姬塬油田注水井缓速硫酸盐解堵液体系开发与应用

2019-02-27徐方向蒋文学

钻采工艺 2019年1期

徐方向，王坤，蒋文学

(1川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

姬塬油田位于鄂尔多斯盆地中西部，构造单元属伊陕斜坡。属于典型的特低渗透致密砂岩油藏[1-2]。主力油层长8油藏资源量大、分布稳定，长8砂层平均厚度为13.7 m，油层平均厚度10.5 m，孔隙度平均为10.6%，渗透率平均为0.85 mD，物性相对较差，属于“低压、低渗、低产”三低油藏[3]。采用480 m×150 m菱形反九点井网注水开发[4-6]，井网密度13.9口/km2。长8油藏注水开发过程中普遍存在由于注入水与地层水不配伍导致地层堵塞，造成注水井注水压力上升速度快、配注量无法达到要求等问题，给注水稳产工作带来极大的困难。

化学除垢是解除近井地带地层损害，提高油井产能的重要方法之一。根据注入水与地层水中离子种类不同，垢的类型主要为碳酸盐垢与硫酸盐垢。常规酸化技术能够有效解除碳酸盐垢，而难以解除硫酸盐垢。因此开展缓速硫酸盐解堵剂，旨在降低注水井压力，使其达到配注要求，对老油田提高采收率具有重要意义。

一、缓速硫酸盐解堵技术原理

油田注水开发过程中，在油水井之间的地层带会产生硫酸钡和硫酸锶的混合垢。导致硫酸盐垢产生的主要原因：地层水与注入水不配伍，在富含成垢阳离子的油层中与富含硫酸根阴离子的注入水混合，导致在注水井近井地带形成硫酸盐垢。

缓速硫酸盐解堵技术原理：通过化学方法，利用螯合剂将硫酸盐垢电离出来的Ba2+/Sr2+螯合，生成可溶于水的络合离子，使硫酸盐垢不断向着能够电离出离子的方向进行，从而促进垢的分散、溶解，实现清垢目的。

二、缓速硫酸盐解堵液体系开发及性能评价

1.缓速硫酸盐解堵液体系的开发

通过室内开展缓速硫酸盐解堵剂(以下简称“解堵剂”)在盐酸中对CaCO3和CaSO4模拟垢样的清除效果研究(表1)。实验表明：与HCl反应的主要是CaCO3，而CaSO4则主要与解堵剂发生螯合反应，解堵剂与低浓度酸相结合，可以同时除去碳酸钙垢和硫酸钙垢。根据溶垢率数据，最终确定缓速硫酸盐解堵液体系中稀盐酸浓度为3%。稀盐酸介质条件下，缓速硫酸盐解堵液体系腐蚀速率偏大，因此需添加一定量缓蚀剂(表2)。

表1 缓速硫酸盐解堵剂室内开发实验(50℃恒温8 h)

表2 挂片腐蚀实验(50℃，恒温8 h)

通过上述实验，确定缓速硫酸盐解堵液体系配方为：3%HCl+5%JDJ +1%缓蚀剂。

2.不同pH值对解堵液体系溶垢性能评价

室内以硫酸钙为模拟垢，解堵液体系用量为50 mL，在50℃±1℃(模拟储层温度)水浴中恒温8 h，取出剩余模拟垢并过滤称重，得到剩余模拟垢质量，计算得出溶垢量(图1)。

图1 解堵剂溶垢效果与pH关系图

实验结果表明，随着pH值升高，解堵液体系溶垢量有所降低，当pH大于2以后，解堵液体系溶垢量随pH变化不明显，盐酸复配解堵剂对溶垢能力有提升作用。

3. 不同反应时间对解堵液体系溶垢性能评价

室内以硫酸钙为模拟垢，解堵液体系用量为50 mL，在50℃±1℃(模拟储层温度)水浴中恒温8 h，取出剩余模拟垢并过滤称重，得到剩余模拟垢质量，计算得出溶垢量(图2)。

实验结果表明，6 h内解堵液体系溶垢量随时间延长而提高，6 h后溶垢量随时间变化不明显。

图2 解堵液体系溶垢效果与时间关系图

4.不同反应温度对解堵液体系溶垢性能评价

室内以硫酸钙为模拟垢，解堵液体系用量为50 mL，在50℃±1℃(模拟储层温度)水浴中恒温8 h，取出剩余模拟垢并过滤称重，得到剩余模拟垢质量，计算得出溶垢量(图3)。

图3 解堵液体系溶垢效果与温度关系图

实验结果表明，随着温度升高，解堵液体系溶垢量增加，在40℃～90℃温度范围内，温度升高对解堵液体系溶垢量有促进作用。

5.解堵液体系岩心驱替实验

岩心流动实验表明：解堵液体系对结垢伤害的岩心渗透率由61.6%恢复至92.3%，说明解堵液体系有良好的溶解硫酸钙垢能力(见图4)。

三、现场应用

缓速硫酸盐解堵技术在姬塬油田长8油藏共完成了4口井的现场应用(表3)。利用缓速硫酸盐解堵液体系进行4口井解堵措施后均满足配注，平均单井日增注20.3 m3，平均降压4.3 MPa，累计增注9 243 m3。

图4 岩心渗透率恢复曲线

井号措施日期措施前措施后油压/MPa日配注/m3日实注/m3油压/MPa日配注/m3日实注/m3日增注量/m3降压/MPa累计增注/m3D201-352016.5.2819.525.03.013.225.025.022.06.33 630.0D201-372016.7.118.825.00.016.325.025.025.02.53 025.0Y123-332016.8.2418.125.01.014.025.025.024.04.11 968.0Y125-292016.9.418.320.00.013.010.010.010.04.3620.0平均18.723.81.014.123.821.320.34.32 310.8

以罗1区块D201-37井为例，该井位于中部裂缝区，于2010年11月实施复合射孔爆燃压裂投注后，近几年进行过3次措施，分别是酸化增注1次, 酸压增注1次，前置酸加砂压裂1次。酸化与酸压措施后，效果均不显著；前置酸加砂压裂降压增注措施初期效果显著，但注入压力随后快速上升。缓速硫酸盐措施前水井井口油压18.8 MPa、套压18.8 MPa，日配注25 m3、实注0 m3。

分析认为由于结垢类型为硫酸盐垢，不溶于盐酸、硝酸、硫酸以及其他有机酸，因此针对上述原因，选取缓速硫酸盐解堵液体系作为工作液进行降压增注作业。

D201-37井于2016年7月1日和2日进行施工，施工排量200～250 L/min。注入缓速硫酸盐清垢剂措施后关井16 h，施工压力从23.0 MPa降低至19.0 MPa，同时在前置酸和主体酸作用下，注入压力继续降至16.0 MPa，说明储层内硫酸盐垢得到了较好的解除。