郭宏峰 ，邢希金 ，曹硯鋒 ，石先亞 ，劉 磊 ，張 博 ，李 安

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459；2.中海石油（中國(guó)）有限公司北京研究中心，北京 100028）

渤海稠油油藏油井在開(kāi)發(fā)生產(chǎn)過(guò)程中，因原油密度高、黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、易發(fā)生乳化傷害等特點(diǎn)，導(dǎo)致井筒及近井地帶易形成有機(jī)與無(wú)機(jī)的復(fù)合堵塞，以膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等形成重質(zhì)組分為主，同時(shí)伴隨微量的無(wú)機(jī)堵塞。此外隨著油田開(kāi)發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，地層內(nèi)部逐漸虧空，儲(chǔ)層壓力系數(shù)在逐漸減小，常規(guī)檢泵作業(yè)過(guò)程中漏失逐年嚴(yán)重，加劇了復(fù)合堵塞程度，嚴(yán)重影響油氣井的生產(chǎn)能力[1-4]。

考慮添加前置有機(jī)清洗段塞，酸化解堵工藝能一定程度上解決此類堵塞，但因酸化工藝需要返排，同時(shí)酸性液體會(huì)對(duì)井下管柱、地面流程等造成一定的腐蝕，限制了酸化工藝的推廣應(yīng)用。各類非酸解堵體系在解決此類復(fù)合堵塞方面也發(fā)揮著重要作用，其中自生熱修井液體系因其生熱量充分、生成氣體多、無(wú)需返排等諸多優(yōu)點(diǎn)應(yīng)用最多[3-5]。但傳統(tǒng)的自生熱修井液體系存在功能單一、生熱量不夠高等缺點(diǎn)，嚴(yán)重妨礙該類自生熱體系在油田推廣應(yīng)用[6-10]。本文針對(duì)這一難題，開(kāi)發(fā)出了一種具有“熱、調(diào)、洗、溶”等多種功能的自生熱修井液體系，經(jīng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，其對(duì)解除重度有機(jī)垢、微量無(wú)機(jī)垢形成的復(fù)合堵塞具有良好的適用性，該體系通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，具有較好的解堵增油效果，這一體系的成功開(kāi)發(fā)對(duì)油氣田的增產(chǎn)具有重要意義，具有良好的應(yīng)用前景。

1 自生熱修井液體系作用機(jī)理分析

通過(guò)改進(jìn)和升級(jí)自生熱修井液體系配方，使體系具有“熱”、“洗”、“調(diào)”、“溶”等多種作用機(jī)理及功能，能很好地解除井筒及近井地帶的復(fù)合堵塞，減少修井過(guò)程中的冷傷害。

“熱”是指利用化學(xué)反應(yīng)中放熱反應(yīng)，產(chǎn)生的熱量及氣體來(lái)改善地層及流體的性質(zhì)。自生熱體系中含有生熱劑YG-A、釋熱劑YG-B及引發(fā)劑YG-C，通過(guò)化學(xué)反應(yīng)釋放大量熱量，加熱井筒及近井地帶，解除溫壓變化所造成的蠟質(zhì)、膠質(zhì)瀝青質(zhì)等引起有機(jī)傷害。同時(shí)有效降低稠油的黏度，增加稠油流動(dòng)性能。

“調(diào)”是指體系在近井地帶反應(yīng)生成大量的氣體，在氣體的攪拌作用下，生成泡沫，利用泡沫的賈敏效應(yīng)有效地封堵高滲層，起到暫堵分流作用，減小儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響。

“洗”是指體系中含有的分散劑是一種活性物質(zhì)，可以直接分散地層中蠟質(zhì)、膠質(zhì)瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分，同時(shí)還可以改變地層潤(rùn)濕性，降低油水界面張力，防止水鎖或氣鎖的發(fā)生，防止地層發(fā)生二次傷害。

“溶”是指體系具有對(duì)無(wú)機(jī)垢一定的螯合作用，可以抑制和分解篩管及近井地帶的微量無(wú)機(jī)垢。體系的螯合作用可改變無(wú)機(jī)垢電離平衡，使無(wú)機(jī)垢溶解在液體當(dāng)中，螯合劑捕獲金屬離子，有效防止Ca2+、Mg2+、Ba2+、Fe2+等成垢離子的二次沉淀。

