鄯善油田注水井堵塞特征及解堵技术研究

陈军，虎海宾，郭军，李海涛，刘波，史花转

（中国石油吐哈油田分公司鄯善采油厂，新疆鄯善838202）

鄯善油田注水井堵塞特征及解堵技术研究

陈军，虎海宾，郭军，李海涛，刘波，史花转

（中国石油吐哈油田分公司鄯善采油厂，新疆鄯善838202）

鄯善油田属于低孔特低渗油田，注水井注水压力逐年上升，注水井欠注已成为突出矛盾，严重影响油田注水开发效果。室内试验和现场经验认为储层敏感性、注入水水质、地层结垢以及增注措施的影响是油田注水井伤害主要因素。通过开展岩心溶蚀试验，认为多氢酸体系在该地区具有良好的适应性，并以此确定出用酸强度等关键参数，绘制了相应的应用图版。

伤害机理；解堵；多氢酸；现场应用

鄯善油田自1991年注水以来，注水压力不断上升，油田注水井共206口，平均注水压力达29.3 MPa。其中欠注井近40口，注不进停注井25口。注水井停、欠注后周围油井产量递减加快，油田注水开发效果变差。明确注水井欠注原因，并采取行之有效的降压增注措施迫在眉睫。

1　注水井欠注原因分析

1.1地层敏感性矿物伤害

根据油田粘土矿物成分分析表明，油藏主力层三间房组以高岭石和绿泥石为主，分别占36.38%和32.74%，伊蒙混层含量为12.15%。采用鄯10-131井岩心进行敏感性实验结果表明，其储层敏感性为中水敏、中速敏、弱酸敏。其中水敏、速敏是鄯善油田低渗油藏的主要伤害因素。目前鄯善油田各个区块均采用高压注水，注入量大容易导致发生速敏损害。由于注水周期长，注入量大，因此注水造成的粘土伤害的累加程度也将很大。

1.2水质不达标导致地层伤害

鄯善油田注入水是经过处理后的污水，从表1中2012年6月注入水沿程水质监测结果看，悬浮物含量严重超标，悬浮物粒径中值及总铁含量也不同程度超标。鄯善油田小孔喉比例高，小于1 μm孔喉占44.9%～72.4%，平均占58.2%，而大于3 μm的孔喉仅占14.3%，悬浮物在水中的大量存在会因吸附、堆砌、桥架作用堵塞孔道。

1.3注入水结垢造成堵塞

注入水中溶解的CO32-、HCO3-、SO42-在一定条件下保持平衡，注入水由井口注入地层，温度逐渐升高，大量沉淀从水中析出堵塞地层。取3口井井筒垢样，进行洗油烘干，然后将洗净的垢样进行X衍射分析，分析结果（见表2）。从井筒垢样分析结果看，垢样中无机物主要为方解石，另有两个样中含有少量石英。

表1　2012年6月鄯善油田沿程水质变化情况

表2　井筒垢样矿物成分分析

1.4转注、增注措施的影响

油田7个区块注水井共206口，其中绝大多数井为转注井，转注前油井生产过程中在近井地带会形成有机沉积，转注后，储层环境中的各个因素都发生变化，从而导致地层有机质伤害的加剧、润湿性的改变、地层微粒的敏感性伤害等。同时在进行压裂酸化等增注措施时如果施工质量不能得到严格监控，比如配液用水水质不达标、配液罐清洗不干净、酸液或添加剂失效等，都会导致对地层产生致命伤害。

1.5储层伤害程度分析

一般模型：S=（K/Kd-1）ln（rd/rw）

用表皮系数可以估算损害带半径和损害带渗透率降低程度对损害的影响。

假设在损害带内渗透率满足指数关系：

图1　损害带半径和损害带渗透率降低程度关系曲线

由图1可以看出，当注水过程中井壁处渗透率下降幅度在50%时储层伤害半径在2.4 m左右。

2　注水井解堵技术研究

前期鄯善油田主要采用了土酸、氟硼酸等酸液体系，起到一定的缓速效果，但是在抑制酸岩反应二次伤害等方面效果较差。为了选择适应性更强的酸液配方，本研究针对以往使用过的酸液体系及新引进的多氢酸体系开展适应性和配方体系研究，优选出针对性工作液配方。

2.1酸液性能评价

2.1.1缓速性能多氢酸为一中强酸，主要由SA601和SA701两部分组成。SA601是多元弱酸，H+在溶液中部分电离出来，SA701为氟化盐，负责提供F-，两种物质交替注入在粘土表面生产HF。由图2可知，多氢酸能长时间的保持低浓度HF，减少二次沉淀的产生。

