海上疏松砂岩储层冲洗解堵技术研究与应用

宋吉锋, 梁玉凯, 程利民, 周玉霞, 李彦闯

(中海石油(中国)有限公司 湛江分公司， 广东 湛江 524057)

海上疏松砂岩储层泥质含量较高，见水后多伴随微粒运移伤害堵塞油流通道，造成油井产量下降。酸化解堵作为该伤害常用解除手段，广泛应用各油田[1-3]。但由于海上砂岩胶结疏松，酸液浓度较强易导致储层骨架受损出砂，进一步造成产能下降。南海西部Z油组为典型疏松油藏，在生产井多为裸眼筛管完井，见水后产能不断下降。针对上述问题，总结分析以往该油组酸化解堵不足，根据储层物性特征优化出一套冲洗解堵液体系，现场应用5井次，增油效果显著。

1 储层特征及伤害机理

南海西部Z油组为疏松砂岩油藏，油藏厚度18 m，测井解释储层物性较好，平均孔隙度18.0%～36.2%，平均渗透率6.5 0mD～19 001.50 mD，为中-高孔、中-高渗储层。该油组油井多为星孔筛管防砂完井，投产初期生产平稳，单井最高产量达到200 m3/d，2012年该油组见水后生产井产液量、井底流压持续下降，结合该油组储层物性及生产动态分析产能下降原因如下：

1)微粒运移。该油组岩性为泥质粉细砂岩，泥质含量高达10%～24%，粘土矿物以高岭石、伊/蒙混层为主，存在弱速敏、中等偏强水敏，随着油层见水、油井生产压差变大，导致粘土水化膨胀、分散，形成微粒堵塞油流通道。

2)油泥堵塞。该油组原油性质相对较稠，胶质、沥青质含量较高，油井低产情况下与泥砂混合后在筛管、井筒形成油泥，加剧油流通带堵塞，具体油品数据见表1。

表1 Z油组原油性质

2 前期酸化解堵分析

2.1 解堵液体系

为解除Z油组由于微粒运移造成产能下降问题，该油组前期尝试采用酸化解堵方式解除污染。解堵液选择广泛应用于酸化解堵作业的多氢酸体系[4]，该体系通过缓慢释放H+，使得酸液pH保持在相对稳定状态，能够持续与地层深处矿物进行反应。其基本配方为：3%HCl+2%多氢酸MF+6%多氢酸MH+2%缓蚀剂+1%铁稳定剂+1%粘土稳定剂+1%破乳剂+1%助排剂 +2%互溶剂+淡水。

2.2 解堵液应用分析

该体系在Z油组生产井共进行2井次解堵作业，解堵半径0.7～1.2 m，解堵初期有效解除污染，产油量上升，具体数据见表2。

表2 Z油组解堵效果表

解堵后2口井仅稳定生产7 d，产量逐渐恢复到解堵前，解堵作业失败。这主要是因为多氢酸在有效解除污染同时，由于酸蚀能力过强，导致储层部分骨架受损及粘土矿物脱落堆积，堵塞孔喉造成解堵有效期短。多氢酸岩屑溶蚀实验结果见表3、图1。

表3 多氢酸岩屑溶蚀实验结果

3 冲洗解堵液研究

3.1 研究思路

针对多氢酸酸蚀作用较强导致疏松砂岩骨架受损的不足，采用弱酸螯合剂进行替代，同时优选配套粘土稳定剂、缓蚀剂，构成一套冲洗解堵液体系，并对其配伍性及综合储保性能进行评价。

3.2 酸性螯合剂优选

弱酸螯合剂HTA在水中能够释放H+，对钙质等胶结物具有一定溶蚀作用，并且自身基团能够螯合Ca2+、Mg2+，避免产生成垢离子二次反应造成地层堵塞[5]。HTA的酸性与浓度有关，采用储层岩屑考察不同浓度HTA的溶蚀作用，结果见表4。

