姬塬油田长8油藏高压欠注井对策探讨

吴文瑞, 张进科, 苟利鹏, 张 满, 丁 丽, 蔺爱国

(1.中国石油长庆油田分公司 第五采油厂,陕西 西安 710200; 2.中国石油大学(华东) 科学技术研究院,山东 东营 257061)

姬塬长8油藏渗透率平均为0.85×10-3μm2,属于典型的低渗透油藏[1],注水开发过程中存在注水压力高、注入难度大、配注合格率低等问题[2],急需对高压欠注问题采取有效措施,提高原油产量,完成油区的生产指标。针对姬塬油田长8油藏出现的问题,在工艺方面以及配方方面做了适应性调整,在现场应用中取得了比较明显的效果[3-5]。目前对低渗透油藏高压欠注问题的研究引起广泛关注[6],Fulcher等[7]得出表面活性剂能够有效的降压增注,扩大油水两相渗流区范围,从而提高采油率。由于注入水使岩石表面润湿性改变是引起注水高压的主要因素之一,柳兴帮对表面活性剂降压增注进行研究,但其他措施工艺技术还需完善[8]。笔者针对姬塬油田长8油藏储层特征,研发低伤害、无二次沉淀酸液体系和防垢型表面活性剂体系,引入特种疏水降压增注液改变岩石表面润湿性,降低水流阻力,形成一套适用于长8油藏的降压增注段塞体系。

1 高压欠注井欠注原因

2016年初,长8油藏欠注井87口,平均油压18.6 MPa。结合姬塬油田注水情况,从储层物性、注入水引起的润湿反转、化学堵塞3个方面进行研究,遵循“找准病因,对症下药”的理念,开展长8油藏注水井欠注的原因分析。

1.1 储层物性对高压欠注的影响

姬塬长8油藏储层埋藏深度2 564 m,砂层平均厚度为13.7 m,油层平均厚度10.5 m,孔隙度平均为10.6%,且渗透率相对较低。姬塬油田孔隙类型以粒间孔为主,属于低孔、特低渗储层,储层水敏指数达32.48%,水敏伤害较严重[9],因此在注水过程中,储层水敏引起的黏土膨胀、运移是注水压力上升的其中原因之一。

1.2 注入水引起的润湿反转对高压欠注影响

姬塬长8油藏自身为典型的低孔低渗储层[10],对该储层进行润湿性分析(表1),初步认为长8储层润湿性为弱亲油性。采用K100表/界面张力仪测试了在注入水润湿状态下岩心润湿性的变化(表2)。

由表1、2可知,储层岩石弱亲油性会随注水过程慢慢向亲水性转变。投注后压力会缓慢升高,随着注水时间增长,润湿性缓慢发生改变是引起注水压力上升的一个主要因素。

表1 润湿性试验分析数据

表2 岩心润湿性变化测定结果

1.3 化学堵塞对高压欠注影响

长8油藏地层水水质整体矿化度在34.3～76.3 g/L,成垢离子中钙离子、钡离子和锶离子含量较高;采出水的矿化度在5.5～17.8 g/L,其中钙镁阳离子含量较高,以采出水作为注入水与注水井地层近井地带的地层水混合后易生成碳酸盐垢、钙垢及钡锶垢。对碳酸盐垢、钙垢、钡锶垢3个垢样进行分析,分析结果如表3所示。

表3 垢样分析测试结果

由表3可知,长8储层存在硫酸钡(硫酸锶)垢堵塞,硫酸盐垢占无机垢总量比例28.3%,且发现长8层垢样中硫酸钡(硫酸锶)垢所占比例远高于长4+5层和长2层。

根据油田水结垢趋势预测标准(SY/T 0600-2009),将注入水和长8地层水分别按照0∶100、10∶90、20∶80、30∶70、40∶60、50∶50、60∶40、70∶30、80∶20、90∶10、100∶0体积数混合均匀后,在80 ℃下恒温测定结垢离子前后变化,实验结果如图1所示。

图1 地203-37注入水与地203-37长8地层水混合结垢趋势

由图1可知,地203-37注入水与对应地层水混合后,有结垢现象,从预测结果来看主要是硫酸钡(锶)垢,其次是碳酸钙垢,随注水周期延长,硫酸盐垢结垢量将进一步加剧,可见注入水配伍性差引起的化学结垢是引起研究区高压欠注的主要因素之一。

2 技术对策

通过对高压欠注井欠注原因分析,形成如下措施工艺技术:首先通过酸液与表面活性剂段塞结合,达到解除地层堵塞、改善吸水剖面、降低油水界面张力、缓解储层内结垢并降低结垢周期的目的;然后通过疏水降压增注体系,通过改变岩石表面润湿性,抑制黏土膨胀,降低注水驱替启动压力和流动阻力,从而降低注入压力。

2.1 低伤害、无二次沉淀酸液体系

针对姬塬油田长8油藏储层高黏土含量、易反复结垢堵塞、酸化易产生二次沉淀的特点,开发预处理液体系,清洗高压欠注水井壁面,解除近井地带无机堵塞物。对预处理酸液进行氯化物沉淀抑制实验,并与常规配方进行对比,如表4所示。

表4 氟化物沉淀抑制实验现象(70 ℃)

