渤海疏松砂巖深穿透解堵新工藝研究及應用*

高 尚，張 璐，代磊陽，孟祥海，符揚洋

（中海石油（中國）有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459）

渤海油田是我國最大的海上油田，以高孔高滲疏松砂巖儲層為主，通常采用篩管完井進行有效防砂，因此，綜合考慮渤海油田作業環境及完井方式，出現儲層矛盾地層堵塞等問題，目前渤海油田最重要的油水井增產增注手段為酸化解堵工藝，并取得了顯著的作業效果[1,2]。然而對于疏松砂巖油藏，隨著油田開發生產進入中后期，油水井堵塞形式越發復雜，堵塞范圍也越來越深。試井解釋結果顯示，部分井堵塞范圍超過10m，而常規酸化解堵措施的半徑多為2～3m 之內，難以有效解除儲層深部堵塞問題，無法滿足油田生產的需求。同時，經過多年的開采，儲層層間層內非均質性進一步加劇，常規解堵措施無法實現酸液合理分布，使得酸化解堵效果逐年變差[3,4]。為此，本文提出了一種深穿透解堵新工藝，針對海上疏松砂巖油田大段防砂井，可在不動管柱、不破壞原井防砂管柱情況下，實現儲層的深部解堵及縱向改造，解決儲層矛盾。新工藝現場應用效果顯著，具有較好的推廣應用價值。

1 深穿透解堵工藝原理

筆者提出的深穿透解堵工藝不僅能解除儲層的深部堵塞，同時具有一定的儲層挖潛作用，實現縱向上的有效動用。此技術其原理如圖1 所示，主要分為3 步：（1）注入解堵液解除篩管附近、井筒周圍的堵塞物，達到近井筒解堵的目的，尤其對于注聚區塊及有機質沉積嚴重的區塊，部分聚合物及有機質形成的“軟”堵塞物截留在篩管及近井筒附近；（2）注入一定粘度的造縫液，提高施工排量，井底憋壓，達到起裂地層形成裂縫，溝通深部及縱向儲層，為后續解堵液的注入提供有效流入通道；（3）注入高效解堵液體系進入儲層深部，關井反應，最終實現儲層深部解堵。

圖1 儲層增壓改造工藝原理示意圖Fig.1 Schematic diagram of reservoir pressurization process

2 深穿透解堵工藝增產增注模擬研究

深穿透解堵工藝目的是實現深部解堵，從而達到油水井的有效增產增注。而對于渤海疏松砂巖油田此類高滲透儲層，地層塑性較強難以實現煤巖、頁巖等儲層的自支撐，利用高黏度液體造縫穿透污染帶并輔以解堵液有效溶解儲層堵塞物及儲層巖石，以形成具有高滲透性的近井區域，為進一步探索此工藝增產增注的效果及影響因素，筆者選取了渤海油田一口生產井，開展相關的模擬研究，模擬參數均源于目標井實際數據，污染后的數據來自現場試井測試數據。采用Eclipse 軟件對深穿透解堵作業后的效果進行討論分析。根據該井實際堵塞情況建立了單井三維三相數值模擬模型，并利用局部網格加密，得到與實際裂縫寬度相似的解堵模型。此工藝結合“物理+化學”雙重手段，實現深部解堵，利用該模型對工藝關鍵的改造參數進行研究。選取的主要參數見表1。

表1 數值模擬參數取值表Tab.1 Parameter table of numerical simulation

2.1 裂縫半長

深穿透解堵技術的前提在于通過降阻液形成近井區裂縫，為后期解堵液的注入提供有效流入通道，因此，形成的裂縫半長直接影響工藝深部解堵的范圍，從而進一步影響工藝改造效果。考慮解堵液的作用，設置裂縫半長在污染帶內的儲層恢復率為75%，穿透污染帶后儲層滲透率恢復率為120%，分別設置裂縫半長2、5、10m 進行模擬分析得到不同裂縫半長下，措施后單井日產液量情況，見圖2。

圖2 不同裂縫半長日產液變化圖Fig.2 Variation diagram of daily fluid production of different half-length fractures

模擬結果顯示，在污染帶內，裂縫半長越長，解堵范圍越大，油井日產液量越高，解堵效果越好。當深穿透解堵工藝的裂縫半長為2、5、10m，日產液量分別為95、128、258m3·d-1，產液量提升了2～5 倍。在不穿透污染帶的前提下，裂縫半長每增加1m，日產液量增加10～25m3·d-1。而對于突破污染帶的裂縫（＞10m），當突破污染帶后繼續增加裂縫半長對產液量提高影響很小，裂縫半長在穿出污染帶后的儲層滲透率恢復值較原始儲層滲透率變化較小，對產量貢獻甚微。因此，對于此工藝存在最優造縫長度，即為污染帶邊緣位置。

