司念亭 馮 碩 方培林 劉穎杰 張冠杰

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459； 2.中海油(天津)油田化工有限公司 天津 300452)

修井作業(yè)中的儲(chǔ)層損害是指修井過程中，修井工作液擠注或漏失儲(chǔ)油層之內(nèi)，導(dǎo)致油氣通道變小或堵塞，造成油井產(chǎn)能下降，甚至喪失產(chǎn)能的現(xiàn)象，儲(chǔ)層損害最明顯的表現(xiàn)是作業(yè)后油井產(chǎn)量下降。針對渤海油田儲(chǔ)層的水敏、水鎖、有機(jī)、無機(jī)垢堵塞等傷害，修井過程使用了機(jī)械和化學(xué)相結(jié)合的防污染措施以保護(hù)儲(chǔ)層[1]。

墾利10-1油田及其周邊區(qū)域位于渤海海域南部，油田區(qū)域內(nèi)開發(fā)涉及有利圈閉8個(gè)，其中沙三中巖性為細(xì)-粉巖屑長石砂巖，沙三上段儲(chǔ)層巖性為中砂巖、中-細(xì)巖屑長石砂巖。油層累計(jì)厚度20～40 m，平均孔隙度21.3%，平均滲透率181.8 mD，是典型的中孔中滲油田。但是各個(gè)井區(qū)滲透率又有所差別，如1井區(qū)、8井區(qū)滲透率分別為25.3、29.5 mD，為低滲井區(qū)。

墾利10-1油田于2015年投產(chǎn)，由于缺少對儲(chǔ)層損害、儲(chǔ)層敏感性認(rèn)識(shí)，修井作業(yè)使用地?zé)崴蛏a(chǎn)污水修井，修井后發(fā)現(xiàn)產(chǎn)油生產(chǎn)恢復(fù)期在20 d以上，修井過程中儲(chǔ)層損害嚴(yán)重。本文在分析墾利10-1油田修井過程中儲(chǔ)層損害機(jī)理、對比不同入井液修井后產(chǎn)能恢復(fù)情況基礎(chǔ)上，摸索出了一套“物理+化學(xué)”儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)，以期為渤海油田儲(chǔ)層保護(hù)提供借鑒。

1 儲(chǔ)層物性分析

墾利10-1油田沙三段鉆井揭示地層厚度409.0～795.0 m，根據(jù)巖性組合特性可分為上、中、下三段，油層發(fā)育在沙三上段和沙三中段上部。沙三上段巖性為泥巖與粉砂巖及細(xì)砂巖、中砂巖呈不等厚互層，局部見灰質(zhì)粉砂巖及煤層。沙三中段上部巖性為泥巖與粉砂巖、細(xì)砂巖呈不等厚互層。沙三中段下部和沙三下段巖性較為一致，為厚層泥巖夾泥質(zhì)粉砂巖及粉砂巖?？紫额愋鸵栽ｉg孔為主，見少量溶蝕粒間孔及溶蝕顆粒孔，孔隙較發(fā)育，分布較均勻，連通性較好，孔隙形態(tài)多為不規(guī)則形，喉道多為點(diǎn)狀或片狀喉。

參考KL10-1-2井(生產(chǎn)井段2 632～2 642 m)，沙三段儲(chǔ)層原始油藏壓力25.35 MPa，原始地層溫度111.2 ℃。儲(chǔ)層孔隙度為16.8%～26%，滲透率為8.2～839.1 mD，泥質(zhì)含量4.2%～32.8%。沙三段地面原油性質(zhì)：地面原油密度0.862～0.879 g/cm3(20 ℃)，地面原油黏度6.50～25.03 mPa·s(50 ℃)。含硫量0.16%～0.23%，含蠟量19.92%～29.60%，膠質(zhì)瀝青質(zhì)7.72%～15.43%，凝固點(diǎn)29～37 ℃，飽和壓力9.29～11.10 MPa。地層水NaHCO3型，總礦化度15 836.86 mg/L；修井作業(yè)用水為生產(chǎn)污水CaCl2型，礦化度14 632.41 mg/L。

2 修井作業(yè)儲(chǔ)層損害分析

根據(jù)2015—2016年油井修井作業(yè)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，墾利10-1油田多數(shù)油井修井作業(yè)后恢復(fù)困難，產(chǎn)液含水增高、產(chǎn)油量下降，油井生產(chǎn)恢復(fù)期長，部分油井如B29井修井作業(yè)后產(chǎn)油恢復(fù)期72 d，B37井修井作業(yè)后產(chǎn)油恢復(fù)期90 d，B24井修井作業(yè)后產(chǎn)油恢復(fù)期更是達(dá)到123 d。分析認(rèn)為上述油井均存在修井作業(yè)儲(chǔ)層損害問題。