由表4可知,土酸在pH=2.0时即开始产生沉淀,而预处理酸液体系直到pH=4.8时才开始出现少量沉淀,说明该体系能够在较高pH值环境下较好地抑制沉淀的产生,具有较强抑制氟化物沉淀的能力。除此之外预处理酸液体系对氟化钙、六氟硅酸钾、六氟硅酸钠等氟化物沉淀也有很好的溶解和抑制生成作用。可见预处理液体系降低二次沉淀对储层伤害,具有良好的破乳、缓蚀、助排性能,有较好的储层适应性。

2.2 表面活性剂段塞体系

表面活性剂段塞主要的作用是减少注水过程中储层黏土的膨胀和运移,降低水驱毛管力。表面活性剂段塞体系配方:3% 烷氧基化表面活性剂+0.5%松香分散剂+2.5% 烷基甘氨酸盐。室内为了考察表面活性剂段塞体系对硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶等垢样的解除作用,对垢样进行溶垢测试实验,结果如图2所示。

图2 表面活性剂段塞体系的溶垢测试

表面活性剂段塞体系对硫酸钙垢、硫酸锶垢和硫酸钡垢的溶垢率为84.7%、25.8%和18.3%。

2.3 润湿反转降压增注段塞体系

长8油藏油水井解堵措施的润湿反转配方体系由A剂配方、B剂配方、C剂配方按1～3∶ 1～8∶ 1～3的体积比构成。A剂配方组成为:氟碳、烷基苯磺酸钠、吐温、聚氧乙烯烷醇酰胺、聚氧乙烯辛基苯酚醚等,余量为清水;B剂配方为润湿泡沫多元酸,组成为:氨基磺酸、氟硼酸、OP-10(润湿缓速、起泡剂)、醋酸(铁稳定剂)等,余量为清水。C剂配方为引发中和剂,组成为:引发剂、氯化铵等,余量为清水。将上述A、B、C剂配方按比例混合后,加入一定量润湿反转材料及乳化剂,便可形成稳定液体产品,即为润湿反转降压增注段塞体系。同时,对该体系进行了稳定性能、吸附性能、接触角变化、粒径分析、切片扫描测试和岩心驱替性能评价。

(1)稳定性能。在-19、0、25、80 ℃条件下,将所制备的润湿反转降压增注段塞体系分别静置60 d,发现液体仍然透明,不发生相分离,无絮体、沉淀产生,说明体系稳定性能良好。

(2)吸附性能。使用电镜扫描(SEM)观察岩石表面对疏水材料的吸附能力,如图3所示。

试验结果表明,岩表面吸附了疏水材料,有利于润湿性的改变,也有利于隔水防膨。

(3)防膨性能。润湿反转降压增注段塞体系对长8储层岩屑平均防膨率为93.8%,体现了较强的防膨性能。

图3 岩样吸附前后的岩石表面(SEM)

(4)接触角测试。润湿反转降压增注段塞体系使岩石表面接触角由31°增大到75°,改变了其润湿性,岩样表面由亲水变为疏水。

(5)粒径分析。疏水材料粒径主要集中于1～10 nm之间,长8储层孔喉中值直径为0.75 μm,不会在储层孔喉内产生堵塞。

(6)切片扫描测试。润湿反转材料段塞体系具有较强的吸附性能,易吸附于岩石表面,使岩石比表面积增大,加之前面润湿性实验分析的憎水特性,会改变界面性质,将吸附于水湿岩石孔隙表面的水膜赶走,降低流动阻力,利于后续注入水的流动。

(7)驱替性能。润湿反转降压增注段塞体系具有明显的减阻效果,流动阻力的降低使后续注入水的流动性明显增强,整体增注效果得到提高,基质的吸水能力得以改善。

3 现场应用与效果分析

针对现有措施工艺有效期短、效果差的欠注井,采用降压增注工艺, 2016—2017年在长8油藏共计实施21口井,有效率90.5%,平均有效期为127 d,油压下降2.4 MPa,日增注259 m3,当年累积增注47 992 m3,满足配注要求。与常规措施对比结果见表5。

从表5可以看出,无论是从油压下降幅度、当年有效天数、日增注水量、累增注水量,还是有效率方面均比常规措施效果要好,单井技术服务费用降低了0.6万元,效果显著。

表5 润湿反转降压增注效果对比

此外,该润湿反转降压增注措施可方便用于在用系统的升级改造。地201-37井于2010年11月实施复合射孔爆燃压裂投注,投注后即出现地层压力高、注不进的问题,为改善注水状况,2011年、2013年、2014年、2015年均实施过酸化增注措施,2015年10月措施后仍注不够,该井组内油井地202-36井2015年所测压力13.73 MPa,地层压力较低。根据欠注原因分析,选择采用润湿反转降压增注措施,措施前后对比效果明显,措施后,地201-37井满足配注,平均单井日增注25 m3,平均降压2.5 MPa,累积增注3 025 m3。

4 结 论

(1)通过对长8油藏高压注水井的储层堵塞原因分析,得出注水井注入压力升高和欠注的3个主要因素为:①储层水敏伤害引起的黏土膨胀、运移;②长期注水引起的岩石表面润湿性缓慢发生改变;③注入水配伍性差引起的化学结垢。

(2)研发了润湿反转降压增注段塞体系,引入特种疏水降压增注液,吸附在岩石表面,降低水润湿性,能够起到降低水流阻力,降低注入压力,延长了措施有效期的作用。

(3)润湿反转降压增注工作液体系具有较好的储层适应性,现场应用增注效果显著。