2.2 儲層恢復率

儲層恢復率是指措施后解堵區域內的滲透率相較于原始儲層滲透率的恢復值。在模型中設置造縫的深度與污染半徑相等，即為最優造縫長度，設置儲層恢復率分別為60%，75%，90%，通過數值模擬模型計算得到不同儲層恢復率下工藝措施后單井日產液量變化，見圖3。

圖3 不同儲層恢復率日產液變化圖Fig.3 Variation diagram of daily fluid production in different reservoir recovery rates

由圖3 可知，不同儲層恢復率對油井日產液量影響較大，儲層恢復率越大，措施后儲層滲透率提高越多，單井日產液量隨之增加，解堵效果也就越好。根據數值模擬結果，計算得出不同儲層恢復率初期日產液量對比圖，當儲層恢復率為60%、75%、90%時，日產液量分別為226、258、278m3·d-1，產液量提升5～6 倍。當儲層恢復率每增加15%，增液量增加20～30m3·d-1。因此，在設計合理施工規模及參數，實現深部解堵的同時，選擇高效解堵液體系也直接影響工藝施工效果。

2.3 解堵液濾失半徑

形成液體有效流入通道造縫是前提，后續解堵液是實現無支撐劑注入條件保障儲層近井高滲透性的關鍵，不僅與解堵液的解堵效率相關，同時也與解堵液的作用范圍，即解堵液在裂縫壁面的濾失半徑相關。本研究解堵液的濾失半徑是指解堵液體垂直于前期造縫裂縫的濾失距離。解堵液濾失半徑同裂縫長度一樣影響著解堵范圍，通過解堵液的注入體積推導得出計算靜態解堵液濾失半徑ra公式，為：

式中 ra：解堵液濾失半徑，m；Qin：解堵液體積，m3；Xf：裂縫半長，m；Φ：孔隙度，小數；h：地層厚度，m。

在其他參數恒定的情況下，在模型中設置深穿透解堵工藝的解堵液濾失半徑為0.2、0.5、1m，通過模擬得到不同解堵液濾失半徑下油井產液量隨時間變化，見圖4。

圖4 不同解堵液濾失半徑日產液量變化圖Fig.4 Variation diagram of daily fluid production with different fluid loss

由圖4 可知，解堵液濾失半徑越寬，解堵效果越好，這是因為解堵范圍越大，波及體積越大，產液量也就越高。當深穿透解堵工藝的解堵液濾失半徑為0.2、0.5、1m，日產液量分別為134、185、258m3·d-1，產液量提升了3～6 倍。解堵液濾失半徑每增加0.1m，日產液量提高15～17m3·d-1。

3 深穿透解堵體系研究

深穿透解堵技術為深部造縫與化學解堵相結合的復合解堵技術，工藝需要壓開地層形成裂縫，穿透污染帶，后續再注入化學解堵劑沿裂縫進入地層深部，達到深部解堵的目的。通過深穿透解堵技術效果影響因素研究，研究表明，造縫長度及解堵有效率均直接影響深穿透解堵的作業效果，根據工藝需求所用造縫體系和解堵體系性能至關重要。

3.1 造縫液體系優選

造縫液體系的主要作用是降濾失和降摩阻，以確保在井口合理注入壓力下在儲層形成設計有效裂縫。降濾失功能可以通過增加體系粘度來實現，而降摩阻的功能主要通過添加高分子聚合物來實現，為了同時實現兩種功能，選用高分子聚合物作為稠化劑，通過稠化劑的增粘、溶解、破膠、殘渣、流變等性能評價，優選合適的稠化劑類型和濃度，最終形成兩套體系：體系1：0.4%速溶增稠劑+0.2%破乳助排劑+1% KCl；體系2：0.35% HPG+0.2%破乳助排劑+1%KCl。兩種體系的粘度均在30mPa·s 左右，能滿足降低儲層濾失的要求，體系破膠后殘渣含量低，對儲層污染小，且具備較好的降阻性能，見表2～6。

液體的濾失是受黏度控制的，根據兩種體系的靜態濾失數據分析，體系1 的濾失系數較小，其黏度高于體系2 的黏度。因此，體系1 的降濾失效果更好，更有利于儲層造縫，尤其對于高孔高滲疏松砂巖儲層，根據實際儲層需求考慮進一步降低濾失，選擇黏度更高的交聯液體系，從儲層傷害、破膠效果、造縫需求等因素考慮，選擇弱交聯體系以滿足高滲儲層的工藝需求。

表3 體系破膠性能（60℃mPa·s）Tab.3 Glue breaking performance of the system

體系1（NH4）2S2O8加量超過0.03%后粘度能降到5mPa·s，體系2（NH4）2S2O80.01%～0.05%均能降到5mPa·s 以下，并且隨著破膠時間延長，破膠液粘度不斷降低，實驗表明，兩類體系均具有良好的破膠性能，破膠較為徹底對儲層傷害小。

