水侵伤害储层复合解堵工艺
2016-12-20李跃林梁玉凯郑华安
李跃林，梁玉凯，郑华安
(中海石油(中国)有限公司，广东 湛江 524057)
水侵伤害储层复合解堵工艺
李跃林，梁玉凯，郑华安
(中海石油(中国)有限公司，广东 湛江 524057)
针对涠洲RRX复杂断块油田涠四段生产井修井液漏失造成储层伤害的问题，通过室内实验及软件模拟分析，明确了造成储层伤害的主要原因为水锁、水敏及有机质沉积等，并研制了清洗剂+防水锁降压助排液+有机酸的复合解堵液体系。实验结果表明：清洗剂OTY对油垢的溶解率可达100%；防水锁降压助排液润湿角为0 °，表面张力低至26.0 mN/m；8%有机酸HY-A在4h内对储层岩粉的溶蚀率为5%，且无二次污染；水侵伤害解堵后岩心渗透率恢复率为98.2%。该复合解堵体系在BX-1井现场应用后采油指数由1.5 m3/(d·MPa)增至65.0 m3/(d·MPa)，产能提高43倍，日增油量为650 m3/d，解堵增油效果显著。该技术对同类型储层的解堵有较好的借鉴作用。
水锁；水敏；清洗剂；有机酸；复合解堵；涠洲组
0 引 言
涠洲RRX油田位于南海北部湾海域，是一个复杂断块油田[1]。目的油层涠四段属于中—低孔、中—低渗储层，黏土矿物以伊蒙混层、绿泥石为主。据统计，该区块85%的生产井由于修井液漏失造成储层伤害，修井后产能下降甚至无产出，严重制约区块产能。储层伤害的主要原因为：水锁伤害、水敏伤害及有机质沉积伤害。酸化解堵作为油田增产的常用措施被广泛使用，但涠四段储层酸敏性较强，用酸不当易出现二次伤害[2-5]。针对该问题，研制新型复合解堵液体系对提高区块产能有重要意义。
1 解堵液体系的配制及性能评价
针对涠四段水锁、水敏、有机质沉积伤害，优选清洗剂、降压助排剂、有机酸等，构建复合解堵液体系，并对其性能进行测定。
1.1 核心处理剂筛选
1.1.1 清洗剂
根据涠四段原油分析结果及相似相容原理，采用白油和改性脂肪酸酯复配形成清洗剂OTY。清洗剂OTY在不同条件下对油垢进行溶解，结果见表1。
表1 OTY对油垢溶解性能评价实验数据
由表1可知，在储层温度(90 ℃)下3 h后，OTY对原油形成的油垢溶解率达到100%，能够有效分散原油中蜡和沥青质等重质组分，现场作业过程中有利于清洗管柱及疏通渗流通道。
1.1.2 有机酸
常用土酸及盐酸酸化过程反应速度快，酸液有效作用距离短，酸化后易破坏储层岩石骨架，导致二次沉淀[6]。有机膦酸HY-A通过多级水解反应释放H+，可控制酸岩反应速度。同时膦酸分子中的易解离羟基可以同金属离子配位，形成多核络合物，其螯合作用可以抑制二次沉淀的产生。考察了HY-A对岩屑的溶蚀率及对岩心渗透率的影响情况，并与常用土酸进行对比，结果见表2、3。
表2 有机膦酸HY-A、常规土酸对砂岩岩粉的溶蚀率
表3 有机膦酸HY-A、常规土酸处理后岩心渗透率变化情况
1.1.3 降压助排剂
润湿性决定着油藏流体在岩石孔道内的微观分布，常用有机醇改变储层润湿性[7]。对4种有机醇的接触角及表面张力等进行测定，结果见表4。
表4 有机醇安全性和润湿性对比评价结果
由表4可知，SAT-1闪点为74 ℃，较常规甲醇、乙醇安全性高；随着浓度的增加，20%SAT-1接触角为0°，完全水湿。SAT-1气液表面张力低至26.0 mN/m，根据Laplace公式，较低的表面张力有利于解除水锁伤害及后期解堵返排[8-10]。
根据核心处理剂的研究结果，添加必要的防水锁剂、黏土稳定剂及缓蚀剂，确定复合解堵体系各工作液的配方：前置液为清洗剂OTY；防水锁降压助排液为海水+20%降压助排剂SAT-1+4%防水锁剂FT-2+2.0%黏土稳定剂QY-1；有机酸液体系为海水+8%有机膦酸HY-A+2%防水锁剂FT-2+2.0%黏土稳定剂QY-1+3.0%缓蚀剂HS-B；顶替液为海水+2.0%黏土稳定剂QY-1+2%防水锁剂FT-2。
1.2 性能评价
1.2.1 配伍性
将清洗剂、防水锁降压助排液、有机酸液与地层水以不同比例混合，在110 ℃、常压、密闭12 h实验条件下，观察实验前后溶液的变化情况。结果表明：清洗剂与地层水分层明显，没有发生乳化或浑浊现象；防水锁降压助排液、有机酸液与地层水混合均匀，无分层、无沉淀现象。
