田相友，畢炎超，肖 峰，賀煜峰，曹智鵬

（1.中海石油環(huán)保服務(wù)（天津）有限公司，天津300452；2.中海油能源發(fā)展安全環(huán)保公司，天津 300452）

渤海油田地處北方，大半年處于低溫環(huán)境，其油藏具有孔隙不均以及原油黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)及黏土含量高[1]等特征。修井作業(yè)中使用的低于儲層溫度的措施液漏失到儲層后，會發(fā)生水冷傷害、油水乳化、黏土水化膨脹、微粒運(yùn)移堆積等問題，導(dǎo)致油井恢復(fù)周期延長甚至停產(chǎn)，嚴(yán)重影響采油率[2-3]，為此而采取的大量增產(chǎn)措施，破壞了油藏孔隙結(jié)構(gòu)，同時(shí)影響工作液返排，嚴(yán)重影響措施的效果及油井采油率[4-5]。根據(jù)實(shí)驗(yàn)的分析結(jié)果，本文提出了一種以“熱＋化學(xué)液”解除低滲稠油堵塞的方法，可為其他稠油油田儲層傷害治理提供借鑒。

1 油井冷傷害分析

渤海低滲油田的年產(chǎn)量僅占渤海油田總產(chǎn)量的1.6%，開發(fā)效果較差。油田的孔隙形態(tài)多為不規(guī)則形，喉道多為片形喉狀，原油物性屬于重質(zhì)原油，具有高密度、高黏度、高凝固點(diǎn)、高含蠟量等特點(diǎn)，含蠟量平均為35.17%，膠質(zhì)瀝青質(zhì)平均為25.89%，凝固點(diǎn)在32.4℃左右，地層水為NaHCO3型。依據(jù)賈敏效應(yīng)，修井液進(jìn)入地層后，會改變原油的物理化學(xué)性質(zhì)，形成穩(wěn)定的O/W或W/O的乳狀液膠團(tuán)。這種乳狀液膠團(tuán)在通過孔隙喉道時(shí)，會大大增加油流的摩擦力[6]。田乃林等[7]通過數(shù)值模擬計(jì)算得出結(jié)論，施工流體的溫度越低，則冷傷害程度越嚴(yán)重。

統(tǒng)計(jì)近年來常規(guī)修井作業(yè)數(shù)據(jù)后發(fā)現(xiàn)，產(chǎn)油的含水率大幅度升高，恢復(fù)期平均在20d以上。渤海油田使用多功能解堵液后，部分油井的恢復(fù)周期可縮短5~8d，但不能完全解決低滲稠油油藏傷害的難題。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)見表1。

表1 渤海油田修井情況統(tǒng)計(jì)表Table 1 Statistics of well workover in Bohai Oilfield

2 實(shí)驗(yàn)研究

2.1 原油黏度對溫度的影響

渤海稠油油田的油藏孔隙結(jié)構(gòu)變化多樣，外來水和溫度對稠油低滲塊孔隙的影響非常大[8]。取SZ36-1油田的原油樣品，分析不同溫度及不同含水率下的原油的黏溫曲線，結(jié)果見圖1。數(shù)據(jù)顯示，原油從高溫向低溫變化時(shí)的黏度以及從低溫向高溫變化時(shí)的黏度，均呈指數(shù)倍變化，不同溫度下，含水越高黏度的變化越大。柴世超等[9]的研究結(jié)果表明，原油黏度與含水量的關(guān)系與指冪函數(shù)型吻合?？刂仆鈦砹黧w的配伍性和溫度，是預(yù)防儲層傷害的重要措施[10]。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，溫度控制在65℃以上時(shí)的降黏效果最佳，結(jié)合管柱熱損失以及井下設(shè)備耐溫在90~120℃的情況，工作液溫度在80~90℃為最佳工況。

圖1 原油的黏溫曲線Fig.1 viscosity curve of crude oil at different temperature and different temperatures

2.2 化學(xué)性質(zhì)影響

低的表面張力和界面張力可以防止水傷害，促進(jìn)地?zé)崴蹬?。取SZ36-1油田的原油油樣進(jìn)行表面張力、界面張力的性能測試，根據(jù)圖1的黏溫曲線，確定實(shí)驗(yàn)溫度為85℃進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表2。從表2可知，多功能解堵液在85℃下表現(xiàn)出了很好的降低原油表面張力和界面張力的能力。高溫多功能解堵液不但對儲層巖石表面的原油具有高效的滲透、破乳分散、清潔的效果，還可將巖芯孔道表面的親油性改變?yōu)橛H水性，從而減小原油的流動透阻力，提高油井原油的滲速率[11]，具有較好的解堵功能。

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

2.3 原油降黏實(shí)驗(yàn)