表4 體系破膠后殘渣含量Tab.4 Glue breaking performance of the system

體系1 殘渣含量為65mg·L-1，體系2 殘渣含量為99mg·L-1，均遠低于行業標準的要求（≤600mg·L-1）。兩類體系殘渣含量低、儲層傷害小，能滿足現場作業需求。

表5 體系降阻率Tab.5 System drag reduction rate

高壓作業不僅存在一定的安全隱患，同時對設備及管柱的耐壓等級也存在要求，選擇降阻液體系具有重要的工程作業意義，尤其對于海上油田。兩類體系當排量達到3m3·min-1時，降阻率均達到50%以上，具有良好的降阻效果，能夠滿足現場作業的需求。一定黏度的聚合物溶液在管道中流動時，可有效減少湍流的產生，能夠有效降低溶液與管道的摩擦作用，從而達到良好的降阻效果。

3.2 解堵液體系優選

解堵液體系根據目標儲層污染類型進行選擇，針對不同儲層堵塞物選擇合適的解堵液體系，常規污染類型主要包括：無機垢堵塞、有機質堵塞、聚合物堵塞，根據不同的污染類型對應選擇酸液、有機溶劑及氧化解堵液。經過多年開發生產，儲層堵塞往往是復合污染，選擇解堵液體系時通常以主要堵塞為主。以渤海油田某生產井為例，以聚合物堵塞為主，因此，針對此類污染儲層主要選擇氧化解堵液體系。選擇濃度均為2%的常用氧化劑（自研BY-1 解聚劑、NaClO、自研SF-1 解聚劑、KMnO4、自研SC-1 解聚劑）與鉻凍膠反應，通過對交聯聚合物的降解作用以判斷解堵劑的氧化降解能力。

表6 解堵體系優選Tab.6 Blocking system optimization

在60℃條件下，反應24h 后，鉻凍膠的量變少，但NaClO 及SF-1 解聚劑能使得鉻凍膠幾乎完全消失，但所選的常用氧化解堵劑具有強烈的腐蝕性，對目前常用N80 油管腐蝕性強，這些氧化性物質水溶液在注入地下時，都存在腐蝕配注池，注入泵及油管的潛在危險，不宜直接用為聚合物堵塞井的解堵物質。同時，NaClO 穩定性差，KMnO4在水溶液中易變質。綜合分析SC-1 解堵劑對鉻凍膠的降解率超過90%，且腐蝕性小，能夠滿足現場作業的需求。SC-1 是一種活性氧含量高、穩定好、無毒無公害、易于儲存運輸的氧化劑，通常表現出部分惰性，具有較高的安全性，更適合于海上油田作業，為提高SC-1解堵劑的活性，配合激活劑的作用將更好地發揮出氧化降解的作用。

4 深穿透解堵工藝現場應用

渤海油田目標注聚受益井于2008 年投產，該井正常日產液300m3·d-1，2010 年下半年開始液量緩慢下降，分析為注聚引起的復合堵塞。2014～2016 年間，該井進行了4 次常規酸化作業，效果均不理想，甚至基本無效。該井于2018 年1 月開展了深穿透解堵工藝，有效解除了聚合物導致的儲層深部堵塞。措施前日產液57m3·d-1，日產油3.6m3·d-1，含水93.6%，作業后日產液153.6m3·d-1，日產油18.4m3·d-1，含水88%；累計增油2900 余方，有效期達到268d，解堵效果顯著。

圖5 渤海某注聚受益井生產曲線Fig.5 Production curve of a polymer injection beneficiary well in Bohai Sea

5 結論

（1）本文提出井筒解堵提供進液通道，形成裂縫穿透污染擴大處理范圍，解堵液高效解堵的工藝思路，此工藝能夠滿足篩管完井條件，既能實現解堵也能實現挖潛改造。

（2）通過模擬計算表明，本文設計思路能夠達到較好的增產效果，增產效果受造縫長度、解堵液效率、解堵液濾失范圍的影響，存在最優造縫長度即為堵塞半徑，增產效果隨解堵液效率及濾失范圍的增加而增大。

（3）對高孔高滲疏松砂巖儲層造縫體系可選擇弱交聯體系，根據造縫長度需求提高造縫效率、降低儲層傷害，解堵液根據儲層污染物類型選擇有效的解堵液體系，本體系具有極強氧化能力的氫氧自由基，能夠保持氧化活性。

（4）針對現場注聚區塊疑難雜癥井采用此工藝取得了顯著的作業效果，進一步驗證了工藝的可行性，具有較好的推廣應用價值。