相比，操作簡便、時間短，規(guī)避了酸化后進(jìn)一步加劇微粒運(yùn)移風(fēng)險，且降低作業(yè)費用約100余萬元，對本油田及本區(qū)塊類似油田解堵增產(chǎn)，具有很好的借鑒和指導(dǎo)意義。

5 結(jié)論

1)疏松砂巖見水后易造成微粒運(yùn)移傷害，常規(guī)酸化解堵酸液溶蝕性強(qiáng)易破壞儲層骨架造成解堵失敗。

2)優(yōu)選酸性螯合劑形成一套沖洗解堵液體系，室內(nèi)巖心傷害滲透率恢復(fù)值達(dá)90%；

3)沖洗解堵液現(xiàn)場應(yīng)用5井次，日增油117 m3，累計增油1萬余m3，對于類似儲層解堵增油具有推廣應(yīng)用價值。