由于修井作業(yè)內(nèi)容、方式種類繁多，因此造成的油氣層損害原因相應(yīng)比較復(fù)雜，修井作業(yè)中油氣層損害主要是由不適當(dāng)?shù)男蘧汉托蘧に囋斐?。因此，控制各作業(yè)環(huán)節(jié)對油氣層的損害是優(yōu)化作業(yè)效果、保護(hù)油層、提高油氣采收率的有效途徑之一[2-4]。

參考表1修井作業(yè)過程中的儲(chǔ)層損害分析，結(jié)合墾利10-1油田修井作業(yè)過程配液因素以及儲(chǔ)層、油藏特點(diǎn)，墾利10-1油田儲(chǔ)層傷害因素主要包括外來固相顆粒堵塞、有機(jī)垢堵塞、無機(jī)垢堵塞、水鎖等。

2.1 外來固相顆粒堵塞

修井液中的固相顆粒來自2方面，一是為了保持性能而添加的不溶性添加劑，二是一些機(jī)械雜質(zhì)。在壓差的作用下，修井液中的固相顆粒就可能將有害的固相顆粒帶入油層孔道，造成堵塞孔洞、裂縫及射孔孔眼等[5-6]。

根據(jù)KL10-1-2井沙河街儲(chǔ)層2 632～2 642 m井段巖心壓汞曲線數(shù)據(jù)，該井巖心孔隙度28.6%，滲透率807.4 mD，最大孔喉半徑31.485 4 μm，汞飽和度50%時(shí)孔喉半徑1.472 1 μm，孔喉半徑平均值7.838 7 μm。

墾利10-1油田生產(chǎn)污水濁度180 NTU，懸浮物含量30 mg/L，水樣固體懸浮物粒徑分析D50為92 μm。修井作業(yè)過程中由于壓差影響，固相懸浮物中粒徑小于60 μm的顆粒會(huì)隨入井液漏失進(jìn)入地層孔隙較深處，架橋、堆積，造成儲(chǔ)層孔隙堵塞損害。

2.2 有機(jī)垢堵塞

冷傷害一般發(fā)生在稠油油田/高凝油油藏，注水或漏失的低溫入井液使井底溫度降低，導(dǎo)致流體黏度急劇升高，同時(shí)還伴隨著蠟晶析出和瀝青質(zhì)沉淀傷害，巖石中出現(xiàn)驅(qū)替不動(dòng)的微團(tuán)，驅(qū)替/返排所需壓力增大，造成不穩(wěn)定顆粒運(yùn)移，破壞巖石微觀結(jié)構(gòu)[7]。

表1 墾利10-1油田修井儲(chǔ)層損害類型及損害表現(xiàn)Table 1 Reservoir damage types and damage performance during workover in KL10-1 oilfield

墾利10-1油田沙河街組地面原油為輕—中質(zhì)常規(guī)原油，具有中低密度、低含硫、高含蠟、高凝固點(diǎn)特征。蠟質(zhì)、膠質(zhì)瀝青質(zhì)總體含量占原油百分比27.7%～35.0%，凝固點(diǎn)29～37 ℃。KL10-1-A9井原油凝固點(diǎn)34 ℃，含蠟量21.35%，井底溫度111. 2 ℃，井口溫度74 ℃，該井井筒溫度分布計(jì)算結(jié)果如圖1所示。

圖1 墾利10-1-A9井井筒溫度分布Fig .1 Temperature distribution of wellbore in Well KL10-1-A9

冬季作業(yè)溫度低，入井液經(jīng)泥漿池配液后溫度下降迅速，入井前溫度在10 ℃左右。入井液溫度低，含蠟量高，凝固點(diǎn)高，低溫的入井液入井后極易造成原油析蠟、膠質(zhì)瀝青質(zhì)重質(zhì)有機(jī)組分析出與沉積，造成有機(jī)質(zhì)結(jié)垢堵塞，影響作業(yè)后油井生產(chǎn)恢復(fù)。

