分子膜/混合有機酸復合解堵技術在姬塬油田欠注井的應用

王國丞 張道法 張進科 靳紀軍 茍利鵬 巨江濤

1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠；2.中國石油大學(華東)石油工程學院

姬塬油田位于鄂爾多斯沉積盆地，屬于典型的超低滲油藏，儲層非均質性強、物性差，開發難度大。注水開發是油田目前最有效、最經濟的開發手段，但是隨著油田持續大規模注水，一部分水井出現了注入壓力高、注水見效慢、注采失衡等問題［1］，嚴重者甚至導致油井產量下降，地層壓力保持水平下降，直接威脅到油田穩產。造成這種問題的主要原因是地層特性、配伍性和注入體系等導致的地層堵塞，如無機垢堵塞、有機垢堵塞、水鎖和賈敏效應等［2-3］。此外，隨著技術的發展，開發手段更加豐富，聚合物驅、凝膠調剖等技術在油田應用日益廣泛，但也帶來新的堵塞問題，如聚合物堵塞和凝膠堵塞。通過對欠注井堵塞垢樣進行分析研究，將堵塞物分為：無機垢堵塞、黏土顆粒堵塞、有機質堵塞、凝膠堵塞、聚合物堵塞和水鎖等。分子膜/混合有機酸復合解堵技術利用混合有機酸處理儲層有機垢、無機垢、膠質等污染，利用新型分子膜活性水對儲層進行深層次改造，有效解除了地層堵塞，實現注水井降壓增注的目的。

1 儲層物性和堵塞物分析

姬塬油田為多層系油藏疊合發育，多層位同時開采，其中主力儲層為侏羅系的延8、延9、延10 層位和三疊系的長2、長4+5、長6、長8 層位等，油藏屬于典型的低孔、低滲油藏，以長6 和長8 儲層為例，長6 儲層平均孔隙度為9.39%、平均滲透率為0.44×10?3μm2；長8 儲層平均孔隙度為7.1%、平均滲透率為0.39×10?3μm2。油藏巖性為細-中粒巖屑長石、長石巖屑砂巖，主要成分為石英、長石、巖屑和填隙物，油層孔隙內充填黏土礦物成分主要為伊利石(質量分數為77.7%)，其次為綠泥石(質量分數為2.5%)。從黏土礦物類型看，伊利石含量高，表面積大，因而儲層中微孔隙發育，具有對流體很大的吸附性，致使儲層具有較高的束縛水飽和度。同時，由于孔隙間呈纖維狀、毛發狀分布，外來流體超過臨界速度會引起破碎、移動，并堵塞孔喉，引起導流能力下降。綠泥石含量較高，這種水化的鋁硅酸鹽，含有較多的鐵(Fe)和鎂(Mg)，該種礦物遇酸會引起鐵離子溶解、分離，產生沉淀，堵塞孔喉［4-5］。

運用掃描電鏡SEM 和X 射線衍射XRD 對垢樣進行分析，主要成分為CaCO3和CaSO4，并混有少量的銹蝕鐵氧化物、鋁硅酸鹽和鎂化合物。此外，垢樣中含有瀝青質、膠質以及聚合物。

2 解堵機理和解堵劑配方

2.1 解堵機理

2.1.1 分子膜改善巖石潤濕性

分子膜增注技術是基于分子膜驅油技術形成的新型增注技術，主要針對低滲、特低滲油藏，其主要原理是向儲層注入帶正電的分子膜增注劑，這種增注劑能夠吸附于帶負電荷的巖石表面，在巖石孔道表面形成一層納米級的分子沉積膜，迫使原孔道表面的水膜剝離，將巖石由親水性變為疏水性，提高水相滲透率，有效解除水鎖，改善儲層孔隙度和吸水能力，從而達到降壓增注的效果［6-8］。此外，由于分子膜的存在，能夠阻擋注入水與孔隙表面的接觸，避免黏土顆粒運移和膨脹，阻礙Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等垢的形成，有效預防二次結垢。

2.1.2 混合有機酸溶解堵塞物

混合有機酸是目前針對中-強酸敏儲層應用較多的解堵技術，將有機溶劑、有機酸和表面活性劑等復配，通過多種試劑的協同作用，實現對無機垢、有機垢、膠質、瀝青質和蠟質等多種垢堵的溶解。

常規的土酸酸化技術緩速性差、處理半徑小、有效期短、易產生二次沉淀，對于中-強酸敏儲層，往往無法滿足注水需求［9］。為此，研究了各式各樣的緩速酸體系，而混合有機酸解堵體系是緩速酸體系中效果較好、適用范圍廣且針對性強的一種解堵體系，其對儲層具有較好的溶蝕效果，處理半徑和有效期也遠遠大于土酸，且不產生二次沉淀［10-11］。

