曙光油田油井综合解堵增产技术研究与应用

2013-12-23杨海青

石油地质与工程 2013年3期

杨海青

（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦124010）

1 问题的提出

曙光油田稠油老区自1981年投入开发，包括大凌河、莲花、杜家台、古潜山、兴隆台、馆陶等6套含油层系［1］，含油面积40.92 km2，储量14 993×104t。截至2008年底，开井1 751口，日产液16 829 t，日产油5 818 t，综合含水65.4%。随着油田开发的不断深入，稠油井地层压力低、出砂出水、油层污染、汽窜等生产矛盾越来越突出，特别是在稠油井进入中高周期吞吐生产，地层压力不断降低和近井地带污染，严重影响着油井的正常生产。

为解除地层伤害，恢复油井产能，一般采用油层酸化解堵措施，常用的酸化解堵体系包括无机、有机及复合解堵体系。无机及有机解堵体系针对单一的油层污染类型，难以达到理想的解堵效果。复合类解堵剂能达到无机、有机解堵剂的复合效果，但当稠油及超稠油井中高周期吞吐生产时，油层能量较低，使用该类解堵剂效果同样不明显，表现为有效期较短，同时，复合类解堵剂成本较大［1-4］。针对这一问题研制开发出油井综合解堵增产技术，在降低单井措施成本的同时，有效缓解油层污染。

2 室内实验及性能评价

2.1 技术原理

油井综合解堵增产技术是在无机、有机及复合类解堵处理技术特点的基础上研制开发的，主要机理如下：

（1）在解堵剂中加入复合表面活性剂，形成有机无机乳化解堵体系。其中无机解堵剂能酸化近井地带，解除无机堵塞；有机解堵剂对沥青质、胶质等有机质具有较强的分散作用、溶解作用，解除有机物的堵塞。

（2）解堵体系添加的固体气源在注汽过程中产生大量气体和表面活性物质，形成大量气泡，在注汽时起到调整吸汽剖面的作用，提高油层的动用程度；活性物质能够有效改变岩石表面润湿性，降低原油的粘度，增加地层的返排能力，提高蒸汽吞吐效果［2］。

2.2 解堵剂配方的筛选及优化

（1）无机解堵剂的筛选。结合各种酸化体系的特点选择土酸作为主体酸。土酸具有反应快、溶蚀力强等优点，是砂岩地层酸化最常用的酸化体系。典型配方：（6%～15%）HCl＋（0.5%～3%）HF＋（2%～3%）缓蚀剂＋（2%～3%）表面活性剂＋（1%～3%）铁离子稳定剂＋（1%～3%）粘土稳定剂。同时，根据泥质含量，适当调整氢氟酸和盐酸的浓度，当泥质含量较高时，适当提高氢氟酸浓度，降低盐酸浓度；当碳酸盐含量较高时，适当提高盐酸浓度，降低氢氟酸浓度。

（2）有机解堵剂的筛选。有机解堵剂对沥青质、胶质等有机质具有较强的分散作用、溶解作用，提高地质流体的渗流性能，同时洗涤油层岩石表面，为下步综合处理提供前提条件。综合各种因素选择有机混合苯作为有机解堵剂。

（3）固体气源的筛选。含有羰基和氨基的有机物和含有碳酸根的离子的无机物在一定的条件下均能释放出CO2和NH3气体，地层条件下单位质量可以释放最多CO2气体的物质将是最佳选择［2］。稠油井注汽后高渗透层温度一般在150 ℃以上，因此将实验温度定为150 ℃。首先，利用实验物质配制质量分数为50%的溶液，将溶液分别放入高压釜中急速升温至150 ℃并恒温8 h，记录高压釜压力，然后关闭反应釜加热系统，冷却至25℃时记录高压釜压力，并根据气态方程计算出CO2的生成量。实验确定自生气体剂为最佳CO2气体生成剂。

（4）表面活性剂的筛选。表面活性剂的筛选要求其界面张力低，发泡性能优良，降粘效果好，同时

与固体汽源、解堵剂具有良好的配伍性，且复配后能够提高驱油效率。实验中，首先配制解堵剂，然后按质量分数1.0%分别将重烷基苯磺酸钠、烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐、脂肪醇聚氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯醚＋薄膜扩展剂加入到该溶液中，再放入高温高压反应釜内，200 ℃恒温8 h 后，关闭电源降至室温，对釜内剩余溶液进行测试。根据表1，综合界面张力、发泡量、降粘率三项指标，选择脂肪醇聚氧乙烯醚＋薄膜扩展剂为现场用表面活性剂。

2.3 解堵剂的性能评价

表1 表面活性剂界面张力、发泡量及降粘率测试结果

（1）原油降粘及洗涤实验。将孔径为1 mm 的铁丝网剪成孔数为20×20的方网，取曙1-31-47井原油，将铁丝网浸入60℃稠油中均匀涂布一层稠油，取出后放入60 ℃的80 mL 的解堵处理剂中，定时取出，用被洗出的网眼数占网眼总数的百分率表示洗油率。通过实验表明，该复合解堵处理剂30分钟的洗油率为92.75%。取区块具有代表性的地面脱水原油，按乳化降粘方法进行乳化，用RV-100粘度计测定原油乳化前后的粘度，进行对比。实验结果显示降粘率92.6%以上。

（2）岩心驱替评价实验。为评价解堵体系对地层渗流特性的改善效果，进行了室内岩心驱替评价实验，具体数据见表2、表3。从表中测试结果得知：岩心经过解堵剂处理后，孔隙体积和渗透率得到有效提升，地层渗流特性得到改善。

表2 孔隙体积变化测定结果

表3 渗透率测定结果

（3）药剂的配伍性试验。取联合站原油与相应的破乳剂进行脱水的配伍性试验。实验结果表明，现场使用的解堵体系不影响联合站的原油脱水，配伍性良好。

3 现场应用情况

截至2011年底，油井综合解堵增产技术共实施9井次，阶段增液9 977 t，增油1 759 t，平均单井增油195 t。在排量可对比的前提下，注汽压力由措施前的15.6 MPa下降至措施后的14.8 MPa，下降了0.8 MPa，保证了注入蒸汽质量。

曙1-36-051井开发目的层为杜84东杜家台油层，措施前为第7周期吞吐，注汽压力为15.5 MPa，周期产油量355 t。该井2011年7月14日现场实施综合解堵技术，正挤油井综合解堵增产剂14 t，解堵剂挤注压力由5 MPa下降至0。措施后该井注汽压力为13.9 MPa，对比下降了1.6 MPa，周期产油445 t，对比上周期增油90 t，解堵措施效果较好。