将清洗剂、防水锁降压助排液、有机酸液与原油以不同比例混合，考察其与原油的配伍性。实验结果显示，清洗剂可与原油互溶。用Brookfiled DV-Ⅱ+ Pro黏度计测定50 ℃时防水锁降压助排液、有机酸液与原油混合液的黏度(表5)。结果表明，未出现乳化增稠、酸渣现象。
表5 与原油配伍性结果
1.2.2 基础性能
对各工作液性能进行评价，包括防膨率、表面张力、腐蚀速率、润湿角及解堵性能等，结果见表6。
表6 复合解堵体系基础性能
由表6可知：工作液的防膨率均高于90%，具有良好防水敏作用；气液表面张力在20 mN/m左右，润湿角小于10 °，利于酸液返排；有机酸液中加入缓蚀剂(3.0%HS-B)，平均腐蚀速率为0.986 9 g/(m2·h)，达到行业标准SY/T5405—1996中一级品的要求，加入防水锁剂(2%FT-2)和黏土稳定剂(2.0%QY-1)，降低水锁伤害和增强防膨性能，解堵后岩心渗透率恢复率达到120%；各工作液处理后的岩心渗透率恢复率均超过95%，未造成二次污染伤害，性能指标均能满足入井要求。
1.2.3 综合解堵性能评价
使用海水、修井液对岩心污染后，采用复合解堵液体系解堵。岩心初始渗透率为2.45×10-3μm2，采用5倍孔隙体积的海水、修井液污染岩心，渗透率下降至0.47×10-3μm2，岩心伤害率为80.9%。反向挤入1倍孔隙体积的清洗剂、1倍孔隙体积的防水锁降压助排液和2倍孔隙体积的有机酸液，反应4 h后，岩心渗透率恢复至2.41×10-3μm2，岩心渗透率恢复率为98.2%，基本解除了储层伤害。
1.3 适用范围
复合解堵液体系中清洗剂适用于管柱及近井地带胶质、沥青质等有机堵塞物的清除。防水锁降压助排液及有机酸液适用于解除低渗储层外来液体侵入造成的水锁、水敏伤害。
2 现场应用
2.1 目标井概况
BX-1井为该区块一口典型水侵伤害井，为一口定向井，平均孔隙度为12.4%～17.1%，渗透率为7.8×10-3～83.6×10-3μm2。2012年，该井修井过程漏失100 m3修井液，导致储层污染，产液指数由12.0 m3/(MPa·d)下降至1.5 m3/(MPa·d)，解堵前日产油为4 m3/d。
2.2 施工工艺及效果
使用复合解堵液体系解堵，注入压力小于地层破裂压力。注入药剂段塞为：15 m3清洗剂+15 m3防水锁降压助排液+25 m3有机酸液+35 m3顶替液。有机酸液进入储层后，注入压力由19.0 MPa下降至13.5 MPa，排量由0.08 m3/min上升至0.18 m3/min，表明污染得到解除，渗流通道得到疏通。解堵后，该井日增油为650 m3/d，采油指数由1.5 m3/(d·MPa)增至65.0 m3/(d·MPa)，产能提高43倍，已累计增油1.6×104m3，目前持续有效。
3 结 论
(1) 通过室内实验、软件模拟及数据分析确定了涠洲RRX油田涠四段储层伤害的主因为水锁、水敏及有机质伤害等。
(2) 复合解堵液体系包括清洗剂、防水锁降压助排液、有机酸液等，室内水侵伤害解堵后岩心渗透率恢复率达到98.2%。BX-1井应用后采油指数由1.5 m3/(d·MPa)增至65 m3/(d·MPa)，产能提高43倍，解堵增产效果显著，可为类似井的治理提供借鉴。
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编辑 孟凡勤
10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.034
20160308；改回日期：20160629
国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子项目“近海大中型油气田形成条件和勘探技术”之“南海西部海域低渗油藏勘探开发关键技术”(2016-ZX-05024-006)
李跃林(1967-)，男，高级工程师，1989年毕业于西南石油学院油藏工程专业，现从事油气藏开发生产工作。
TE358
A
1006-6535(2016)05-0138-03
