尤秋彥（中國石油大港油田石油工程研究院）

周青莊油田油藏埋深2 239.2～3 111 m，為大港油田一典型的低滲透裂縫型油藏，產(chǎn)油量逐年遞減。2010 年后大部分井進(jìn)行壓裂酸化改造。由于層間差異、儲層物性差等原因，引起水鎖損害嚴(yán)重，導(dǎo)致作業(yè)恢復(fù)周期達(dá)7 天以上，產(chǎn)油量恢復(fù)率只有56%，影響了油田穩(wěn)產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)效益[1-2]。

目前常用修井液為南三站污水和地下自來水，添加一些氯化鉀、助排劑、抑制劑等，這些入井流體不能有效針對低孔低滲、裂縫性致密砂巖油藏特點(diǎn)，無法建立良好的配伍性，入井液大量滯留在致密的儲層中，不止是水鎖損害[3]，還有油鎖損害，加重了返排的難度?，F(xiàn)有技術(shù)應(yīng)用效果不理想，嚴(yán)重阻礙了油層保護(hù)技術(shù)在周青莊油田的推廣[4]。

1 概況

沙三段巖性以深灰色、灰褐色泥巖與淺灰色中細(xì)砂巖、粉砂巖為主，儲層平均孔隙度為10.5%；平均滲透率4.6 md。整體屬于低孔低滲儲層，大部分井壓裂酸化改造，改變了原有的孔隙結(jié)構(gòu)[5]。目的層水敏損害率為35.68%～50.47%，發(fā)生水敏、鹽敏損害的臨界礦化度為10 000 mg/L，此時(shí)造成的滲透率下降幅度為35%以上，主要是儲層中水敏、鹽敏性黏土礦物所致。地層水為碳酸氫鈉型，礦化度12 405.7 mg/L，堿度高，陰離子含量HCO3-為244 mg/L、SO4-2為744 mg/L。統(tǒng)計(jì)施工井效果見表1，油井作業(yè)后恢復(fù)期長。

表1 周青莊油田修井作業(yè)情況

2 低孔低滲、裂縫性致密砂巖儲層保護(hù)修井液技術(shù)

2.1 防水敏組分研制

大港油田常用CSA 類無機(jī)鹽（KCL）為防水敏抑制劑，短期見效快，耐水洗時(shí)間短，抑制穩(wěn)定性差[6]。通過室內(nèi)復(fù)配銨類和醋酸等藥劑形成低分子季銨鹽類抑制劑，南三站水抑制劑組分優(yōu)選實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表2：采用南三站水，防膨率隨濃度的增加最高達(dá)到大于或等于98%，耐水洗時(shí)間48 h，抑制時(shí)間穩(wěn)定，滿足修井作業(yè)時(shí)間的要求。

表2 南三站水抑制劑組分優(yōu)選實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表2 中看出，JJA1.5%加量耐水洗穩(wěn)定抑制性好，防膨率大于或等于90%，試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)加量增大，防膨率變化不大。根據(jù)周青莊儲層特性，選用強(qiáng)抑制性的低分子季銨鹽AY 效果最佳，1.5%加量防膨率達(dá)到了93%以上，耐水洗時(shí)間48 h?？捎行б种频蜐B裂縫儲層黏土的水化膨脹。

2.2 快速返排新材料的加入

多基團(tuán)聚合物增加其產(chǎn)品的親水和親油性能，降低氣液間表面張力及油水間界面張力；Gemini 陽離子表面活性劑增加液體滯留的助排能力，最后加入低碳醇，降低巖心含水飽和度，進(jìn)一步增加其預(yù)防或解除滯留損害的效果。同時(shí)通過和非離子表面活性劑復(fù)配，增加其抗溫及抗鹽性能。同時(shí)，添加低磷環(huán)保阻垢劑阻止因周青莊地層水中含有陰離子HCO3-為244 mg/L、SO4-2為744 mg/L 與流體中的陽離子生成垢，引起固相堵塞[7-8]。復(fù)配后的配方在表、界面張力實(shí)驗(yàn)中，加以驗(yàn)證，新材料加量優(yōu)選試驗(yàn)見表3。

表3 新材料加量優(yōu)選試驗(yàn)

從表3 中可以看出，剝離出的液體透明、無垢。隨新材料加量的增大，表界面張力呈降低趨勢，最低界面0.346 mN/m，表面張力22.195 mN/m。界面張力由常用體系1.3 mN/m 降低到0.346 mN/m。實(shí)現(xiàn)了原油與井筒液之間的快速剝離，提高返排率。

通過原油配伍性評價(jià)（圖1），驗(yàn)證了上述表3中的數(shù)據(jù)，1#樣品新材料配方0.5%新材料+0.2%有機(jī)胺聚合物阻垢劑，可以直觀的判定1#樣品油液混合后經(jīng)過8 h、50 ℃水浴后，油水界面分明不掛壁，液體底部澄清、透明、均勻。3#、4#（常用配方+助排劑+防水敏劑）樣品混合后出現(xiàn)油掛壁，形成油鎖，堵塞油流通道，降低油井的產(chǎn)量[9]。2#樣品（常用配方+助排劑）混合后無油水界面，黏度快速增加，不利于流動(dòng)。