表4 HTA岩屑溶蚀实验结果

由表4可知，随着HTA浓度的增加，24 h溶蚀率由4.26%上升到6.29%，并且随时间延长溶蚀率变化不大。相比多氢酸6 h溶蚀率20%，溶蚀率大大降低，仅对部分可溶性胶结物反应，保证储层骨架完整性。

3.3 粘土稳定剂优选

粘土稳定剂能有效地吸附在粘土表面，防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害[6-8]。采用岩心粉对市售7种不同种类粘土稳定剂进行筛选，具体过程参照SY/T5971-94《注水用粘土稳定剂性能评价方法》，结果见表5。

表5 粘土稳定剂评价结果

由表5可知，随着粘土稳定剂浓度的增加，防膨率逐渐升高，当达到一定浓度时，防膨率基本不再变化，其中QT-1防膨率要优于其他添加剂，2%浓度时防膨率达到88%超过中海油标准85%要求。

3.4 缓蚀剂优选

为避免冲洗过程冲洗液对井下管材造成腐蚀，优选了季铵盐类缓蚀剂HSJ。实验测得90 ℃条件下，1.5%酸性螯合剂HTA中加入1%HSJ，HTA对N80油管钢片的平均腐蚀速率为0.986 9 g/(m2·h)，符合行业标准SY/T5405-1996中一级品的要求。

优选形成冲洗解堵液配方为：1 m3过滤海水+1.5%酸性螯合剂HTA+2%粘土稳定剂QT-1+1%缓蚀剂HSJ。

3.5 配伍性评价

采用Z油组地层水与冲洗解堵液不同比例混合，在90 ℃(储层温度)、常压、密闭条件下历时12 h，观察实验前后溶液的变化情况。结果溶液无色透明、无分层、无沉淀，表明冲洗解堵液与地层水配伍性好。

3.6 综合储保性能评价

采用Z油组岩心对冲洗解堵液综合储保能力进行评价，评价方法参照SY/T6540-2002《钻井液完井液损害储层室内评价方法》，具体步骤：1) 地层水饱和后，煤油测原始渗透率；2) 反驱5PV冲洗解堵液，80 ℃反应6 h；3) 煤油测修井液侵入后渗透率结果见表6。

表6 冲洗解堵液储层保护实验结果

由表6实验数据可知，优选的冲洗解堵液岩心渗透率恢复值超过90%，具有良好的储层保护性能。

4 现场应用效果

4.1 冲洗解堵效果

2016年5月～8月，冲洗解堵液在Z油组5口生产井应用。利用平台泥浆泵采用梯度增压方式，不动管柱正挤冲洗解堵液200 m3，泵注压力控制小于12 MPa。以BX-2井冲洗解堵过程为例，控制泵冲4.29 L/min～11.44 L/min，期间泵压4.14 MPa～5.52 MPa。

冲洗解堵后，除BX-4井未增油外其他4井日增油30～50 m3，日累增油117 m3，目前已累增油1万余m3。其中BX-2井解堵后生产压差降低0.6 MPa，解堵后产能提高6倍。具体应用效果见表7。

表7 BX-2冲洗解堵效果

4.2 推广应用价值

该冲洗解堵技术适用于疏松砂岩微粒运移导致筛管、近井地带堵塞伤害解除，与常规酸化解堵相比，操作简便、时间短，规避了酸化后进一步加剧微粒运移风险，且降低作业费用约100余万元，对本油田及本区块类似油田解堵增产，具有很好的借鉴和指导意义。

5 结论

1)疏松砂岩见水后易造成微粒运移伤害，常规酸化解堵酸液溶蚀性强易破坏储层骨架造成解堵失败。

2)优选酸性螯合剂形成一套冲洗解堵液体系，室内岩心伤害渗透率恢复值达90%；

3)冲洗解堵液现场应用5井次，日增油117 m3，累计增油1万余m3，对于类似储层解堵增油具有推广应用价值。