葛東升，姜玉峰

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 上海工程技術分公司，上海 200335)

隨著東海某油田開發(fā)程度的不斷深入，低產(chǎn)低效井數(shù)量逐年增加，因此急需對低產(chǎn)低效井進行成因分析，并制定合理的治理對策，以改善油田開發(fā)效果。目前國內(nèi)外對低產(chǎn)低效井的綜合治理方法多為酸化、壓裂、轉注、調剖等。海上油田受完井方式、作業(yè)空間及施工成本等影響，不能完全參考陸上油田低產(chǎn)低效井的治理方法[1]。本文以東海某油田 K6井為例，分析低產(chǎn)低效井的形成原因，提出相應的治理措施，并實施完成，取得了較好的開發(fā)效果，在一定程度上確保了油田的可持續(xù)開發(fā)。

1 K6井概況

K6井位于東海陸架盆地某凹陷西斜坡P構造帶最北端，目的層位為P組，溫度梯度在3.06 ℃/100 m～3.11 ℃/100 m之間，屬于正常溫度系統(tǒng)，井底溫度為156 ℃。P組P2、P3段儲層厚度約82.4 m，巖性以灰色細砂巖粉砂巖、含灰質砂巖，淺灰色含泥質細砂巖、中砂巖為主，夾煤層及瀝青質煤層。儲層砂巖石英含量普遍在65%左右，抗壓實性能好，砂巖潔凈，泥質雜基普遍低于5%，膠結物含量低。K6井完鉆井深5660 m，完井后射開的P組2a、2b、2c，3a、3b、3c六個產(chǎn)層合采，然而長時間氣舉放噴，自然產(chǎn)能仍然很低，未達預期。之后采用連續(xù)油管注氮氣舉誘噴，仍無法獲得預期產(chǎn)能，后接入生產(chǎn)流程采用鄰井氣源繼續(xù)氣舉生產(chǎn)。目前自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)氣約0.4×104m3，日產(chǎn)油0.04 m3(最高5.6 m3)，日產(chǎn)水0 m3(最高2.04 m3)，井口壓力7 MPa，套壓11 Mpa。本井屬于典型的低產(chǎn)低效井，由于該井同產(chǎn)層鄰井均具有較好的產(chǎn)能，因此可排除K6井低產(chǎn)低效因系儲層產(chǎn)能不足的原因。K6井物性整體表現(xiàn)為低孔低滲特征，隨著深度的增加而變差，射孔段孔隙度9.0%～11.6%，滲透率0.8～8.7 mD；K6井儲層孔隙通道較窄，鉆完井及生產(chǎn)過程中，未返排出的完井液及地層水堵塞在儲集巖孔喉處，增加了儲層液相飽和度，致使氣井儲層氣相相對滲透率下降，從而造成儲層液鎖，嚴重影響氣井產(chǎn)能的發(fā)揮；井底流壓為27.6 MPa，遠低于凝析油露點壓力41.39 MPa，井筒及近井筒儲層存在較強的反凝析污染；目的層段地層壓力系數(shù)1.00～1.21，從揭開地層到完井期間，先后受比重為1.4的泥漿和比重為1.29的完井液浸泡，推測儲層受滯留液傷害。為了進一步提高采收率，改善儲層滲流能力，在確保做好管柱、設備的防腐緩蝕工作基礎上，采用酸化解堵增產(chǎn)措施[2]，以增大氣相滲流能力，提高氣井產(chǎn)量。

2 優(yōu)化思路及方案

針對儲層物性較差且存在凝析油污染、液鎖傷害及鉆完井傷害等特征，結合海上油田的局限性，選擇酸化方式進行解除。在低于巖石破裂壓力下將酸液擠入地層，酸液進入儲層后，能有效解除鉆完井過程中的污染，對儲層礦物具有一定的溶蝕作用，能進一步擴大儲層孔隙通道。同時，酸液中的添加劑還能有效降低界面張力，實現(xiàn)改善近井地帶儲層物性和解除液鎖的目的[3]。對于凝析油污染在前置酸中加入乙醇，可以對凝析油先溶解、再揮發(fā)，能有效解除反凝析傷害，還能起到進一步降低界面張力的作用[4]。

