生物酶解堵技术在海上油田的应用及效果分析

李啸南，田 苗，刘艳涛，刘汝敏，曾 鸣，冯 青

（1.中海油田服务股份有限公司，天津 300450；2.中海油（中国）有限公司，天津 300452）

渤海P 油田为复杂小断块稠油油田，主力油组上部地层原油黏度318 mPa·s～496 mPa·s，油组下部地层原油黏度30 mPa·s～60 mPa·s。油田大部分区块为天然能量开发，产量递减速度快。原油中胶质、沥青质和蜡含量高，凝固点在10 ℃～20 ℃。在生产过程中有机质随着温度压力下降析出，容易对筛管表面、近井地带造成堵塞，引起产量下降。油田很多油井在钢丝作业期间，通井遇阻无法继续下入，起出工具串带有大量黏稠的油泥。目前油田多数油井产量低，部分井检泵频繁，经济性差。而目前海上常规的增产措施面临基础设备投入大、程序复杂、耗能高，油藏易受到伤害，采出液处理难度大，平台井空间狭小、淡水缺乏，操作困难等问题和难点。

针对以上问题本文开展了生物酶解堵技术研究，该技术可解决目前海上现有增产技术的局限性和难点，既能解堵降黏，又能保护油藏，降低能耗，工艺简单，且提高采收率效果显著。

1 AP 生物酶增产机理及特点

AP 生物酶是一种运用基因工程、细胞工程、酶工程等现代生物工程技术制成的一种以蛋白质为基质的非活性制剂，能使储层中原有附着在岩石上的原油迅速分离达到增产的目的。其增产机理为：（1）具有非常高的释放储层岩石颗粒表面碳氢化合物的能力。能将近井地带结晶、堆积在岩石颗粒上的蜡及胶质、沥青质剥落下来，使原油从岩石颗粒表面释放，扩大油层孔隙空间，提高井底附近地层的渗透率，从而提高原油产量。（2）附着在岩石表面，可以改变岩石的润湿状态，使岩石润湿性变为水湿，降低润湿角和岩石颗粒的界面张力，提高油相渗透率，降低原油在地层孔隙中的流动阻力。实施AP 生物酶解堵措施可以达到原油增产、提高开发效果的目的[1-3]。

AP 生物酶解堵剂具备以下特征：

（1）pH 值为7，无腐蚀性，保证注入设备和管柱的安全；

（2）具有良好的配伍性；

（3）有效清洗有机质堵塞；

（4）有效降低原油黏度，改善其流动性，改善地层的渗流能力；

（5）有效溶解、稳定黏土；

（6）具有良好的扩散性，以达到深部解堵的目的；

（7）具有良好的环保性、安全性；

（8）与地面流程具有良好的适应性，返出液可以直接进入生产流程。

其性能指标（见表1）。

表1 AP 生物酶药剂性能指标

2 室内实验评价

2.1 界面张力测试

室内测定了生物酶溶液界面张力随浓度的变化关系。测试结果表明，随着生物酶溶液浓度的增加，界面张力呈现先下降后上升的趋势。当生物酶溶液浓度为0.5 %时，界面张力达到最小值0.2 mN/m（见图1）。

图1 生物酶溶液界面张力随浓度的变化关系

2.2 润湿性

按照接触角测定仪操作规程测定了含5 %生物酶的溶液随时间变化对润湿角的影响（见表2）。结果表明，生物酶具有明显改变润湿角的功能，在较短的时间（5 min 以内）可以使石英表面由油湿转变为水湿，随着时间延长，润湿角进一步向水湿方向转化，使岩石的油相渗透率增加，水相渗透率减少，降低产出液的含水率。

表2 生物酶随时间变化对润湿角的影响

2.3 洗油能力测定实验

2.3.1 不同浓度药剂洗油能力实验 室内测定了不同浓度生物酶溶液对油砂洗油效率的影响。按照配液表配制溶液，油田地层水矿化度为18 000 mg/L，其中1#、2#、3#、4#分别为0.5 %、1 %、2 %、5 %浓度生物酶解堵剂溶液。取100 g 石英砂（20/40 目），加入10 g 油田原油，配制10 %含油量的油砂，烘干、称量试管至恒重，称取5 g 油砂混合物，放入试管中，分别加入10 mL洗油剂（1#、2#、3#、4#）。放入储层温度，恒温60 ℃放置4 h。将各试管中洗出的油和溶液吸出，将剩余石英砂小心转移至烧杯中，在105 ℃下将石英砂烘干至恒重，称量石英砂质量，计算洗油效率，洗油率%=洗出油量/总油量。

观察发现，生物酶溶液慢慢将原油从石英砂表面分离下来，成油滴状或团状浮起，分离后砂粒表面清洁，且油水界面整齐，说明生物酶溶液有较好的洗油能力，且与原油混合后不乳化。浓度为0.5 %生物酶溶液，平均洗油效率即可达到90.1 %，随着浓度升高，洗油效率不断增大，5 %浓度生物酶平均洗油效率高达99.8 %，实验结果（见表3）。

表3 不同药剂浓度洗油能力实验结果

图2 配方1#、2#、3#、4#、5# 洗油前及洗油后外观

2.3.2 不同配液用水洗油能力实验 室内测定了不同配液用水对生物酶溶液油砂洗油效率的影响。按照配液表配制溶液，使用5 %生物酶溶液，地层水矿化度为18 000 mg/L，其中1#、2#、3#、4#及5#分别为使用地层水、3/4、1/2、1/4 及0 倍地层水，实验过程同上。将加入洗油剂的油砂混合物恒温60 ℃放置后，分别于0.5 h、1 h、4 h 对试管进行观测照相（见图2），并计算洗油效率。