2.3 無機(jī)垢堵塞

若入井液與地層水不配伍，可導(dǎo)致地層結(jié)垢，從而影響儲(chǔ)層絕對滲透率，如碳酸鈣、硫酸鈣、硫酸鋇、硫化亞鐵和碳酸鐵等是最普遍的井下堵塞物之一。因此，在入井液配制水的選擇上，必須考慮與地層水的配伍性。若現(xiàn)場條件限制可在入井液中加入螯合劑防止入井液與地層水混合產(chǎn)生結(jié)垢現(xiàn)象[8]。

油井產(chǎn)液經(jīng)電脫、氣浮、核桃殼等處理后的生產(chǎn)污水進(jìn)行資源化利用，墾利10-1油田修井作業(yè)用水為生產(chǎn)污水，在水型和礦化度上都與地層水存在較大差異(表2)，入井液與地層水不配伍，混合后容易生產(chǎn)碳酸鹽沉淀，造成儲(chǔ)層無機(jī)垢堵塞。2016年3月29日起KL10-1-A6井原井生產(chǎn)管柱頂部封隔器以下至第1、2層防砂段中心管滑套處(圖2)發(fā)現(xiàn)大量結(jié)垢現(xiàn)象，經(jīng)分析垢樣成分主要為碳酸鈣、碳酸鎂。

表2 墾利10-1油田地層水與生產(chǎn)污水水質(zhì)分析Table 2 Formation water and production wastewater quality analysis in KL10-1 oilfield

注：地層水參考KL10-1-A9井沙三段地層水水型：NaHCO3型，總礦化度15 836.86 mg/L。

圖2 KL10-1-A6井管柱滑套處垢樣Fig .2 Scale samples at the sliding sleeve of Well KL10-1-A6 tube

2.4 水鎖

研究表明[9]，具有阻垢性能和較低表面張力的低傷害壓井液對渤南油田巖心的損害率在20%以內(nèi)。墾利10-1油田沙河街組儲(chǔ)層孔隙連通性一般，非均質(zhì)性強(qiáng)，修井液漏失普遍容易形成“水鎖”損害。造成儲(chǔ)層水鎖傷害的一個(gè)主要原因是由于具有較高表面張力的入井流體與儲(chǔ)層孔喉之間發(fā)生了賈敏效應(yīng)。從表面張力對儲(chǔ)層損害的影響試驗(yàn)數(shù)據(jù)來看，不同表面張力的入井液對巖心滲透率傷害程度不同。洗井助排液將入井液表面張力從 70.26 mN/m 降到19.34 mN/m 時(shí)，滲透率傷害率從 33.06% 減小到 9.62%，說明該油田使用海水或生產(chǎn)污水修井均會(huì)對儲(chǔ)層造成一定程度的水鎖傷害。

3 儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)

3.1 快速過濾技術(shù)

海上油田場地受限，采用了橇裝雙桶過濾器，方便運(yùn)輸，占地面積小。該設(shè)備由雙桶組成，每桶容納32支濾芯，采用納米纖維材料，凈化固體污染物速度快、阻力小、過濾效率比≥1 000、過濾精度1～20 μm，可使入井液濁度降低到20NTU以下。雙桶過濾可實(shí)現(xiàn)過濾切換，濾芯更換。過濾流程如圖3所示。

3.2 加熱車加熱技術(shù)

利用加熱車提高入井液溫度，可有效解除稠油油藏近井地帶堵塞[10-11]。墾利10-1油田使用的加熱車由兩個(gè)橇裝箱體組成，占地面積小，加熱效能高，安全有保障?？筛鶕?jù)用戶需要調(diào)節(jié)溫度，可以滿足生產(chǎn)油井的正常熱洗井、清蠟，還可廣泛用于加熱其他介質(zhì)，疏通、解凍地面管線及清洗設(shè)備等各種施工作業(yè)。其主要參數(shù)為，初始水溫20～30 ℃，排量10 m3/h，出口溫度80～90 ℃，出口最高可達(dá)到20 MPa。加熱車如圖4所示。

圖3 快速過濾器過濾流程圖Fig .3 Flow chart of fast filter filtering

圖4 移動(dòng)加熱車設(shè)備Fig .4 Mobile heating car equipment

3.3 防水鎖技術(shù)

根據(jù)墾利10-1油田低滲透沙河街組儲(chǔ)層性質(zhì)及其水鎖損害特點(diǎn)，優(yōu)選了由表面活性劑組成的防水鎖劑，并對其主要技術(shù)指標(biāo)進(jìn)行了室內(nèi)評價(jià)。表3、4評價(jià)了幾種修井液藥劑表界面張力以及防水鎖能力。由表4可以看出，防水鎖隱形酸或洗井助排液針對低滲儲(chǔ)層，能減輕水鎖損害，最大限度的恢復(fù)滲透率。