降黏實(shí)驗(yàn)可以證明藥劑具有防止和破壞原油乳化的能力，可有效解決原油乳化膠團(tuán)的堵塞傷害，因此，需要考察多功能解堵液對原油的降黏能力。我們選擇了SZ36-1平臺原油黏度較大的P平臺（C、G平臺）和黏度較小的平臺（A、B平臺），在85℃下進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)方法：用多功能解堵液配制成1%地?zé)崴芤?，地?zé)崴芤号c脫水原油以3∶7的比例進(jìn)行混合，考察多功能解堵液對原油的降黏能力，結(jié)果見圖2。每個(gè)平臺測定2組數(shù)據(jù)，降黏率達(dá)到98.3%以上，詳細(xì)數(shù)據(jù)見表3。

圖2 多功能解堵液溶解膠質(zhì)、蠟質(zhì)的效果

表3 多功能解堵液降黏率數(shù)據(jù)表

2.4 巖石孔隙的清潔實(shí)驗(yàn)

選擇不同滲透率的圓柱形巖樣用原油驅(qū)替，再抽真空飽和鹽水48h后，將巖樣放在真空干燥箱中抽真空不同時(shí)間（5min、10min、20min、30min、40min）后，測量巖樣的滯留液量，結(jié)果見表4。由表4可知，隨著抽真空時(shí)間的增加，液相滯留量的降低幅度明顯減緩，加入多功能解堵液的鹽水溶液后，液相滯留量的降低幅度明顯大于未加清洗劑的鹽水。由此可見，多功能解堵液對油藏巖石有明顯的清洗效果。

表4 清洗巖芯試驗(yàn)數(shù)據(jù)表

3 工藝應(yīng)用

將渤海SZ36-1油田某平臺低滲稠油Z3井作為實(shí)驗(yàn)對象。該井的油層中部溫度偏低（45~55℃）[12]，流動性差且容易析蠟和乳化堵塞，低溫修井液大量漏失，產(chǎn)量下降，含水增高，產(chǎn)能恢復(fù)期延長?，F(xiàn)場作業(yè)流程：先頂替前置液3m3，關(guān)閉環(huán)空，向井底擠入高溫多功能解堵液，關(guān)閉油井12h。操作數(shù)據(jù)詳見圖3。將485m3多功能解堵液加熱到85~90℃后注入，排量9~18m3·h-1，初期作業(yè)壓力8MPa。隨著高溫多功能解堵液將油管內(nèi)的蠟質(zhì)溶解、分散并到達(dá)近井地帶，泵壓先降低至4.2 MPa再下降至1.5 MPa，壓力計(jì)顯示井底附近的溫度提高了10℃。在壓力-溫度曲線圖中，橫坐標(biāo)3-4、8-10位置的注入壓力迅速下降，保持低壓注入，作業(yè)過程中井底溫度逐漸上升至80℃左右，保持穩(wěn)定，注入壓力逐漸穩(wěn)定，說明地層傷害解鎖徹底。

圖3 Z3井的壓力與溫度曲線Fig.3 Operation curve of well Z3

對Z3井實(shí)施作業(yè)后，油氣的恢復(fù)曲線見圖4。從圖4可以看出，油井的產(chǎn)油恢復(fù)期為2d，油井復(fù)產(chǎn)后油壓上升到2MPa，含水率由76%下降到20%，產(chǎn)油量上升到84m3·d-1。高溫多功能解堵液能使油水驅(qū)動壓力大幅下降，有效解鎖近井地帶油層的乳化和冷傷害，提高返排速率，縮短恢復(fù)周期。

圖4 Z3井的油氣恢復(fù)曲線Fig. 4 hydrocarbon recovery curve of well Z3

4 應(yīng)用效果

筆者統(tǒng)計(jì)了多功能解堵液在渤海油田稠油區(qū)塊的應(yīng)用情況，從圖5的統(tǒng)計(jì)結(jié)果可知，油井可縮短恢復(fù)周期8~22d，應(yīng)用效果良好。但是，該多功能解堵液不是通用型的，每個(gè)區(qū)塊的原油物性和巖石孔隙的結(jié)構(gòu)特性都有區(qū)別，在作業(yè)前，需要對井史、油藏、原油物性等因素進(jìn)行多方面分析，選取合適的工藝和措施液，以達(dá)到最佳的處理效果。

圖5 不同區(qū)塊油田解除冷傷害應(yīng)用井統(tǒng)計(jì)Fig.5 Statistics of application wells for removing cold damage in different blocks

5 結(jié)論

通過實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，SZ36-1油田的稠油黏度受溫度的影響較大。當(dāng)原油溫度降低至40℃時(shí)，可利用“熱”消除“冷傷害”。研究結(jié)果表明，利用多功能解堵液的高效分散與滲透作用，可剝離巖石孔隙表面沉積的原油，同時(shí)破壞原油的乳化狀態(tài)，降低原油黏度，提高流動性，從而大大降低巖石孔隙表面的阻力。提高原油溫度及使用多功能解堵液，可提高油藏巖石孔隙的恢復(fù)能力，縮短恢復(fù)周期8~22d，徹底消除油井近井地帶的堵塞傷害影響。