2.1.3 解聚劑溶解聚合物

聚合物驅目前已成為各大油田增產、穩產的重要手段，但隨著聚合物注入量的增加，相當一部分井出現了注入壓力升高、地層吸液量驟降，甚至注入壓力已接近或達到油層破裂壓力，造成套管損壞嚴重［12-13］，產生這種問題的根本原因是聚合物堵塞了儲層的孔隙。國內常見的解聚體系有醛類雙氧水、二氧化氯和過氧化物等體系，其主要機理是利用氧化劑釋放活性物質的強氧化性，氧化降解有機堵塞物高分子長鏈，達到降解有機堵塞物的目的［14］。

2.2 解堵劑配方

基于堵塞物分析和對各種堵塞物解堵機理的研究，開發出了以混合有機酸解堵體系、新型分子膜解堵體系、解聚劑體系為主劑，添加適量的緩蝕劑等助劑，按不同地質特性組合成的分子膜/混合有機酸復合解堵技術；混合有機酸解堵體系的主要成分是甲、乙、丙、丁(少量)有機酸、酮類、醛類、醇類有機溶劑、不飽和烯烴、陽離子小分子表面活性劑、氧化劑、分散滲透劑等化學添加劑；確定配方為：6%混合有機酸MOA-1+4%有機助溶劑OC-1+0.3%分子膜解堵劑MPR-1+3%表面活性分散劑SD-1+4%解聚劑DA-1+1%緩蝕劑HSJ-1+1%防膨劑FPJ-1。

3 性能評價

3.1 復合解堵劑基本性能

參照標準 Q/SY XJ0040—2001 《油田用酸化液性能評價方法》［15］，對復合解堵劑綜合性能進行評價，同時測定鹽酸體系(10%HCl+1%緩蝕劑HSJ-2+4%助排劑ZPJ-1+1%防膨劑FPJ-1)和土酸體系(8%HCl+2%HF+2%緩蝕劑HSJ-3+4%助排劑ZPJ-1+1%防膨劑FPJ-1)的性能作為對比，實驗溫度為60 ℃，測定結果見表1。

表1 復合解堵劑、鹽酸體系和土酸體系綜合性能評價Table 1 Comprehensive performance evaluation of composite blockage removal agent,hydrochloric acid system

由表1 可知，復合解堵劑相較于鹽酸體系和土酸體系具有腐蝕速率低、表/界面性能低的特點。由于復合解堵劑的解堵機理不同于鹽酸和土酸，pH 值接近中性，且反應過程中無酸渣產生，因此復合解堵劑不但有效避免了酸渣造成的地層堵塞，低界面活性更利于殘液返排，同時進一步降低了酸液對管線和地底設備的損害。

3.2 緩速性能

參照標準SY/T 5886—2012《緩速酸性能評價方法》［16］，測定60 ℃時復合解堵劑對姬塬油田巖心的溶蝕能力，結果如圖1 所示。10 min 時，復合解堵劑的溶蝕率為3%，而土酸酸液的溶蝕率接近20%；反應30 min 后，復合解堵劑的溶蝕率為5%，土酸酸液的溶蝕率基本達到最大值25%。隨著反應的進行，土酸的溶蝕率變化不大，而復合解堵劑的溶蝕率隨著時間不斷增加，且在4 h 時的溶蝕率僅接近12%。實驗結果表明，復合解堵劑具有明顯的緩速效果，能夠與砂巖緩慢的反應，有效增加解堵深度和解堵半徑。

圖1 60 ℃時復合解堵劑和土酸的溶蝕能力Fig.1 Dissolution capacity of composite blockage removal agent and earth acid at 60 ℃

3.3 溶垢效果

通過堵塞物分析，篩選出有針對性的5 口井，油井篩管取現場垢樣，分別編號為垢樣1～5，參照標準Q/SY 148—2007《油田集輸系統化學清垢劑技術要求》［17］，用失重法測定復合解堵劑和3.1 中所示的鹽酸體系、土酸體系對油田垢樣的溶解能力，并以溶垢率來評價溶垢效果［18］，實驗結果如表2、圖2所示。

表2 解堵體系對現場垢樣的溶垢效果Table 2 Dissolution effect of blockage removal system on field fouling samples

由表2 和圖2 可知，針對5 種現場垢樣，復合解堵劑溶解率有4 口井達到80%以上，1 口井為67.4%；而鹽酸體系和土酸體系的溶解率浮動很大，最大的井溶解率分別為80.4%和85.3%，最小的井溶解率僅為6.3%和5.2%。其主要原因在于地層配伍性、油品、地質情況和開發過程等不同，導致地層產生的堵塞物含量不同，鹽酸和土酸體系對無機垢、有機垢具有較好的清理效果，而對膠質、瀝青質和聚合物等的清理效果不強；復合解堵劑是利用多種試劑的協同作用解堵，適用范圍廣，可以滿足現場的解堵需求。

圖2 解堵體系對現場垢樣溶垢24 h 效果圖Fig.2 Dissolution effect of blockage removal system on field fouling samples after 24 h