表3 不同修井液體系表面張力與界面張力Table 3 Surface tension and interfacial tension of different workover fluid

表4 不同修井液體系防水鎖能力Table 4 Anti-water bocking capacity of different workover fluid systems

3.4 防垢技術(shù)

通過在洗井助排液中加入螯合劑BH-AH02與絡(luò)合劑BH-HIDS，可預(yù)防水質(zhì)不配伍而產(chǎn)生的結(jié)垢。洗井助排液螯合劑與絡(luò)合劑主要成分是部分水解聚馬來酸酐，亞氨基丁二酸等不含磷抗高溫螯合劑。在螯合鈣鎂離子同時(shí)，可通過晶格畸變和靜電排斥起溶垢作用。按照SY/T 5673—93《油田用防垢劑性能評定方法》，洗井助排液螯合BH-AH02與絡(luò)合劑BH-HIDS鈣鎂垢防垢率大于90%。表5列出了不同修井液螯合劑對墾利10-1生產(chǎn)污水的防垢性能評價(jià)結(jié)果。

表5 120 ℃下不同螯合劑防垢性能評價(jià)結(jié)果Table 5 Evaluation results of anti-scale performance of different chelating agents at 120 ℃

3.5 自生熱解堵技術(shù)

自生熱解堵技術(shù)利用多種鹽反應(yīng)生熱溶液，在油層中的放熱放氣反應(yīng)以及配方中所添加的降黏劑，能有效地解除有機(jī)沉淀淤積或油垢引起的深部堵塞[12]。該體系在酸引發(fā)條件下反應(yīng)產(chǎn)生大量的熱和氣體，通過生熱增溫降黏，提高原油流動(dòng)能力，溶解蠟、膠質(zhì)瀝青質(zhì)堵塞物[13]。通過高溫氣體沖散“橋架”物質(zhì)，打破油流阻力，氣液混合降低流體密度和黏度，提高返排能力，便于流體流動(dòng)，堵塞物和溶解垢一起舉升到地面[14]。

A罐配自生熱溶液在常溫下基本不發(fā)生反應(yīng)，B罐配引發(fā)劑酸液，C罐裝入柴油。A罐自生熱液，C罐柴油、B罐引發(fā)劑分段塞依次交替注入，該施工工藝需分多段小段塞才能保證自生熱藥劑與引發(fā)劑混合均勻[15]，如圖5所示。

圖5 自生熱解堵施工工藝Fig .5 Removal plugging process of self-hea tgeneration

4 應(yīng)用效果

統(tǒng)計(jì)了2016年墾利10-1油田11口使用不同修井液體系的應(yīng)用情況，發(fā)現(xiàn)使用過濾+洗井助排液+加熱車+自生熱解堵4種工藝組合的修井工作液取得了較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果(表6)。由表6可以看出，未采用“過濾+洗井助排液+加熱車+自生熱”全部儲(chǔ)層保護(hù)措施的油井，恢復(fù)期較長；而采用以上4種工藝組合修井工作液的油井全部取得儲(chǔ)層保護(hù)效果，恢復(fù)期在7 d以下。通過對比分析，采用4種工藝組合儲(chǔ)層保護(hù)措施的油井產(chǎn)量恢復(fù)期由20 d以上縮短至3～6 d，產(chǎn)量恢復(fù)率增長至100%以上，4種工藝相輔相成，缺少任何一種措施，儲(chǔ)層保護(hù)效果不明顯。

表6 不同修井液體系現(xiàn)場應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)Table 6 Field application results under different workover fluid systems

5 結(jié)論

1) 針對墾利10-1油田修井作業(yè)過程中存在外來固相顆粒損害、冷傷害導(dǎo)致的有機(jī)垢堵塞、水質(zhì)不配伍導(dǎo)致的無機(jī)垢堵塞、入井液表面張力高導(dǎo)致的水鎖等儲(chǔ)層損害，提出了一套過濾、加熱或自生熱、洗井助排液防水鎖以及添加防垢劑等“物理+化學(xué)”多種儲(chǔ)層保護(hù)方法配合使用的儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)。

2) 墾利10-1油田現(xiàn)場應(yīng)用表明，本文提出的“物理+化學(xué)”多種儲(chǔ)層保護(hù)方法配合使用的儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)可縮短產(chǎn)量恢復(fù)期3～6 d，儲(chǔ)層保護(hù)效果明顯，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。