测试结果表明，5 %生物酶溶液平均洗油效率高达98.5 %～99.5 %，且不受地层水矿化度的影响，是一种很好的油井解堵技术（见表4）。

表4 不同配液洗油能力实验结果

2.4 岩心解堵实验

取2 块岩心，进行岩心驱替实验。首先正向通盐水，测盐水的渗透率K0，再正向通原油，形成堵塞，再次正向通盐水，水驱至含水98 %，测解堵前盐水的渗透率K1。之后反向通生物酶2 PV 后恒温24 h，解堵。最后正向通盐水，水驱至含水98 %，测解堵后盐水的渗透率K2。根据堵前、堵后及解堵后的渗透率变化情况，可以评价岩心伤害程度及解堵程度。实验结果（见表5），可以看出，生物酶对充填岩心的有机堵塞，解堵效果明显，5 %生物酶解堵程度可达44.8 %。

3 现场应用

3.1 选井依据

表5 岩心解堵实验结果

海上油田储层胶结疏松，采用强注强采，使得层间干扰严重，含水上升较快。部分区块注采井网不完善，地层亏空严重。油井堵塞原因复杂，面临有机垢、无机垢、黏土、粉砂微粒等多种伤害问题。高含水、污染、地层压力低等原因导致海上油田低产低效井众多，影响油田整体开发效果，针对这些低产低效井应该采取分类治理。

基于海上油田的这些开发特点，结合生物酶的作用机理，建议生物酶解堵选井条件如下：

（1）建议选择因各种工艺措施造成乳化堵塞、有机物堵塞导致供液不足、产量突然下降的油井，且地层仍有一定能量，解堵后供液能力强的油井；（2）建议选择储层条件较好，有一定储量的油井（孔隙度大于20 %，渗透率大于150 mD，含油饱和度大于60 %）；（3）建议选择含水率在40 %～80 %的油井（生物酶可吸附在岩石表面，可持久的发生作用），尽量避免选择底水活跃的油井[4-6]；（4）避免非均质性严重的油井，防止解堵剂挤入地层后，大多进入渗透性好的高含水层，引起解堵后油井含水升高。

3.2 基本思路

（1）生物酶解堵药剂是结合油、水和油藏条件综合考虑复配而成的。根据每口井每个区块的矿物组分、地层水注入成分、地层温度、原油性质结合堵塞物成分分析进行生物酶解堵液配方设计，确定合理的生物酶解堵剂浓度；（2）根据油井管柱确定施工方式，满足正挤条件的，可通过油管正挤处理液，反之可通过油套环空反挤处理液；（3）根据设计解堵半径确定解堵液的用量；（4）根据地层参数和管柱特点确定施工参数，施工前首先进行试注，施工排量可根据现场施工压力进行调整。

3.3 作业程序

（1）现场按设计浓度配制好溶液；（2）进行试挤注作业，确定地层正常吸液；（3）用泵将生物酶解堵处理液从油管或套管注入井筒内；（4）清水顶替进油层；（5）焖井3 d～5 d，启泵生产，直接进入生产流程。

3.4 应用情况

P 油田P1 井投产初期流压9.85 MPa，产量高，递减快。由该井生产动态变化分析，该井后期产量相对稳定，受注水影响，生产后期含水呈“台阶式”上升，产油量下降。2017 年8 月至9 月进行修井，开井后产液和流压均呈下降趋势。由于该井生产层位原油黏度高，且生产压差大，地层原油在近井地带发生脱气，进而产生胶质、沥青质沉淀等有机堵塞，降低储层渗透性，影响油井产量。建议对P1 井进行生物酶解堵作业，提高该井产能。

综合P1 井实际情况及实验结果，确定合理的生物酶解堵剂浓度及用量（见表6）。2018 年9 月，该井现场实施生物酶解堵作业，由于通井遇阻，采用反挤作业，共使用洗井液15 m3，生物酶解堵工作液120 m3，顶替液48 m3，累计液量183 m3。施工作业曲线（见图3）。

施工后关井浸泡120 h 后开井生产。解堵前日产液18 m3，日产油7 m3，含水62 %，泵频率40 Hz，流压3.1 MPa。解堵后日产液57 m3，日产油15 m3，含水74%，泵频率40 Hz，流压3.4 MPa。解堵效果明显，相比于措施前，产液增至3 倍，产油增至2 倍，为该小断块稠油油田稳产增产提供了新思路。

表6 P1 井配液数据表

4 结论与认识

（1）界面张力、润湿性、洗油效率和岩心解堵等实验结果表明，AP 生物酶可以剥离黏附在岩石颗粒上的原油，使岩石润湿性向水湿转化，从而降低原油在地层孔隙中的流动阻力，解除近井地带污染，达到油井增产目的。

图3 P1 井生物酶解堵施工曲线

（2）AP 生物酶解堵技术具有环境友好、快速高效、保护油藏、工艺简单，提高采收率效果显著等优点。

（3）AP 生物酶解堵技术在海上小断块稠油油田的应用取得了明显的效果，解堵后油井产液增至3 倍，产油增至2 倍，为该油田今后实施增产措施提供了非常有益的经验。