圖1 歧24-26 井油樣與體系配伍性評價(jià)

該1#配方在油、水井壓裂、防砂或酸化添加劑中應(yīng)用效果較好，耐溫小于或等于150 ℃，能降低工作液表面張力或工作液與原油之間的界面張力作用，并能有效地防止油水乳化，提高工作液的返排速度。

根據(jù)表3 試驗(yàn)數(shù)據(jù)，優(yōu)化配方0.5%新材料+0.2%阻垢劑（蒸餾水）+1%AY 條件下進(jìn)行性能指標(biāo)檢驗(yàn)，新材料加入后體系性能見表4。

表4 新材料加入后體系性能

從表4 中試驗(yàn)結(jié)果得出，優(yōu)化后的配方，配伍性好，性能穩(wěn)定?？偭缀?.87 mg/L，低于國家水處理排放標(biāo)準(zhǔn)。實(shí)現(xiàn)了國家近幾年大力提倡低磷環(huán)保型藥劑的應(yīng)用。

3 綜合性能評價(jià)

通過以上實(shí)驗(yàn)研究，確定了技術(shù)組分及加量，同時(shí)室內(nèi)應(yīng)用新材料即加快了返排速度又抑制了垢的生成，形成低孔低滲、裂縫性致密砂巖油藏修井液基本配方如下：1.0%～1.5%AY+0.4%～0.6%新材料+0.1%～0.5%阻垢劑組分，該配方表現(xiàn)出良好的快速返排效果。

3.1 巖心污染評價(jià)試驗(yàn)

室內(nèi)選用岐北12 井的巖心6#、13#，注入液體表面張力與注入液體返排率的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。6#類巖心滲透率2.8 md；13#類巖心滲透率范圍為1.06 md（2 種巖樣均具有相同的弱親水性）。

由圖2 可以看出，返排率隨注入液體表面張力的降低而提高，注入表面張力相同的液體，相對滲透率低的巖樣中的液體返排率低于相對高滲透性的巖樣，巖心滲透率越低，損害率則越高，采用新材料配制的配方返排率可達(dá)到85%以上[10]。

圖2 不同滲透率巖心洗壓井液表面張力與返排率關(guān)系

3.2 返排時(shí)間試驗(yàn)

配制表面張力23 mN/m 配方和常用表面張力30 mN/m 配方，在常溫條件下選用岐北6#類巖心滲透率2.8 md，另23#巖心滲透率5.6 md；長度2.45 mm 進(jìn)行巖心返排時(shí)間試驗(yàn)，標(biāo)準(zhǔn)鹽水飽和巖心制備好樣品。在相同流量和泵壓下進(jìn)行測試不同滲透率巖心洗壓井液返排時(shí)間與返排率關(guān)系見圖3（2 種巖樣均具有相同的弱親水性）。

圖3 不同滲透率巖心洗壓井液返排時(shí)間與返排率關(guān)系

由圖3 可以看出，巖心返排率隨液體返排時(shí)間增加出現(xiàn)不同的走勢，6#和23#巖心對比返排時(shí)間縮短1/2，返排率提高了54.7%。說明表、界面張力的降低可降低液體返排時(shí)間，促進(jìn)縫隙中的液體返排，減少水敏礦物的膨脹，防止了黏土堵塞儲層。

3.3 現(xiàn)場試驗(yàn)

技術(shù)在大港油田周青莊應(yīng)用3 井次，取得良好效果，檢泵井平均恢復(fù)期為2 天，恢復(fù)率96.71%，油層保護(hù)效果明顯。例如歧新24 井該井作業(yè)層位為沙三黃褐色含油鮞狀灰?guī)r、褐黃色油浸細(xì)砂巖，2019 年3 月檢泵，應(yīng)用快速返排新材料洗壓井液體系35 m3，檢泵作業(yè)施工過程順利應(yīng)用井生產(chǎn)曲線見圖4。該井正常生產(chǎn)時(shí)日產(chǎn)液量18.23 m3，日產(chǎn)油量0.8 t，含水96%。作業(yè)后開井恢復(fù)期2 天，作業(yè)后日產(chǎn)液16.68 m3，日產(chǎn)油1.67 t，綜合含水91.60%，恢復(fù)率為100%。按照恢復(fù)期7 天計(jì)算，2天恢復(fù)減少原油損失4.35 t。增產(chǎn)原油按365 天計(jì)算，增產(chǎn)317.55 t。經(jīng)濟(jì)效益顯著。

圖4 應(yīng)用井生產(chǎn)曲線

4 結(jié)論

1）低孔低滲、裂縫性致密砂巖油藏強(qiáng)水敏，由于酸化等措施導(dǎo)致孔隙結(jié)構(gòu)改變，液體滯留，返排困難。

2）優(yōu)選低分子季銨鹽防膨抑制劑，提高了耐水洗時(shí)間至48 h，其防膨率大于或等于90%。

3）以新材料多基團(tuán)聚合物添加劑為主，復(fù)合加入低碳醇、有機(jī)胺類阻垢劑等技術(shù)，配方總磷含量小于或等于1 mg/L，縮短了返排時(shí)間，使返排率大于或等于85%，且低磷環(huán)保。

4）技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用效果好，檢泵井平均恢復(fù)期為2 天，恢復(fù)率96.71%。