2 自生熱修井液體系實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

2.1 自生熱體系熱化學(xué)反應(yīng)性能評(píng)價(jià)

按照配方設(shè)計(jì)要求，將藥劑YG-A、YG-B及YGC溶液依次真空吸入反應(yīng)釜中，其中三種藥劑溶液的總量是2 L，加熱升溫，當(dāng)壓力明顯升高時(shí)即判斷為反應(yīng)引發(fā)，立即停止加熱和打開(kāi)釜體保溫層，記錄溫度和壓力變化情況，結(jié)果（見(jiàn)圖1）。

可以通過(guò)調(diào)節(jié)引發(fā)溫度及引發(fā)劑濃度等條件，以控制自生熱修井液藥劑化學(xué)生熱反應(yīng)引發(fā)的時(shí)間和強(qiáng)度，同時(shí)也可以通過(guò)引發(fā)抑制劑的加入，使反應(yīng)延緩進(jìn)行。由圖1分析可知，自生熱修井液體系在引發(fā)溫度為60℃情況下，峰值溫度Tm可達(dá)135℃，體系內(nèi)部峰值壓力Pm可達(dá)6.1 MPa。

2.2 自生熱體系“調(diào)”性能評(píng)價(jià)

體系組分通過(guò)化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生大量氣體及泡沫，1 tYG-A劑與1 tYG-C劑反應(yīng)理論上可以生成235.2 m3氣體。采用填砂管模型進(jìn)行驅(qū)替模擬，首先水驅(qū)至壓力穩(wěn)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，再進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，整體驅(qū)替過(guò)程中，注入壓力及出口產(chǎn)液含水的變化（見(jiàn)圖2）。

圖1 引發(fā)溫度60℃時(shí)反應(yīng)釜內(nèi)壓力及溫度變化曲線Fig.1 Pressure and temperature curves in the reactor at a temperature of 60℃

圖2 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)壓力及含水變化曲線Fig.2 Displacement experimental pressure and water cut curve

由圖2可知，通過(guò)填砂驅(qū)替實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，注入自生熱修井液體系的過(guò)程中，因生成大量的氣體及泡沫，壓力上升明顯，產(chǎn)出液含水下降明顯，含水最低下降至30%，后續(xù)水驅(qū)前端仍具有一定的暫堵分流作用。分析認(rèn)為生成的泡沫首先進(jìn)入高滲透層，泡沫分散在多孔介質(zhì)之中，依靠其賈敏效應(yīng)封堵高滲層，起到暫堵分流作用，對(duì)地層起到一定“調(diào)”的作用。

2.3 自生熱體系洗油性能評(píng)價(jià)

2.3.1 自生熱體系界面性能評(píng)價(jià) 對(duì)其中液體YG-B藥劑和水對(duì)原油的界面張力進(jìn)行測(cè)量比較，其中YGB濃度為5%，結(jié)果（見(jiàn)表1）。表中符號(hào)解釋如下：σ1為原油-水（去離子水）界面張力；σ2為原油-藥劑溶液界面張力。由表1測(cè)試結(jié)果知，YG-B可顯著降低油水界面張力，降低率高達(dá)98%，有效防止水鎖或氣鎖的發(fā)生，防止地層發(fā)生二次傷害。

表1 YG藥劑降低界面張力性能測(cè)定Tab.1 Determination of interfacial tension properties of YG

2.3.2 自生熱體系滲透清洗性能評(píng)價(jià) 體系中表面活性劑及油溶性除垢組分，可有效清洗地層，重點(diǎn)解除孔隙壁面的有機(jī)沉淀。通過(guò)油砂清洗實(shí)驗(yàn)，測(cè)定自生熱修井液體系的清洗效率。一定量的油和砂混合，烘干，模擬地層處的堵塞物質(zhì)，將一定量的模擬堵塞物放在篩網(wǎng)上，自生熱修井液體系浸泡完全，浸泡4 h后，再次稱量，通過(guò)前后的質(zhì)量差，計(jì)算清洗效率，結(jié)果（見(jiàn)表2、圖3）。實(shí)驗(yàn)表明，蒸餾水幾乎沒(méi)有清洗作用，自生熱修井清洗液體系清洗作用較強(qiáng)，清洗效率高達(dá)94%，清洗前后的油砂變化較大，清洗后的油砂呈分散狀，表面幾乎無(wú)油。

