渤海低渗稠油油田降压解堵技术研究

田相友，毕炎超，肖 峰，贺煜峰，曹智鹏

（1.中海石油环保服务（天津）有限公司，天津300452；2.中海油能源发展安全环保公司，天津 300452）

渤海油田地处北方，大半年处于低温环境，其油藏具有孔隙不均以及原油黏度高、胶质沥青质及黏土含量高[1]等特征。修井作业中使用的低于储层温度的措施液漏失到储层后，会发生水冷伤害、油水乳化、黏土水化膨胀、微粒运移堆积等问题，导致油井恢复周期延长甚至停产，严重影响采油率[2-3]，为此而采取的大量增产措施，破坏了油藏孔隙结构，同时影响工作液返排，严重影响措施的效果及油井采油率[4-5]。根据实验的分析结果，本文提出了一种以“热＋化学液”解除低渗稠油堵塞的方法，可为其他稠油油田储层伤害治理提供借鉴。

1 油井冷伤害分析

渤海低渗油田的年产量仅占渤海油田总产量的1.6%，开发效果较差。油田的孔隙形态多为不规则形，喉道多为片形喉状，原油物性属于重质原油，具有高密度、高黏度、高凝固点、高含蜡量等特点，含蜡量平均为35.17%，胶质沥青质平均为25.89%，凝固点在32.4℃左右，地层水为NaHCO3型。依据贾敏效应，修井液进入地层后，会改变原油的物理化学性质，形成稳定的O/W或W/O的乳状液胶团。这种乳状液胶团在通过孔隙喉道时，会大大增加油流的摩擦力[6]。田乃林等[7]通过数值模拟计算得出结论，施工流体的温度越低，则冷伤害程度越严重。

统计近年来常规修井作业数据后发现，产油的含水率大幅度升高，恢复期平均在20d以上。渤海油田使用多功能解堵液后，部分油井的恢复周期可缩短5~8d，但不能完全解决低渗稠油油藏伤害的难题。统计数据见表1。

表1 渤海油田修井情况统计表Table 1 Statistics of well workover in Bohai Oilfield

2 实验研究

2.1 原油黏度对温度的影响

渤海稠油油田的油藏孔隙结构变化多样，外来水和温度对稠油低渗块孔隙的影响非常大[8]。取SZ36-1油田的原油样品，分析不同温度及不同含水率下的原油的黏温曲线，结果见图1。数据显示，原油从高温向低温变化时的黏度以及从低温向高温变化时的黏度，均呈指数倍变化，不同温度下，含水越高黏度的变化越大。柴世超等[9]的研究结果表明，原油黏度与含水量的关系与指幂函数型吻合。控制外来流体的配伍性和温度，是预防储层伤害的重要措施[10]。实验数据显示，温度控制在65℃以上时的降黏效果最佳，结合管柱热损失以及井下设备耐温在90~120℃的情况，工作液温度在80~90℃为最佳工况。

图1 原油的黏温曲线Fig.1 viscosity curve of crude oil at different temperature and different temperatures

2.2 化学性质影响

低的表面张力和界面张力可以防止水伤害，促进地热水返排。取SZ36-1油田的原油油样进行表面张力、界面张力的性能测试，根据图1的黏温曲线，确定实验温度为85℃进行实验，结果见表2。从表2可知，多功能解堵液在85℃下表现出了很好的降低原油表面张力和界面张力的能力。高温多功能解堵液不但对储层岩石表面的原油具有高效的渗透、破乳分散、清洁的效果，还可将岩芯孔道表面的亲油性改变为亲水性，从而减小原油的流动透阻力，提高油井原油的渗速率[11]，具有较好的解堵功能。

表2 多功能解堵液的表面活性数据（85℃）Table 2 surface activity data of multifunctional cleaning solution(85℃)