图2　不同浓度多氢酸电位曲线

2.1.2沉淀控制能力

（1）实验步骤：①用蒸馏水配制0.1 g/L的CaCl2、NaCl、KCl，0.4 g/L的AlCl3、MgCl2混合盐溶液200 mL，分为3等分；②根据溶液中F离子摩尔数相同的原理，分别配制HCl含量为6%的土酸、氟硼酸、多氢酸（F摩尔数0.15 mol）溶液各50 mL；③将相同体积的酸液与盐溶液（50 mL+50 mL）混合；④在一小时的时间内，分多次向混合溶液中加入含2.28 g/kg二氧化硅的硅酸钠溶液，每次1 mL，观察溶液的沉淀情况。

（2）实验结果：由表3可以看出含氟酸液在地层中容易形成硅酸盐沉淀物，但不同的酸液体系对硅酸盐沉淀的产生具有不同程度的抑制作用，多氢酸效果较好，氟硼酸和土酸效果较差。

2.2酸液溶蚀试验

2.2.1垢样与酸液的溶蚀试验选用鄯3-231井垢样，采用盐酸、土酸、氟硼酸和多氢酸进行溶蚀试验，试验结果（见表4）。从实验结果看盐酸、土酸、氟硼酸溶蚀率基本都在70%以上，多氢酸溶蚀率在50%左右。可见盐酸可溶物含量较高，多氢酸因盐酸浓度相对低而导致垢样溶蚀率低。

表3　不同体积硅酸钠溶液与酸液混合后沉淀情况

表4　垢样溶蚀试验结果

2.2.2岩粉与酸液的溶蚀试验取一定量鄯10-131井岩粉分别放入50 mL不同浓度的盐酸、土酸、氟硼酸和多氢酸溶液的烧杯中溶蚀2 h，在80℃记录岩粉与不同浓度和类型酸液的溶蚀率大小以及酸不溶物含量的多少。根据酸浓度变化对溶蚀率的影响确定各种酸液的使用浓度。

2.3注酸强度研究

2.3.1前置液注入强度的确定据鄯善油田储层特征，参考油田注水井历年酸化施工数据，根据相应计算方法，可得到图3。根据前面盐酸可溶物含量在4%～8%，确定前置液注入强度为0.5 m3/m～1.5 m3/m，对于其它解堵半径、溶蚀率下的用酸强度可进行插值求得。

2.3.2处理液注入强度确定同样原理模拟出了针对不同解堵半径和不同储层厚度的处理液注入强度。图4是针对不同解堵半径和储层厚度注酸强度，对于其它厚度储层注酸强度可进行插值求得。

2.4水井增注矿场试验

截止2013年1月共应用多氢酸解堵增注试验10井次，有效10井次，有效率100%，注水量增加27 m3/d，视吸水指数增加2.76倍，单井累增注0.21万m3，有效期平均为85 d，9井次继续有效。

表5　鄯善油田酸液浓度选择

图3　鄯善油田注水井酸化前置液注入强度图版

图4　鄯善油田注水井酸化处理液注入强度

3　结论

（1）鄯善油田欠注的主要原因一是污水水质不达标，悬浮物固相颗粒产生桥堵，二是流体流动过程中产生粘土颗粒运移，三是注入水结垢影响。

（2）多氢酸缓速性能好，二次伤害小，在该地区具有较好的适应性。

（3）对于一些伤害较为严重的井，也可选择多氢酸、氟硼酸体系与土酸复配，形成组合/复合酸液体系，一方面缓速酸增大酸液的有效作用距离，另一方面土酸将加强对近井地带的溶蚀，提高渗流能力。

（4）鄯善油田注水井解堵处理半径要达到2 m以上，才能达到好的解堵效果。

（5）酸化后根据油藏实际情况，合理配注，并严格控制注水速度及注水水质，初期配注量建议尽量低一点，且尽量保持稳定注水，以避免短期内由于大排量注水造成颗粒运移而导致新的堵塞。

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The characteristic of injection well plugging and research of broken down technology in Shanshan oilfield

CHEN Jun，HU Haibin，GUO Jun，LI Haitao，LIU Bo，SHI Huazhuan
（Oil Production Plant Shanshan of PetroChina Tuha Oilfield Company，Shanshan Xinjiang 838202，China）

Shanshan oilfield belongs to low porosity and low permeability oil fields.The water injection pressure rises year by year in injection wells.Owe injection water has become a prominent contradiction，which seriously affects the development of oilfield water injection. Laboratory test and field experience think that reservoir sensitivity，injection water quality，the influence of formation scaling and the measures augmented injection are the major factors of well damage in the oil field.Through the development of core dissolution test，we believe that the more hydrogen acid system has the good adaptability in the region.Through these，this paper identifies with the acid strength of key parameters and draws the corresponding application chart.

damage mechanism；broken down；more hydrogen acid；field application

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.04.016

TE358

A

1673-5285（2015）04-0054-04

2014－12-23

陈军，男（1986-），工程师，2007年毕业于成都理工大学石油工程专业，在吐哈油田鄯善采油厂采油工程室从事储层改造研究工作，邮箱：cj1985624@sina.com.cn。