3.4 解聚效果

準備姬塬油田使用的聚丙烯酰胺(分子量約2 500 萬)作為聚合物樣，將其配制成質量濃度為5 000 mg/L 的溶液，熟化30 min，用旋轉黏度計測量黏度；取30 mL 熟化好的聚合物樣，加入不同濃度的解聚劑，在60 ℃下，解聚24 h 后測定其黏度，并計算降黏率［19］，結果如圖3 所示。

圖3 不同質量分數解聚劑的降黏率Fig.3 Viscosity reduction ratio of depolymerizing agent with different mass fractions

由圖3 可知，降黏率隨解聚劑質量分數的增加而增大，解聚劑質量分數為4%時達到拐點，降黏率為90.1%；隨后降黏率增長趨勢減緩，隨解聚劑質量分數變化幅度不大。因此，考慮到經濟效應，最終選取解聚劑加量為4%較為適宜。

3.5 降壓增注性能

采用DY-2 型巖心實驗儀和IPR-II 測井儀，進行巖心驅替試驗。選取天然巖心長度為31.3 cm，面積為11.51 cm2，孔隙度為11.1 %，滲透率為6×10?3μm2。首巖心充滿水，以10 cm3/h 速度水驅，見水后以20 cm3/h 速度水驅，直至不出油，測剩余油飽和度，再以20 cm3/h 速度注入復合解堵體系，直至不出油為止，測剩余油飽和度，實驗結果見表3。

表3 復合解堵劑驅替效果Table 3 Displacement effect of composite blockage removal agent

由表3 可知，復合解堵體系可顯著改善水驅效果，注入復合解堵體系后，壓力從10 MPa 降低至8.5 MPa，降壓效果明顯；巖心剩余油飽和度由25%降低至13%，該體系改善巖心孔隙表面效果明顯。實驗結果表明，復合解堵體系的注入，可以提高水驅控制程度。

4 現場應用

塬78-XX 井位于黃116 區塊北部，2010 年6 月投產，主力層位為長6 層，孔隙度10.46 %，滲透率0.69×10?3μm2。2015 年8 月，該井轉注，轉注初期注水壓力13.5 MPa，日注水20 m3。2018 年7 月，注水壓力為18.5 MPa，日注水降為0 m3，地層污染嚴重，取堵塞物進行分析，結果顯示堵塞物中有機垢占比較大，還包含無機垢、少量聚合物以及原油，因此采用分子膜/混合有機酸復合解堵技術對該井進行解堵措施，以達到降壓增注的目的。

施工設計采用前置液-復合解堵劑-頂替液的注入順序，具體用量為：前置液7 m3，復合解堵劑16 m3，頂替液10 m3。施工過程中，初始壓力為18 MPa，復合解堵劑泵送排量為0.34 m3/min，措施結束時，施工壓力為15.5 MPa，壓力大幅度降低，近井地帶堵塞被有效解除。隨后關井，復合解堵劑對儲層深部進行解堵，同時改善儲層巖石表面，壓力降至13.5 MPa，達到轉注初期注水壓力。措施后注水壓力降低5 MPa，日注水量提高20 m3，有效期188 d，措施效果顯著，取得極好的降壓增注效果。

姬塬油田針對近3 年注PEG 凝膠、注聚合物造成的高壓欠注以及部分欠注問題嚴重但常規措施處理后未得到改善的欠注井，開展分子膜/混合有機酸復合解堵技術試驗，共計26 口井，其中22 口井有效，4 口井無效，措施有效率85%，有效井平均油壓下降3.9 MPa，平均單井日增注12.8 m3，平均有效期107 d，一定程度上解決了姬塬油田欠注井難題，具體施工情況見表4。

表4 復合解堵劑現場應用情況Table 4 Field application situation of composite blockage removal agent

5 結論

(1)通過對堵塞物分析和解堵機理的研究，明確了造成姬塬油田注水井堵塞物類型，研究了一種分子膜/混合有機酸復合解堵體系，體系配方為：6%混合有機酸MOA-1+4%有機助溶劑OC-1+0.3%分子膜解堵劑MPR-1+3%表面活性分散劑SD-1+4%解聚劑DA-1+1%緩蝕劑HSJ-1+1%防膨劑FPJ-1。

(2)室內評價表明，復合解堵體系滿足現場性能要求，具有腐蝕速率低、表/界面性能低、無酸渣的特點，對現場垢樣和聚合物樣具有良好的溶解能力，能有效降低水驅后巖心壓力。

(3)塬78-XX 井經措施改造后，注水壓力降低5 MPa，日注水量提高20 m3，有效期188 d；現場應用的26 口試驗井，其中22 口井有效，4 口井無效，措施有效率85%，有效井平均油壓下降3.9 MPa，平均單井日增注12.8 m3，平均有效期107 d，降壓增注效果顯著，為解決姬塬油田欠注井的難題，尋求了新的技術方向。