自生热修井液的评价及应用

郭宏峰 ，邢希金 ，曹砚锋 ，石先亚 ，刘 磊 ，张 博 ，李 安

（1.中海油田服务股份有限公司，天津 300459；2.中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京 100028）

渤海稠油油藏油井在开发生产过程中，因原油密度高、黏度高、胶质沥青质含量高、易发生乳化伤害等特点，导致井筒及近井地带易形成有机与无机的复合堵塞，以胶质、沥青质等形成重质组分为主，同时伴随微量的无机堵塞。此外随着油田开发时间延长，地层内部逐渐亏空，储层压力系数在逐渐减小，常规检泵作业过程中漏失逐年严重，加剧了复合堵塞程度，严重影响油气井的生产能力[1-4]。

考虑添加前置有机清洗段塞，酸化解堵工艺能一定程度上解决此类堵塞，但因酸化工艺需要返排，同时酸性液体会对井下管柱、地面流程等造成一定的腐蚀，限制了酸化工艺的推广应用。各类非酸解堵体系在解决此类复合堵塞方面也发挥着重要作用，其中自生热修井液体系因其生热量充分、生成气体多、无需返排等诸多优点应用最多[3-5]。但传统的自生热修井液体系存在功能单一、生热量不够高等缺点，严重妨碍该类自生热体系在油田推广应用[6-10]。本文针对这一难题，开发出了一种具有“热、调、洗、溶”等多种功能的自生热修井液体系，经实验评价，其对解除重度有机垢、微量无机垢形成的复合堵塞具有良好的适用性，该体系通过现场应用，具有较好的解堵增油效果，这一体系的成功开发对油气田的增产具有重要意义，具有良好的应用前景。

1 自生热修井液体系作用机理分析

通过改进和升级自生热修井液体系配方，使体系具有“热”、“洗”、“调”、“溶”等多种作用机理及功能，能很好地解除井筒及近井地带的复合堵塞，减少修井过程中的冷伤害。

“热”是指利用化学反应中放热反应，产生的热量及气体来改善地层及流体的性质。自生热体系中含有生热剂YG-A、释热剂YG-B及引发剂YG-C，通过化学反应释放大量热量，加热井筒及近井地带，解除温压变化所造成的蜡质、胶质沥青质等引起有机伤害。同时有效降低稠油的黏度，增加稠油流动性能。

“调”是指体系在近井地带反应生成大量的气体，在气体的搅拌作用下，生成泡沫，利用泡沫的贾敏效应有效地封堵高渗层，起到暂堵分流作用，减小储层非均质性的影响。

“洗”是指体系中含有的分散剂是一种活性物质，可以直接分散地层中蜡质、胶质沥青质等重质组分，同时还可以改变地层润湿性，降低油水界面张力，防止水锁或气锁的发生，防止地层发生二次伤害。

“溶”是指体系具有对无机垢一定的螯合作用，可以抑制和分解筛管及近井地带的微量无机垢。体系的螯合作用可改变无机垢电离平衡，使无机垢溶解在液体当中，螯合剂捕获金属离子，有效防止Ca2+、Mg2+、Ba2+、Fe2+等成垢离子的二次沉淀。

2 自生热修井液体系实验评价

2.1 自生热体系热化学反应性能评价

按照配方设计要求，将药剂YG-A、YG-B及YGC溶液依次真空吸入反应釜中，其中三种药剂溶液的总量是2 L，加热升温，当压力明显升高时即判断为反应引发，立即停止加热和打开釜体保温层，记录温度和压力变化情况，结果（见图1）。

可以通过调节引发温度及引发剂浓度等条件，以控制自生热修井液药剂化学生热反应引发的时间和强度，同时也可以通过引发抑制剂的加入，使反应延缓进行。由图1分析可知，自生热修井液体系在引发温度为60℃情况下，峰值温度Tm可达135℃，体系内部峰值压力Pm可达6.1 MPa。

2.2 自生热体系“调”性能评价

体系组分通过化学反应产生大量气体及泡沫，1 tYG-A剂与1 tYG-C剂反应理论上可以生成235.2 m3气体。采用填砂管模型进行驱替模拟，首先水驱至压力稳定，然后按照配方要求，依次注入一定量的YG-A、YG-B和YG-C溶液，再进行后续水驱，整体驱替过程中，注入压力及出口产液含水的变化（见图2）。

图1 引发温度60℃时反应釜内压力及温度变化曲线Fig.1 Pressure and temperature curves in the reactor at a temperature of 60℃

图2 驱替实验压力及含水变化曲线Fig.2 Displacement experimental pressure and water cut curve

由图2可知，通过填砂驱替实验发现，注入自生热修井液体系的过程中，因生成大量的气体及泡沫，压力上升明显，产出液含水下降明显，含水最低下降至30%，后续水驱前端仍具有一定的暂堵分流作用。分析认为生成的泡沫首先进入高渗透层，泡沫分散在多孔介质之中，依靠其贾敏效应封堵高渗层，起到暂堵分流作用，对地层起到一定“调”的作用。

