彭陽侏羅系油井堵塞機理及小型解堵措施評價

張秉偉，屈英豪，王定軍，王亞濤，胡天寶

（中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽 745000）

1 選題依據

1.1 侏羅系油井堵塞矛盾突出

彭陽作業區開發管理區塊5個，其中侏羅系區塊3個，產量占比76%；三疊系2個，產量占比24%。堵塞井以侏羅系油井為主，占比94%以上。歷年平均堵塞7.6井次，且逐年呈上升趨勢，2019年堵塞15口井，影響油量18.8t，地層堵塞已成制約油藏穩產的主要因素。

1.2 油井堵塞特征

①突降：液量短時間內突降，含水穩定，典型井M1三天內液量13.7↓3.2m3；②周期性：堵塞呈周期性，典型井M1投產以來累計堵塞7次，且堵塞周期逐漸縮短，其中2019年堵塞3次；③可恢復：經過措施改造產量可快速恢復，典型井M1歷次壓裂、洗井擠注等措施均有效，產量恢復至堵塞之前水平。

2 堵塞機理認識

通過分析堵塞特征，結合治理經驗及效果，總結出彭陽侏羅系油井堵塞原因主要有三類：一是微粒運移引起的地層內部堵塞；二是蠟質、膠質、瀝青在近井地帶堵塞；三是射孔段附近垢堵，小型解堵工藝對后兩類堵塞具有明顯適應性。

2.1 微粒運移堵塞滲流通道

長沖程、大沖次，采液強度偏大的油井，由于放大生產壓差，引起地層內部微粒運移，在孔隙表面沉積，造成地層滲透率下降，此類油井小型解堵措施無效，壓裂后見效。

2.2 有機沉淀堵塞滲流通道

集中在Y2區，原油成分化驗分析輕質油組分含量20%，含蠟量在40%以上，油中膠質+瀝青質質量分數不到5%；蠟樣成分化驗分析硬蠟含量達到了60%以上（表1），硬蠟組分中飽和烷烴碳數在C24～C35含量最高（圖1）。由于原油結蠟凝固點高，部分蠟分子及膠質、瀝青質滯留滲流通道，導致地層堵塞。

表1 Y2區油樣、蠟樣分析結果統計表

圖1 M2井蠟樣中飽和烴的碳數分布譜圖

2.3 井筒結垢形成垢橋

通過垢樣分析，成分以CaCO3為主，含有少量因腐蝕產生的鐵氧化物，占比92%以上。

根據彭陽采出水水質六項物性監測報告，彭陽侏羅系水樣中富含分析認為當流體由高壓地層流向壓力較低的井筒時，CO2分壓下降，CaCO3溶解度下降，造成近井地帶結垢。

表2 彭陽水質六項物性監測報告

3 小型解堵工藝原理及效果

3.1 洗井原理

按照通井處理井筒、活性水洗井、擠注活性水/清蠟劑“三步走”工藝技術原理，達到清潔井筒及改善射孔段附近滲流通道的目的。第一步處理井筒。作業前必須實施通井甚至磨鉆作業，確保井筒處理干凈，避免后續工序中臟物進入地層；第二步活性水洗井。利用配制一種密度小于水的洗井液，對油井進行沖洗，利用洗井液與油井內部結構的反應，實現對油井清潔疏通、改善油井狀態的目的；同時活性水易起泡，在井底形成負壓差，易于助排；第三步擠注活性水/清蠟劑，進一步溶蝕、反應、擠壓近井地帶堵塞物，達到改善射孔段附近滲流通道的目的。

3.2 現場應用效果

2018年以來，通過不斷摸索，逐漸形成以“低密度活性水通洗井”+“擠注活性水/清蠟劑”為主的小型解堵工藝，累計實施22井次，有效16井次，有效率72.7%，累計增油3 312t。

3.3 工藝施工參數研究

3.3.1 洗井方式及排量

洗井方式分為正洗、反洗2種方式，油井一般采用反洗的方式。正洗的液流速度為0.3～0.6m/s，反洗可達到1.5～2m/s，后者為前者的3倍。因此，它能帶起較大較重的臟物。

