低滲透油田油井復合解堵增產液體系的構建與應用

趙 晨

(中海油能源發展股份有限公司，上海 200000)

隨著石油天然氣資源需求的日益增加，低滲透油氣資源的勘探與開發已成為研究熱點[1-3]。由于低滲透油田油井通常具有低孔、低滲、孔喉細小等特點，儲層物性較差，在鉆井、完井、修井以及其它施工過程中使用的入井流體極易對儲層造成嚴重的污染損害，堵塞地層滲流通道，使油井產能下降，進而嚴重影響低滲透油田的高效穩定開發[4-7]。因此，研究針對低滲透油田油井的解堵增產措施十分重要。

海上某低滲透油田在鉆完井施工后，油井投產初期的日產油量還能達到設計要求，但隨著開采時間的延長，油井的日產油量逐漸下降，含水率顯著升高，生產效率明顯降低；并且經過修井及常規酸化解堵施工后，部分油井的產能反而出現下降的現象，說明施工措施對油井儲層造成了一定的污染損害。因此，需要針對該低滲透油田采取更加高效的解堵增產措施[8-12]。作者采用有機酸HSTA和助排劑HSZP等處理劑為主要藥劑，室內構建一套適合低滲透油田油井的復合解堵增產液體系，并對其綜合性能進行評價，為低滲透油田油井的高效穩定生產提供技術支持和保障。

1 復合解堵增產液體系的構建

1.1 有機酸HSTA加量優選

通過溶蝕實驗考察有機酸HSTA加量對目標油田儲層段巖心溶蝕效果的影響，實驗溫度為80 ℃，實驗時間為4 h，結果見表1。

表1 有機酸HSTA加量對溶蝕效果的影響

由表1可以看出，隨著有機酸HSTA加量的增加，目標油田儲層段巖心的溶蝕率逐漸升高。當其加量為6%時，溶蝕率達到8.5%；繼續增加其加量，溶蝕率超過10%。考慮到現場施工過程中酸液對儲層骨架巖石的溶蝕率不宜過大，選擇有機酸HSTA加量為6%。

1.2 助排劑HSZP加量優選

通過測定酸液的表面張力和界面張力優化助排劑HSZP的加量，酸液基礎配方為6%有機酸HSTA，實驗溫度為室溫，結果見表2。

由表2可以看出，隨著助排劑HSZP加量的增加，酸液的表面張力和界面張力均呈下降趨勢。當其加量為5%時，酸液的表面張力、界面張力分別降至25.8 mN·m-1、0.4 mN·m-1；繼續增加其加量，酸液的表面張力和界面張力的降幅不大。綜合考慮酸化解堵現場施工成本等，選擇助排劑HSZP加量為5%。

表2 助排劑HSZP加量對酸液表面張力和界面張力的影響

1.3 復合解堵增產液體系配方

室內優選了有機酸HSTA和助排劑HSZP的加量，并輔以緩蝕劑和粘土穩定劑等處理劑，構建了一套適合低滲透油田油井的復合解堵增產液體系，其配方為：淡水+6%有機酸HSTA+2.5%粘土穩定劑HSW-3+3%緩蝕劑HSJ-2+5%助排劑HSZP+2.5%復合有機滲透劑HSTJ-11。

2 復合解堵增產液體系性能評價

2.1 對無機堵塞物的溶解能力

室內選取碳酸鈣和現場無機垢模擬無機堵塞物，考察復合解堵增產液體系對無機堵塞物的溶解能力，實驗溫度為80 ℃，實驗時間為4 h，結果見表3。

表3 復合解堵增產液體系對無機堵塞物的溶解能力

由表3可以看出，復合解堵增產液體系對碳酸鈣的平均溶蝕率可達95%以上，對現場無機垢的溶蝕率也可達93%以上。說明構建的復合解堵增產液體系對無機堵塞物具有良好的溶解能力。

2.2 對有機堵塞物的溶解能力

室內選取瀝青和現場有機垢模擬有機堵塞物，考察復合解堵增產液體系對有機堵塞物的溶解能力，實驗溫度為80 ℃，實驗時間為4 h，結果見圖1。

圖1 復合解堵增產液體系對有機堵塞物的溶解能力

由圖1可以看出，復合解堵增產液體系對瀝青的溶蝕率可達95%以上，對現場有機垢的溶蝕率也可達90%以上。說明構建的復合解堵增產液體系對有機堵塞物同樣具有良好的溶解能力。