表2 原油清洗效率實(shí)驗(yàn)結(jié)果表Tab.2 Experimental results of crude oil cleaning efficiency

2.4 自生熱體系螯合性能評(píng)價(jià)

分別以碳酸鈣和碳酸鎂模擬不同的無(wú)機(jī)垢樣，分別稱取碳酸鈣和碳酸鎂各10 g加入到500 mL去離子水中，充分?jǐn)嚢枞芙夂?，加入質(zhì)量濃度25%的YG-A溶液100 mL，再以去離子水定容至1 L，攪拌均勻后靜置，然后間隔一定時(shí)間后取樣滴定測(cè)量水中Ca2+和Mg2+的含量，從而計(jì)算出溶解的碳酸鈣或碳酸鎂質(zhì)量，結(jié)果（見(jiàn)圖4）。

由圖4分析可得，100 mLYG-A溶液能溶解CaCO3和MgCO3的能力分別為1.05 g和1.73 g，折算為固體量為1 kg的YG-A可溶解CaCO3和MgCO3為42 g和69 g，自生熱修井液體系具有一定的溶解無(wú)機(jī)垢能力。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

渤海某油田As井為2號(hào)塊東二下段側(cè)鉆生產(chǎn)井，生產(chǎn)層位東二下Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組，有效生產(chǎn)厚度49.7 m，該井2015年1月16日投產(chǎn)，投產(chǎn)初期產(chǎn)液量82 m3/d，產(chǎn)油量41 m3/d，含水率50%。2016年8月8日泵故障，8月12日開(kāi)始檢泵，作業(yè)中發(fā)現(xiàn)井下機(jī)組正常，下入原機(jī)組，8月17日啟泵恢復(fù)生產(chǎn)，產(chǎn)液量34 m3/d，產(chǎn)油量14 m3/d，含水率56%。

2017年1月24日開(kāi)始滴注稠油降黏劑，初期見(jiàn)效明顯，產(chǎn)液量95 m3/d，產(chǎn)油量50 m3/d，含水率47%，隨后產(chǎn)液量呈緩慢下降趨勢(shì)、含水呈緩慢上升趨勢(shì)。至2018年6月，該井產(chǎn)液量89 m3/d，產(chǎn)油量33 m3/d。油藏?cái)?shù)據(jù)顯示該井邊底水能量充足，判斷該井篩管及近井地帶存在一定的復(fù)合堵塞。2018年7月1日至7月17日進(jìn)行檢泵作業(yè)，并使用自生熱修井液體系進(jìn)行解堵作業(yè)，措施前后該井日產(chǎn)液量及產(chǎn)油量（見(jiàn)圖5）。

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

圖4 螯合溶垢實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.4 Chelating and scaling test results

圖5 As井自生熱修井液體系解堵前后產(chǎn)液量與產(chǎn)油量Fig.5 Liquid production and oil production before and after plugging of self-generated heat workover fluid system in As well

自生熱修井液體系解堵后，As井產(chǎn)液量由檢泵前的89 m3/d上升至240 m3/d，產(chǎn)油量由檢泵前33 m3/d上升至86 m3/d，措施后日產(chǎn)油量增幅1.61倍。

截至目前，該自生熱修井液體系在渤海某區(qū)塊累計(jì)施工25井次左右，措施成功率在80%以上，措施后日產(chǎn)油增幅為1～3倍，增產(chǎn)效果顯著。

4 結(jié)論

（1）自生熱修井液體系具有“熱、調(diào)、洗、溶”的綜合功能，可解除近井地帶重度有機(jī)垢及微量無(wú)機(jī)垢形成的復(fù)合堵塞，可減少修井過(guò)程中冷傷害。

（2）實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在引發(fā)溫度60℃的條件下，自生熱修井液體系的峰值溫度高達(dá)135℃，峰值壓力高達(dá)6.1 MPa，綜合洗油效率94%，1 kgYG-A可溶解無(wú)機(jī)垢CaCO3和MgCO3分別為42 g和69 g。

（3）渤海某油田As井進(jìn)行自生熱修井液體系解堵后，日產(chǎn)油量由檢泵前33 m3/d上升至86 m3/d左右，增幅為1.61倍左右。截至目前，自生熱修井液體系在渤海某區(qū)塊累計(jì)施工25井次，日產(chǎn)油增幅為1～3倍，增油效果顯著，具有廣闊的應(yīng)用前景。