2.1 酸液體系優(yōu)選評價

2.1.1 酸液類型優(yōu)選實驗

通過巖心酸蝕實驗分析優(yōu)選酸液體系，結果表明：10%HCl+8%HBF4+2%HF復合酸液體系巖心粉溶蝕效果最好，平均溶蝕率可達17.18%，滿足需求。因此，選擇該體系作為K6井主體酸液類型(見表1)。

表1 K6井巖心粉溶蝕實驗結果巖屑酸型實驗溫度/℃反應時間/h平均溶蝕率/%K6井10%HCl+8%HBF412%HCl+8%H2SiF610%HCl+8%HBF4+4.5%H2SiF610%HCl+8%HBF4+2%HF12%HCl+3%HF90415.7014.0516.6517.1813.26

2.1.2 酸液添加劑優(yōu)選實驗

1)高溫緩蝕劑優(yōu)選實驗。為防止注入酸液對儲層的傷害及井下作業(yè)工具和管柱造成嚴重污染與腐蝕，需采用緩蝕酸對體系進行優(yōu)化，從而改善酸液體系對注入設備的腐蝕[5]。選取N80鋼片，在160 ℃、16 MPa、4 h下進行高溫高壓腐蝕掛片實驗，結果如下：曼尼希堿型酸化高溫緩蝕劑GH-3A+GH-3B性能優(yōu)良，平均腐蝕速率為15.22 g/(m2·h)，優(yōu)于行業(yè)標準一級指標(見表2)。

表2 高溫緩蝕劑優(yōu)選實驗結果

2)防水鎖劑優(yōu)選。根據(jù)氣藏儲層防水鎖傷害機理，表面活性劑能夠通過降低氣液表面張力以及改變潤濕性等作用來減輕氣藏儲層的水鎖傷害程度[6],為了解除水鎖傷害,抑制黏土水化膨脹和防止微粒運移來保證黏土的穩(wěn)定性,實驗結果表明,新型氟碳表面活性劑作為主要處理劑的防水鎖劑FS-05的表界面張力最低,性能最優(yōu)(見表3)。

表3 防水鎖劑優(yōu)選實驗結果防水鎖劑類型質量分數(shù)

3)鐵離子穩(wěn)定劑優(yōu)選。在酸化解堵施工過程中,在酸液的作用下，施工地面設備、油管、套管及地層鐵礦物反應后均產(chǎn)生鐵離子，不僅影響解堵效果，而且可能造成二次污染沉淀，在酸液中加入鐵離子穩(wěn)定劑能夠有效避免類似情況發(fā)生[7]。實驗結果表明，以檸檬酸為主要配方的鐵離子穩(wěn)定劑TL-01穩(wěn)鐵效果最佳(見表4)。

表4 鐵離子穩(wěn)定劑優(yōu)選結果鐵離子穩(wěn)定劑類型穩(wěn)定劑用量/mLFeCl3體積/mLFeCl3質量濃度/(mg/mL)穩(wěn)定劑中鐵離子質量濃度/(mg/mL)WT-2C221552.5TL-012585145BR2455112.5 注:WT-2C、TL-01及BR為不同類型鐵離子穩(wěn)定劑代號

4)防膨劑及沉淀抑制劑優(yōu)選。黏土穩(wěn)定劑能夠減少、防止黏土或微粒對地層孔喉造成的污染堵塞。黏土的膨脹和運移一般是由于受外來水入侵影響所致，而且地層中微粒和黏土在注入水帶動下，緩慢運移至近井地帶造成堵塞，必須使用黏土穩(wěn)定劑控制黏土的膨脹和運移[8]。

