青西油田X井堵塞分析评价及解堵方案

薛新茹

中国石油玉门油田分公司 钻采工程研究院 （甘肃 酒泉 735019）

中国石油玉门油田分公司青西油田（以下简称青西油田）属于构造背景下的复杂岩性裂缝、孔隙性油藏，主力储层位于白垩系下沟组，深埋3 900~5 200m，基质渗透率低，储层压力系数1.10~1.45，储层温度110~150℃。储层岩性有泥质白云岩、白云质泥岩、砂砾岩、泥砾岩、白云质粉砂岩等，储层空间以缝隙和孔隙为主，裂缝既是油气的储集空间，又是地层流体的主要渗流通道。多数油井储层构造缝不发育，即使构造裂缝较为发育，在钻井、完井过程中也会遭受到严重的污染，导致油井产量降低。因此，大多数油井需要经过储层改造后方可获得较高的产量[1-2]。

在储层改造过程中，由于储层地质特征、多种入井流体（压井液、酸液、压裂液等）与储层配伍性差、不能完成施工工序等多种因素的影响，造成个别油井措施不见效甚至反效。针对这一问题，以青西油田X井为例，开展了实验评价，分析油井措施不见效甚至反效的原因，并制定了可行的解堵方案[3-5]。

青西油田X井井深为4 500m，产液量约为12.4 m3/d，含水6.3%。近年来进行压裂改造，压裂时共泵入地层13m3密度为1.30 g/cm3的CaCl2盐水，6m3盐酸（配方为12%HCl+2%缓蚀剂）和约12.7m3的压裂液（配方为0.55%HPG+1.0%BA1-13+1.0%BA1-5+0.5%BA1-26+0.1%BA2-3），最高压力115MPa未压开地层。压裂后未来得及排液，投产后产液量下降，约为7.6m3/d，含水3%。

1 油井堵塞原因及解堵实验评价

1.1 堵塞原因分析

措施后造成油井产液量下降的原因可能有以下几点：①大量水的侵入可能形成水堵。由于未压开地层,外来液体在高压下沿裂缝进入地层，工作液当中的表面活性剂物质吸附在岩石上引起润湿性改变，可能改变地层相对渗透率和毛细管性质,从而降低了生产层的原油有效渗透率。②滤液侵入地层与原油混合，可能产生乳化液堵塞。③水进入地层引起地层黏土矿物的膨胀和迁移，造成地层渗透率降低。④悬浮的固相和聚合物残渣，可能造成地层岩石渗透率和射孔孔眼的伤害。⑤压裂过程中流量较大，原来松散的附着在孔隙壁面的淤泥及黏土可能移动，这些大小不同的颗粒在移动过程中，在喉道位置附近停止移动形成堵塞。

为此，开展了实验室评价工作，主要是压井液、压裂液与储层的配伍性及伤害程度，以及解堵方案的可行性评价。

1.2 压井液岩心伤害评价

为了模拟在储层条件下岩石可能受到压井液（34%CaCl2）的伤害，对柳12井储层岩心做了伤害评价实验。同时，评价了初选解堵剂（0.5%A+5%乙醇+3%NH4Cl）的作用效果。实验结果见表1。

表1 柳12井储层岩心流体伤害实验结果

实验结果表明:①岩心在高密度盐水溶液中发生了微粒脱落和运移，并在孔喉处聚集发生堵塞，导致渗透率降低严重，表明该岩心的强盐敏特性;②高密度盐水在岩芯中失水有可能发生“盐析”现象，使一些固体盐结晶吸附在毛细微缝壁上，发生了堵塞;③高密度盐水的流动阻力大于标准盐水的流动阻力。

1.3 岩屑防膨实验

岩屑来自4 278~4 281m、4 285~4 290m、4 291~4295m、4 301~43 03m、4 304~4 306m井段。

实验标准：采用SY/T 5762—1995压裂酸化用黏土稳定剂性能测定方法。

实验主要仪器：NP-02页岩膨胀率测试仪

实验结果见表2。由表2可以看出，高密度盐水的膨胀量明显高于压裂液的膨胀量，反映高密度盐水对岩心的伤害较为严重。

表2 柳12井岩屑防膨实验结果

1.4 入井流体对储层伤害综合评价及解堵评价

实验评价按以下5种方案进行：①原油、34%CaCl2、15%HCl、压裂液的比例为：50:25:8.4:16.7;②原油、15%HCl为6：1;③34%CaCl2、15%HCl为3：1；④34%CaCl2、压裂液为3：2；⑤15%HCl、压裂液为1：2 。

实验条件：在80℃下，恒温4 h。

实验步骤：实验方案①—⑤样品反应完毕后，用0.178mm(80目)的实验筛过筛，并用溶剂油冲洗实验筛上的残留物，直至洗不掉为止，观察试验筛上的残留物及流体状况。实验结果见表3。