2.3 防膨性能

室內采用離心法評價復合解堵增產液體系的防膨性能，實驗用巖屑取自目標油田儲層段，實驗溫度為80 ℃，實驗時間為16 h，結果見表4。

表4 復合解堵增產液體系的防膨性能

由表4可以看出，目標油田儲層段巖屑在自來水中的膨脹率可達29.7%，而在復合解堵增產液中的膨脹率僅為1.9%，防膨率達到98.1%。說明構建的復合解堵增產液體系具有良好的防膨性能，不會在解堵增產施工過程中對儲層造成二次損害。

2.4 緩蝕性能

室內采用掛片失重法評價復合解堵增產液體系的緩蝕性能，實驗用鋼片為N80材質，實驗溫度為80 ℃，實驗時間為4 h，結果見表5。

表5 復合解堵增產液體系的緩蝕性能

由表5可以看出，復合解堵增產液體系對N80標準鋼片的平均腐蝕速率僅為2.74 g·m-2·h-1，低于行業標準(4 g·m-2·h-1)，并且鋼片腐蝕后試件完整，表面光亮，無明顯點蝕和坑蝕現象。說明構建的復合解堵增產液體系具有良好的緩蝕性能，不會對井下設備和管柱造成嚴重的腐蝕，確保施工的安全。

2.5 綜合解堵性能

室內采用巖心驅替實驗評價復合解堵增產液體系對現場鉆井液、完井液和修井液污染后的天然巖心的解堵效果，實驗步驟為：(1)在地層溫度(90 ℃)下使用煤油驅替天然巖心測定其初始滲透率K0；(2)使用現場鉆井液反向驅替污染天然巖心，然后繼續使用現場完井液驅替污染天然巖心，最后使用現場修井液驅替污染天然巖心，所有入井流體污染后，在地層溫度下靜置2 h；(3)繼續使用煤油正向驅替天然巖心，測試現場鉆井液、完井液和修井液污染后巖心的滲透率Kd；(4)在地層溫度下反向注入2 PV的復合解堵增產液體系，靜置4 h；(5)繼續使用煤油正向驅替天然巖心，測定復合解堵增產液體系解堵后的滲透率Kj，并計算滲透率恢復值，結果見表6。

表6 復合解堵增產液體系的綜合解堵性能

由表6可以看出，不同初始滲透率的天然巖心經現場鉆井液、完井液和修井液依次污染后，滲透率均出現明顯下降，說明入井流體對天然巖心產生了污染堵塞；而注入復合解堵增產液體系后，天然巖心的滲透率又明顯升高。其中對于低滲巖心(18#)而言，解堵后滲透率恢復值可達99%以上；而對于中高滲巖心(19#、20#)而言，解堵后滲透率恢復值均可達100%以上。說明構建的復合解堵增產液體系具有良好的綜合解堵性能，能夠有效解除現場鉆井液、完井液與修井液對地層造成的污染堵塞損害。

3 現場應用

海上某低滲透油田A井縱向非均質性較強，在完井一年后進行投產，地層經過完井液長時間的浸泡后，完井液漏失比較嚴重，說明儲層存在嚴重的鉆完井污染。因此，對該井進行了修井作業，而修井作業后該井的產能并未提高，反而有所降低，說明修井對儲層也造成了一定的污染。所以決定利用構建的復合解堵增產液體系對A井進行酸化解堵增產施工，施工后A井含水率由89.2%降至75.1%，日產油量由21.4 m3·d-1升至35.6 m3·d-1，取得了良好的解堵增產效果。

4 結論

通過優選有機酸HSTA和助排劑HSZP的加量，并輔以緩蝕劑和粘土穩定劑等處理劑，構建了一套適合低滲透油田油井的復合解堵增產液體系，其配方為：淡水+6%有機酸HSTA+2.5%粘土穩定劑HSW-3+3%緩蝕劑HSJ-2+5%助排劑HSZP+2.5%復合有機滲透劑HSTJ-11。室內實驗表明，該體系對無機堵塞物和有機堵塞物均具有良好的溶解能力，還具有良好的防膨性能、緩蝕性能和綜合解堵性能，能夠滿足低滲透油田油井解堵增產施工的需要。現場應用表明，A井使用該體系施工后，含水率明顯下降，日產油量顯著提升，達到了良好的解堵增產效果。