實驗結果表明，以氯化鉀為主要配方的防膨劑BHFP-02防膨效果最佳。沉淀抑制劑FCY-6的溶蝕率最高，性能最優(yōu)(見表5、表6)。

表5 防膨劑優(yōu)選結果

表6 沉淀抑制劑優(yōu)選結果

5)破乳助排劑優(yōu)選。在油氣井酸化作業(yè)中,殘酸的返排一直是一項技術難題,返排是影響施工效果的一個重要因素,特別是在能量低、滲透性差、堵塞及污染嚴重的油氣井中,返排更加困難。另外,原油中含有天然乳化劑(如膠質,瀝青等),故乳化原油含水會增加泵、管線和儲罐的負荷，引起金屬表面腐蝕和結垢，因此乳化原油外輸前要破乳[9]。針對此情況，通過破乳劑優(yōu)選實驗結果表明，破乳助排劑JP-01表界面張力最低，效果最優(yōu)(見表7)。

2.1.3 酸液體系配方確定

實驗結果表明，酸液與添加劑之間配伍性良好。確定K6井所用主體酸BHJ3-A配方為10%HCl+8%HBF4+2%HF+2%高溫緩蝕劑A+0.5%高溫緩蝕劑B+2%防水鎖劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%防膨劑+3%破乳助排劑+6%沉淀抑制劑，前/后置酸配方為5%乙醇+10%HCl+1%高溫緩蝕劑A+0.25%高溫緩蝕劑B+2%防水鎖劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%防膨劑+3%破乳助排劑(見表8)。

表7 破乳助排劑優(yōu)選結果破乳助排劑類型質量分數(shù)/%表面張力/(mN/m)與煤油界面張力/(mN/m)Z-M3239.863.98PR-ZP233.612.15JP-01226.070.68HG-07237.162.56 注:Z-M3、PR-ZP、JP-01及HG-07為不同類型破乳助排劑代號

表8 酸液與添加劑配伍實驗結果

2.1.4 酸液體系綜合性能評價

實驗結果表明：酸液體系與地層水和凝析油的配伍性均良好(見表9)。

表9 酸液體系綜合性能評價結果實驗內(nèi)容實驗結果高溫高壓鋼片腐蝕實驗BHJ3-A 前置液和BH-QJ01處理液體系對N80鋼片腐蝕速率分別為18.58 g/(m2·h)和61.60 g/(m2·h),均達到行業(yè)標準一級指標要求酸液體系與儲層流體配伍性實驗無沉淀、無乳化、無酸渣

2.2 工藝參數(shù)優(yōu)化

2.2.1 工作液體系用量優(yōu)選

1)處理液用量。根據(jù)評估傷害井酸化增產(chǎn)幅度公式：

可以模擬出增產(chǎn)倍比圖(見圖1)，通過觀察，隨著酸化半徑的增大，增產(chǎn)倍比逐漸增大，當酸化半徑達到1.5 m時，增產(chǎn)倍比趨于最大[10]。

K6井射孔段斜厚80 m，平均孔隙度為10.0%。藥劑用量計算依據(jù)公式：V=πr2hφ，計算不同酸化半徑下的酸液用量(見表10)?？紤]現(xiàn)場施工所用酸罐容積情況：設計K6井酸液用量取整為60 m3。

表10 不同酸化半徑下酸液用量情況酸化半徑/m1.11.21.31.41.51.6酸液用量/m331.3137.2643.7350.7158.2266.24

2)前/后置液用量。前置液主要用于溶蝕儲層碳酸鹽礦物，后置液主要用于凈化反應帶，防止二次沉淀的產(chǎn)生，設計前/后置液用量為30 m3。

2.2.2 泵注壓力優(yōu)化

根據(jù)標準Q/HS 2040—2019《海上砂巖油田油圖1 不同酸化半徑下增產(chǎn)倍比井酸化工藝實施要求》，K6井最大井口注水壓力計算公式如下：

pmax=pf+pF-pH

式中：pmax為最大施工壓力，MPa；pf為地層破裂壓力，MPa；pF為沿程摩阻壓力，MPa；pH為液柱壓力，MPa。

本井按照30 m3/h注入量，計算摩阻為9 MPa，則達到破裂壓力時井口最大注入壓力為

pmax=90.1-0.00981×1×4347.5+9=56.45≈56(MPa)