2.3 原油降黏实验

降黏实验可以证明药剂具有防止和破坏原油乳化的能力，可有效解决原油乳化胶团的堵塞伤害，因此，需要考察多功能解堵液对原油的降黏能力。我们选择了SZ36-1平台原油黏度较大的P平台（C、G平台）和黏度较小的平台（A、B平台），在85℃下进行实验。实验方法：用多功能解堵液配制成1%地热水溶液，地热水溶液与脱水原油以3∶7的比例进行混合，考察多功能解堵液对原油的降黏能力，结果见图2。每个平台测定2组数据，降黏率达到98.3%以上，详细数据见表3。

图2 多功能解堵液溶解胶质、蜡质的效果

表3 多功能解堵液降黏率数据表

2.4 岩石孔隙的清洁实验

选择不同渗透率的圆柱形岩样用原油驱替，再抽真空饱和盐水48h后，将岩样放在真空干燥箱中抽真空不同时间（5min、10min、20min、30min、40min）后，测量岩样的滞留液量，结果见表4。由表4可知，随着抽真空时间的增加，液相滞留量的降低幅度明显减缓，加入多功能解堵液的盐水溶液后，液相滞留量的降低幅度明显大于未加清洗剂的盐水。由此可见，多功能解堵液对油藏岩石有明显的清洗效果。

表4 清洗岩芯试验数据表

3 工艺应用

将渤海SZ36-1油田某平台低渗稠油Z3井作为实验对象。该井的油层中部温度偏低（45~55℃）[12]，流动性差且容易析蜡和乳化堵塞，低温修井液大量漏失，产量下降，含水增高，产能恢复期延长。现场作业流程：先顶替前置液3m3，关闭环空，向井底挤入高温多功能解堵液，关闭油井12h。操作数据详见图3。将485m3多功能解堵液加热到85~90℃后注入，排量9~18m3·h-1，初期作业压力8MPa。随着高温多功能解堵液将油管内的蜡质溶解、分散并到达近井地带，泵压先降低至4.2 MPa再下降至1.5 MPa，压力计显示井底附近的温度提高了10℃。在压力-温度曲线图中，横坐标3-4、8-10位置的注入压力迅速下降，保持低压注入，作业过程中井底温度逐渐上升至80℃左右，保持稳定，注入压力逐渐稳定，说明地层伤害解锁彻底。

图3 Z3井的压力与温度曲线Fig.3 Operation curve of well Z3

对Z3井实施作业后，油气的恢复曲线见图4。从图4可以看出，油井的产油恢复期为2d，油井复产后油压上升到2MPa，含水率由76%下降到20%，产油量上升到84m3·d-1。高温多功能解堵液能使油水驱动压力大幅下降，有效解锁近井地带油层的乳化和冷伤害，提高返排速率，缩短恢复周期。

图4 Z3井的油气恢复曲线Fig. 4 hydrocarbon recovery curve of well Z3

4 应用效果

笔者统计了多功能解堵液在渤海油田稠油区块的应用情况，从图5的统计结果可知，油井可缩短恢复周期8~22d，应用效果良好。但是，该多功能解堵液不是通用型的，每个区块的原油物性和岩石孔隙的结构特性都有区别，在作业前，需要对井史、油藏、原油物性等因素进行多方面分析，选取合适的工艺和措施液，以达到最佳的处理效果。

图5 不同区块油田解除冷伤害应用井统计Fig.5 Statistics of application wells for removing cold damage in different blocks

5 结论

通过实验发现，SZ36-1油田的稠油黏度受温度的影响较大。当原油温度降低至40℃时，可利用“热”消除“冷伤害”。研究结果表明，利用多功能解堵液的高效分散与渗透作用，可剥离岩石孔隙表面沉积的原油，同时破坏原油的乳化状态，降低原油黏度，提高流动性，从而大大降低岩石孔隙表面的阻力。提高原油温度及使用多功能解堵液，可提高油藏岩石孔隙的恢复能力，缩短恢复周期8~22d，彻底消除油井近井地带的堵塞伤害影响。