為保證將井底物帶出地面的水力條件是：

式中Vt為洗井液返回地面上升速度；Vd為井底臟物在靜止洗井液中的自由下沉速度；由（1）式得到保證臟物返回地面最小速度：

洗井時所需的最低流量：

式中AF為洗井液上返過流面積。

在洗井管柱尺寸一定情況下，返過流面積為0.003m2，臟物在靜止洗井液中的速度0.4m/s；由（3）可計算地面泵最小流量Qmin為13m3/h。

3.3.2 活性水的配方及性能研究

①表面活性劑及濃度選擇。表面活性劑易形成泡沫溶液，由于泡沫式氣液分散系統，密度低，重量小，壓力非常小，且泡沫有一定的黏滯性，黏度相對原液提高30%～50%，可連續流動，對水、油、砂石有攜帶作用。洗井過程中按照0.1%（1 000×10-6）的濃度加入表面活性劑OP-10；②表面活性劑及濃度選擇。砂巖儲層常常因為顆粒間相互排斥使黏土分散發生遷移，使儲層滲透率明顯下降。常用1%～3%鹽溶液作為穩定劑，因為K+能防止水的侵入，阻止黏土膨脹。洗井過程中按照0.1%（1 000×10-6）的濃度加入黏土穩定劑WN-200；③表面活性劑及濃度選擇。彭陽侏羅系生產層位主要有Y7、Y8、Y9，采出水主要是CaCl2和NaHCO3型。井下結垢出現在射孔段附近、管柱的眼管和泵體附近等處，為防止洗井液與地層水的水型不配伍導致地層結垢，洗井過程中按照0.1%（1 000×10-6）的濃度加入阻垢劑ZG-108；④表面活性劑及濃度選擇。根據彭陽油井高含硫化氫的現狀，防止在放噴過程中產生硫化氫氣體，在洗井液中按照0.2%（2 000×10-6）的濃度加入硫化氫抑制劑。

3.3.3 擠注方量及壓力研究

①擠注方量：增油量與擠注方量并無直接關系，結合散點圖及統計措施效果，最小擠注量要求如下：清蠟劑≥3m3；活性水≥12m3（圖2）；②擠注壓降：結合散點圖（圖3）及統計措施效果，最大工作壓力與最小工作壓力之差＞4MPa以上油井有效果，壓降越高，效果越明顯3。

圖2 日增油量與擠注方量散點圖

3.4 地質選井條件研究

3.4.1 孔隙度相關性研究

理論上分析，孔隙度越高，儲存油氣及流動性越好，洗井效果越好。從日增油量與孔隙度曲線看，孔隙度越高，增油效果較好（圖4）；從散點圖看出：當孔隙度大于12.8%時，增油效果與孔隙度基本為正相關的關系（圖5）。

圖3 日增油量與壓降散點圖

圖4 日增油量與孔隙度曲線

圖5 日增油量與孔隙度散點圖

3.4.2 孔隙度相關性研究

小型解堵工藝雖然不能改變儲層的絕對滲透率，但其能夠疏通近井地帶的堵塞程度，降低表皮系數，致使相對滲透率增大，油井產量增加。從統計圖上明顯看出：滲透率越高、增油效果較好（圖6～圖7）。

圖6 日增油量與滲透率散點圖

圖7 日增油量與滲透率曲線

3.4.3 壓力保持水平與增油效果相關性研究

油井的供液能力與其地層壓力保持水平息息相關。通過洗井后的生產情況分析，地層壓力保持在82%以上的油井，洗井效果較好（圖8）；同時，壓力保持水平與洗井有效期基本呈正相關性關系（圖9）。

圖8 日增油量與空隙度曲線

圖9 壓力保持水平與有效天數曲線

4 結論及認識

①彭陽侏羅系油井堵塞受地層內部微粒運移，蠟質、膠質、瀝青在近井地帶堵塞，射孔段附近垢堵三方面因素主導；②2018年以來，通過不斷摸索，逐漸形成以“低密度活性水通洗井”+“擠注活性水/清蠟劑”為主的小型解堵工藝，在彭陽侏羅系有較好的適應性；③通過對近兩年實施井數進行分析認識，總結出小型解堵措施地質選井條件及工藝施工參數，在同類油藏中具有推廣意義。