2.3 自生热体系洗油性能评价

2.3.1 自生热体系界面性能评价 对其中液体YG-B药剂和水对原油的界面张力进行测量比较，其中YGB浓度为5%，结果（见表1）。表中符号解释如下：σ1为原油-水（去离子水）界面张力；σ2为原油-药剂溶液界面张力。由表1测试结果知，YG-B可显著降低油水界面张力，降低率高达98%，有效防止水锁或气锁的发生，防止地层发生二次伤害。

表1 YG药剂降低界面张力性能测定Tab.1 Determination of interfacial tension properties of YG

2.3.2 自生热体系渗透清洗性能评价 体系中表面活性剂及油溶性除垢组分，可有效清洗地层，重点解除孔隙壁面的有机沉淀。通过油砂清洗实验，测定自生热修井液体系的清洗效率。一定量的油和砂混合，烘干，模拟地层处的堵塞物质，将一定量的模拟堵塞物放在筛网上，自生热修井液体系浸泡完全，浸泡4 h后，再次称量，通过前后的质量差，计算清洗效率，结果（见表2、图3）。实验表明，蒸馏水几乎没有清洗作用，自生热修井清洗液体系清洗作用较强，清洗效率高达94%，清洗前后的油砂变化较大，清洗后的油砂呈分散状，表面几乎无油。

表2 原油清洗效率实验结果表Tab.2 Experimental results of crude oil cleaning efficiency

2.4 自生热体系螯合性能评价

分别以碳酸钙和碳酸镁模拟不同的无机垢样，分别称取碳酸钙和碳酸镁各10 g加入到500 mL去离子水中，充分搅拌溶解后，加入质量浓度25%的YG-A溶液100 mL，再以去离子水定容至1 L，搅拌均匀后静置，然后间隔一定时间后取样滴定测量水中Ca2+和Mg2+的含量，从而计算出溶解的碳酸钙或碳酸镁质量，结果（见图4）。

由图4分析可得，100 mLYG-A溶液能溶解CaCO3和MgCO3的能力分别为1.05 g和1.73 g，折算为固体量为1 kg的YG-A可溶解CaCO3和MgCO3为42 g和69 g，自生热修井液体系具有一定的溶解无机垢能力。

3 现场应用

渤海某油田As井为2号块东二下段侧钻生产井，生产层位东二下Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组，有效生产厚度49.7 m，该井2015年1月16日投产，投产初期产液量82 m3/d，产油量41 m3/d，含水率50%。2016年8月8日泵故障，8月12日开始检泵，作业中发现井下机组正常，下入原机组，8月17日启泵恢复生产，产液量34 m3/d，产油量14 m3/d，含水率56%。

2017年1月24日开始滴注稠油降黏剂，初期见效明显，产液量95 m3/d，产油量50 m3/d，含水率47%，随后产液量呈缓慢下降趋势、含水呈缓慢上升趋势。至2018年6月，该井产液量89 m3/d，产油量33 m3/d。油藏数据显示该井边底水能量充足，判断该井筛管及近井地带存在一定的复合堵塞。2018年7月1日至7月17日进行检泵作业，并使用自生热修井液体系进行解堵作业，措施前后该井日产液量及产油量（见图5）。

图3 清洗前后的油砂Fig.3 Oil sand before and after cleaning

图4 螯合溶垢实验结果Fig.4 Chelating and scaling test results

图5 As井自生热修井液体系解堵前后产液量与产油量Fig.5 Liquid production and oil production before and after plugging of self-generated heat workover fluid system in As well

自生热修井液体系解堵后，As井产液量由检泵前的89 m3/d上升至240 m3/d，产油量由检泵前33 m3/d上升至86 m3/d，措施后日产油量增幅1.61倍。

截至目前，该自生热修井液体系在渤海某区块累计施工25井次左右，措施成功率在80%以上，措施后日产油增幅为1～3倍，增产效果显著。

4 结论

（1）自生热修井液体系具有“热、调、洗、溶”的综合功能，可解除近井地带重度有机垢及微量无机垢形成的复合堵塞，可减少修井过程中冷伤害。

（2）实验结果表明，在引发温度60℃的条件下，自生热修井液体系的峰值温度高达135℃，峰值压力高达6.1 MPa，综合洗油效率94%，1 kgYG-A可溶解无机垢CaCO3和MgCO3分别为42 g和69 g。

（3）渤海某油田As井进行自生热修井液体系解堵后，日产油量由检泵前33 m3/d上升至86 m3/d左右，增幅为1.61倍左右。截至目前，自生热修井液体系在渤海某区块累计施工25井次，日产油增幅为1～3倍，增油效果显著，具有广阔的应用前景。