表3 入井流体之间反应评价结果

从表3实验结果可以看出，入井流体之间发生反应的主要是盐酸和压裂液。

1.5 解堵方案研究及腐蚀实验评价

1.5.1 解堵剂作用效果初步评价

针对盐酸和压裂液反应所产生的絮凝物，提出的解堵剂配方有：①5%H2O2;②3%异丙醇+2%异戊醇;③0.5%TA1031+3%异丁醇+21%粗苯+75.5%溶剂油。

实验评价结果:24 h后加入5%H2O2絮凝物消失，其他2种配方对絮凝物作用效果不明显。

在不影响压裂液性能的前提下，确定的主体解堵剂为H2O2。H2O2具有较高的氧化电位，较强的氧化能力，当双氧水与金属离子的反应产生自由基后，氧化能力更强。

1.5.2 防腐实验评价

Fe2++H2O2混合液在催化氧化处理难降解有机物时，有很好的效果。由于H2O2对金属有较强的腐蚀性，需要加入一定的抗氧防腐剂，初步制定了以下几种解堵剂配方开展实验评价：①3%H2O2+2%B-125;②3%H2O2+2%四硼酸钠;③3%H2O2+2%KNO3;④3%H2O2+2%酸化缓蚀剂;⑤5%H2O2+1%四硼酸钠;⑥5%H2O2+2%十水四硼酸钠;⑦5%H2O2+2%KNO3;⑧8%H2O2+2%十水四硼酸钠;⑨8%H2O2+2%KNO3。

采用N80钢片，温度80℃、反应4 h后的实验结果见表4。

由实验结果可以看出，双氧水中加入普通缓蚀剂反而起不到防腐作用。十水四硼酸钠加入到双氧水中可以起到防腐蚀作用，但是反应后液体底部有白色沉淀物。3%、5%、8%的双氧水中加入2%的硝酸钾，试片的质量有所增加，试片侧面及孔附近有锈斑。

由于四硼酸钠对压裂液有交联作用，如果选用四硼酸钠作防腐剂，必须加入一定量的酸，阻止交联反应。选用四硼酸钠作防腐剂，提出了以下几种解堵剂配方，开展缓蚀实验：①5%H2O2+1%四硼酸钠+3%HAc；②5%H2O2+1%四硼酸钠+3%HAc+0.5%HS-1；③5%H2O2+1%四硼酸钠+3%HCl+1%HS-1；④5%H2O2+1%四硼酸钠+3%HNO3+1%（NH2）CS。实验结果见表5。

由表5实验结果可知，十水四硼酸钠不适合做双氧水的缓蚀剂。

表4 几种解堵剂配方的腐蚀实验结果

表5 几种解堵剂配方的腐蚀实验结果

选用硝酸钠、硝酸钾作双氧水的缓蚀剂，解堵配方调整为以下几种：①5%H2O2+1%KNO3;②5%H2O2+1%NaNO3;③5%H2O2+1.5%NaNO3。实验结果见表6。

由表6可以看出，硝酸盐对双氧水有一定的防腐蚀作用，试片的腐蚀速率也比较小。

1.5.3 解堵方案及实施效果

从室内实验结果分析，制定青西油田X井解堵方案主要考虑以下几点：①加入表面活性剂和醇，将油润湿表面转化为水润湿表面，解除水堵。醇可降低岩石的毛细管力，从而使液相较易排出。酸液中加入醇可降低表面张力，促进返排。②选择合适的解堵剂，解除乳化堵和水堵。③采用H2O2降解压裂液残渣，解除残渣堵塞。④采用溶蚀性较好的酸液体系，解除黏土颗粒膨胀、运移造成的堵塞。

表6 几种解堵方案的腐蚀实验结果

实施解堵措施，恢复了油井的正常生产。措施前日产油5.0 t，措施后日产油9.4 t，有效解除了压裂时多种外来液体给储层造成的二次伤害。

2 结论

1）根据实验评价结果，对于X井，高密度的氯化钙盐水进入地层引起地层的强力敏感，导致渗透率下降，同时大量的滤失液有可能造成水堵和乳化堵。通过表面活性剂和醇将油溶湿表面转化为水溶湿表面，解除水堵。

2）压裂液在盐酸和高密度盐水的作用下，溶解度大幅度降低，固体胍胶和残渣吸附在微裂缝的壁面上，造成了压裂液固体堵塞。

3）针对盐酸溶液与压裂液发生反应生成难溶解絮团所致的储层堵塞，可采用双氧水进行降解，解除残渣堵塞。

4）四硼酸钠对5%双氧水有防腐作用，但是在高温时可与双氧水发生反应，生成白色沉淀物，不宜作缓蚀剂。硝酸钠与硝酸钾对5%双氧水有一定的防腐作用，且钢试片的腐蚀速率也比较小。