計算得出井口最大注入壓力約等于56 MPa，地層不會形成微裂縫，結合井下管柱耐壓情況，最終確定本井施工井口壓力小于50 MPa。

2.2.3 施工工藝設計

根據(jù)以上分析最終確定解堵工藝為采用不動管柱籠統(tǒng)解堵，藥劑名稱為BHJ3-A前/后置液(復合解堵劑)、BH-QJ01處理液(水鎖傷害處理劑)，油管正擠注入，施工壓力不高于50 MPa，施工排量：0.1～1.0 m3/min，詳細泵注程序見表11。

表11 泵注程序步驟工作內(nèi)容壓力/MPa排量/(m3/min)注入量/m3累計注入量/m3備注1正擠前置<500.1～1.020202正擠處理液<500.1～1.060803正擠后置液<500.1～1.010904正擠頂替液<500.1～1.021111擠注過程中環(huán)空灌滿液,保證井下封隔器安全

3 效果分析

K6井整個酸化作業(yè)嚴格按照酸化施工設計進行施工，依次注入前置液、酸液及頂替液，累計注入124 m3。由酸化施工曲線可以看出，重質清洗劑進入地層之后，泵壓由38.3 MPa上升至40.8 MPa，排量由0.67 m3/min上升至0.78 m3/min，變化不明顯，說明儲層有機傷害程度不大。復合解堵劑及水鎖傷害處理劑進入地層之后，排量由0.84 m3/min上升至0.94 m3/min，泵壓由44.4 MPa下降至31.5 MPa，變化明顯，說明酸液對儲層礦物及無機堵塞物進行了有效溶蝕。K6井改造后增產(chǎn)效果顯著，井口油壓逐步上升，瞬時產(chǎn)期500 m3/h，遠高于措施前的產(chǎn)量(見圖2)。

圖2 K6井酸化施工曲線

酸化解堵之前，該井自噴生產(chǎn)，油嘴25.4 mm，油壓6.3～6.5 MPa，產(chǎn)氣量約6000 m3/d；采取措施后，自噴生產(chǎn)，油嘴19.8 mm，油壓6.0～6.5 MPa，產(chǎn)氣量約8800 m3/d。采取措施后氣井產(chǎn)能比采取措施前有所提高，取得了一定的增產(chǎn)效果。

4 結論

(1)低滲油氣田開發(fā)過程中，必須從井的全生命周期入手，充分考慮鉆完井工藝、儲層保護等，避免因為工藝不合適、工作液不配伍導致的儲層污染。分析表明K6井儲層致密、液鎖、反凝析及鉆完井傷害是造成該井低產(chǎn)低效的主要原因，對于低產(chǎn)低效井的治理是油田降本增效、可持續(xù)發(fā)展的有效途徑之一。

(2)通過對目標儲層的酸液體系的研究，確定了目標儲層的酸液體系，該體系為10%HCl+8%HBF4+2%HF+2%高溫緩蝕劑A+0.5%高溫緩蝕劑B+2%防水鎖劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%防膨劑+3%破乳助排劑+6%沉淀抑制劑，前/后置酸體系配方為5%乙醇+10%HCl+1%高溫緩蝕劑A+0.25%高溫緩蝕劑B+2%防水鎖劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%防膨劑+3%破乳助排劑。

(3)K6井酸化改造后增產(chǎn)效果顯著，可知對于海上氣田由于各種因素的限制無法實施大規(guī)模壓裂改造的儲層，采取酸化解堵的增產(chǎn)技術是首要的選擇。