姬塬油田注水井清垢解堵设计优化研究

唐泽玮 ， 周志平 ， 同 松 ， 王小勇 ， 孙雨来

(1中国石油长庆油田公司油气工艺研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 3中国石油长庆油田公司第九采油厂)

一、 地层结垢特征

1.结垢量及类型

注入水与地层水按不同体积比混合后均发生结垢(表1)，垢型主要以硫酸钡为主。当V(注入水) ∶V(地层水)为4 ∶6时结垢量最大，为1 712.3 mg/L；当V(注入水) ∶V(地层水)为9 ∶1时结垢量最小，为285.4 mg/L。因此在油田实际注水过程中，最大结垢量应该发生在注入水与地层水混合比为3 ∶7～4 ∶6之间。

物相分析结果表明，注入水与地层水混合后垢样主要为硫酸钡(质量分数>97.6%)，部分碳酸盐垢以及极少量黏土杂质。

表1 耿271区块注入水与地层水混合后BaSO4结垢量

2.结垢对地层伤害程度

模拟油藏条件下注水混合岩心结垢程度，采用如下实验方法[4-7]：分别对人造岩心注入地层水和注入水，常温25 ℃下连续用注入水驱替，直至注水压力升高注不进为止，测定不同注水量下岩心的渗透率。

注入水与地层水混合后对岩心渗透率均产生伤害，其混合比为3 ∶7和4 ∶6时，结垢对渗透率的伤害最为严重，最终岩心渗透率下降90%～100%(图1)；注入量0～5 PV时渗透率急剧下降，5～10 PV时岩心渗透率出现波动，这是由于实验是在恒速下进行，随着结垢程度的增加，注入压力也相应增加，压力上升后可能将垢物堵塞冲开而使渗透率变大，重复波动几次后渗透率趋于平衡。

图1 渗透率变化与注入体积关系曲线

从结垢对地层的伤害实验可以得出，注水井投注后注水初期地层就存在较大的结垢堵塞，地层受到不同程度的伤害；随注入地层的注入水比例增加地层结垢伤害继续增加，中后期(混合比4 ∶6)渗透率伤害达到最大，而注水后期渗透率伤害下降缓慢。

3.垢的分布规律

将上述实验岩心取下均匀切割成20段，分别粉碎后各自加入足量的土酸溶液充分溶蚀，过滤后干燥称重计算BaSO4含量(y)，即单位体积岩心的结垢量，进行回归分析，得出结垢量y与结垢半径r的关系。

岩心前部分垢含量呈现指数递增，于0.4 m处达到峰值；岩心后半段垢含量呈幂函数递减，在进行回归分析时，以结垢半径为0.4 m处分成两部分进行分析(图2和图3)。

图2 岩心前部分结垢量与结垢半径关系曲线

图3 岩心后部分结垢量与结垢半径关系曲线

由于实验是模拟井筒射孔炮眼处(井筒半径r1=0.1397 m)地层条件进行的，那么对于距井筒中心r地层处，若r1和r均有增量Δr，则后者体积增量Δv是前者增量的k倍，k由式(1)得出：

(1)

式中：k—地层不同半径处体积增量倍数；r—地层某处距井筒中心半径，m；r1—井筒半径，m；Δr—地层半径变化，m。

(2)

y=28.0657r-2.11(0.4m

(3)

由式(2)和式(3)可以计算出不同半径处的结垢含量，而注水井最大结垢半径则主要由式(3)决定。当注水井半径r≥5.0 m时垢含量为0.940 5 mg/m3，不足1.0 mg/m3(根据计算结垢量为1.0 mg/m3时，垢所占孔隙体积分数为0.222×10-7%，可以视为对孔隙不产生堵塞)，因此可以判断结垢堵塞半径为5.0 m。

二、清垢解堵半径的确定

清垢作用区域主要集中在以井筒为中心的油层近井地带，并且主要以解堵为主，措施规模应以经济可行且能够最大程度地解除地层垢堵塞为目的，因此如何确定和设计解堵半径是决定清垢解堵措施效益的一个重要因素[8-9]。

设井筒半径为Rw，结垢半径为Rs，井控制地层半径为Re(与开发井网相关，井网确定后为常量)，井底压力为p1，地层压力为p3，结垢半径处地层压力为p2，地层厚度为h，未结垢地层渗透率为K1，结垢后地层渗透率为K2，根据达西定律[10]：

(4)

式中:μ—黏度，mPa·s。

可得未结垢地层注入量为

(5)

地层结垢后，对于非结垢区Rs

(6)

对于结垢区Rw

(7)

根据连续性原理，在Rw

(8)

式中：X=K2/K1。

下面计算注水井清垢解堵后的注入量，并确定清垢解堵的半径。

1.增注倍数确定[11-12]

对于井径为Rw，结垢半径为Rs，井控制地层半径为Re，清垢半径为R1，根据式(6)：

(1)当Rw

(9)

式中：X2—渗透率恢复率。

则增加注入量倍数：

(10)

(2)当Rs

(11)

式中：X1—基质渗透率提高率。

则增加注入量倍数：

(12)

2.清垢半径确定

根据已知条件：Rw=0.139 7 m，Re=150 m，单井注入量为20 m3，地层孔隙度10%，按每15 m3水产1 t油，清垢解堵液0.3万元/m3，原油0.3万元/t。现场一般注水井下降到原来注水量一半时，就采取增注措施，根据式(8)可计算出渗透率降低率X=0.338 9。

室内研究测得X2=3.0，X1=1.1，经计算可得出不同清垢半径与增注倍数的关系(图4)，通过计算不同清垢半径所取得的最大经济效益(图4)，进一步确定清垢半径。由图4可见，在结垢半径内，随着清垢半径的增大，增注倍数增大幅度明显，超过结垢半径后增幅曲线变缓，表明增注倍数增大幅度变缓；同时清垢半径超过结垢半径5 m后，经济效益开始降低。因此，对于结硫酸钡垢堵塞的注水井，其清垢半径应控制在5 m左右，按有效期为一年计算，单井最大经济收益可达125.26×104元。

图4 增注倍数和经济效益与清垢半径关系曲线

三、 现场试验效果

针对结硫酸钡垢的欠注井，在该区块进行了20口井现场试验，清垢后平均注水压力下降2.0 MPa，日增注15.0 m3，平均有效期达到369 d。其中J88-29井于2012年4月进行清垢解堵，试验前在21.8 MPa下注水量为0 m3，试验后在10.3 MPa下注水23 m3，吸水厚度由零增加到10.0 m，有效期超过800 d，累计增注20 432 m3(图5)。

图5 J88-29井清垢解堵后注水量和压力曲线

四、结论与认识

(1)姬塬油田注入水与地层水存在严重不配伍，在混合比3 ∶7～4 ∶6时结垢趋势为最大，对岩心渗透率伤害率超过90%。

(2)姬塬油田地层结垢堵塞的注水井，其堵塞半径在5.0 m左右，主要垢型为BaSO4，常规酸化解堵增注效果较差、有效期短。

(3)在保证清垢液性能的条件下，增大清垢半径能够有效提高地层吸水能力，综合考虑经济效益姬塬油田清垢半径应在5.0 m左右。

(4)姬塬油田清垢现场试验结果表明，该设计方法具有较好的实用性，对于水质不配伍的结垢地层清垢设计具有较强的指导性。