提高低渗裂缝性储层油井的返排率

尤秋彦（中国石油大港油田石油工程研究院）

周青庄油田油藏埋深2 239.2～3 111 m，为大港油田一典型的低渗透裂缝型油藏，产油量逐年递减。2010 年后大部分井进行压裂酸化改造。由于层间差异、储层物性差等原因，引起水锁损害严重，导致作业恢复周期达7 天以上，产油量恢复率只有56%，影响了油田稳产和经济效益[1-2]。

目前常用修井液为南三站污水和地下自来水，添加一些氯化钾、助排剂、抑制剂等，这些入井流体不能有效针对低孔低渗、裂缝性致密砂岩油藏特点，无法建立良好的配伍性，入井液大量滞留在致密的储层中，不止是水锁损害[3]，还有油锁损害，加重了返排的难度。现有技术应用效果不理想，严重阻碍了油层保护技术在周青庄油田的推广[4]。

1 概况

沙三段岩性以深灰色、灰褐色泥岩与浅灰色中细砂岩、粉砂岩为主，储层平均孔隙度为10.5%；平均渗透率4.6 md。整体属于低孔低渗储层，大部分井压裂酸化改造，改变了原有的孔隙结构[5]。目的层水敏损害率为35.68%～50.47%，发生水敏、盐敏损害的临界矿化度为10 000 mg/L，此时造成的渗透率下降幅度为35%以上，主要是储层中水敏、盐敏性黏土矿物所致。地层水为碳酸氢钠型，矿化度12 405.7 mg/L，碱度高，阴离子含量HCO3-为244 mg/L、SO4-2为744 mg/L。统计施工井效果见表1，油井作业后恢复期长。

表1 周青庄油田修井作业情况

2 低孔低渗、裂缝性致密砂岩储层保护修井液技术

2.1 防水敏组分研制

大港油田常用CSA 类无机盐（KCL）为防水敏抑制剂，短期见效快，耐水洗时间短，抑制稳定性差[6]。通过室内复配铵类和醋酸等药剂形成低分子季铵盐类抑制剂，南三站水抑制剂组分优选实验数据见表2：采用南三站水，防膨率随浓度的增加最高达到大于或等于98%，耐水洗时间48 h，抑制时间稳定，满足修井作业时间的要求。

表2 南三站水抑制剂组分优选实验数据

从表2 中看出，JJA1.5%加量耐水洗稳定抑制性好，防膨率大于或等于90%，试验中发现加量增大，防膨率变化不大。根据周青庄储层特性，选用强抑制性的低分子季铵盐AY 效果最佳，1.5%加量防膨率达到了93%以上，耐水洗时间48 h。可有效抑制低渗裂缝储层黏土的水化膨胀。

2.2 快速返排新材料的加入

多基团聚合物增加其产品的亲水和亲油性能，降低气液间表面张力及油水间界面张力；Gemini 阳离子表面活性剂增加液体滞留的助排能力，最后加入低碳醇，降低岩心含水饱和度，进一步增加其预防或解除滞留损害的效果。同时通过和非离子表面活性剂复配，增加其抗温及抗盐性能。同时，添加低磷环保阻垢剂阻止因周青庄地层水中含有阴离子HCO3-为244 mg/L、SO4-2为744 mg/L 与流体中的阳离子生成垢，引起固相堵塞[7-8]。复配后的配方在表、界面张力实验中，加以验证，新材料加量优选试验见表3。

表3 新材料加量优选试验

从表3 中可以看出，剥离出的液体透明、无垢。随新材料加量的增大，表界面张力呈降低趋势，最低界面0.346 mN/m，表面张力22.195 mN/m。界面张力由常用体系1.3 mN/m 降低到0.346 mN/m。实现了原油与井筒液之间的快速剥离，提高返排率。

通过原油配伍性评价（图1），验证了上述表3中的数据，1#样品新材料配方0.5%新材料+0.2%有机胺聚合物阻垢剂，可以直观的判定1#样品油液混合后经过8 h、50 ℃水浴后，油水界面分明不挂壁，液体底部澄清、透明、均匀。3#、4#（常用配方+助排剂+防水敏剂）样品混合后出现油挂壁，形成油锁，堵塞油流通道，降低油井的产量[9]。2#样品（常用配方+助排剂）混合后无油水界面，黏度快速增加，不利于流动。

图1 歧24-26 井油样与体系配伍性评价

该1#配方在油、水井压裂、防砂或酸化添加剂中应用效果较好，耐温小于或等于150 ℃，能降低工作液表面张力或工作液与原油之间的界面张力作用，并能有效地防止油水乳化，提高工作液的返排速度。

根据表3 试验数据，优化配方0.5%新材料+0.2%阻垢剂（蒸馏水）+1%AY 条件下进行性能指标检验，新材料加入后体系性能见表4。

表4 新材料加入后体系性能

从表4 中试验结果得出，优化后的配方，配伍性好，性能稳定。总磷含量0.87 mg/L，低于国家水处理排放标准。实现了国家近几年大力提倡低磷环保型药剂的应用。

3 综合性能评价

通过以上实验研究，确定了技术组分及加量，同时室内应用新材料即加快了返排速度又抑制了垢的生成，形成低孔低渗、裂缝性致密砂岩油藏修井液基本配方如下：1.0%～1.5%AY+0.4%～0.6%新材料+0.1%～0.5%阻垢剂组分，该配方表现出良好的快速返排效果。

3.1 岩心污染评价试验

室内选用岐北12 井的岩心6#、13#，注入液体表面张力与注入液体返排率的实验结果。6#类岩心渗透率2.8 md；13#类岩心渗透率范围为1.06 md（2 种岩样均具有相同的弱亲水性）。

由图2 可以看出，返排率随注入液体表面张力的降低而提高，注入表面张力相同的液体，相对渗透率低的岩样中的液体返排率低于相对高渗透性的岩样，岩心渗透率越低，损害率则越高，采用新材料配制的配方返排率可达到85%以上[10]。

图2 不同渗透率岩心洗压井液表面张力与返排率关系

3.2 返排时间试验

配制表面张力23 mN/m 配方和常用表面张力30 mN/m 配方，在常温条件下选用岐北6#类岩心渗透率2.8 md，另23#岩心渗透率5.6 md；长度2.45 mm 进行岩心返排时间试验，标准盐水饱和岩心制备好样品。在相同流量和泵压下进行测试不同渗透率岩心洗压井液返排时间与返排率关系见图3（2 种岩样均具有相同的弱亲水性）。

图3 不同渗透率岩心洗压井液返排时间与返排率关系

由图3 可以看出，岩心返排率随液体返排时间增加出现不同的走势，6#和23#岩心对比返排时间缩短1/2，返排率提高了54.7%。说明表、界面张力的降低可降低液体返排时间，促进缝隙中的液体返排，减少水敏矿物的膨胀，防止了黏土堵塞储层。

3.3 现场试验

技术在大港油田周青庄应用3 井次，取得良好效果，检泵井平均恢复期为2 天，恢复率96.71%，油层保护效果明显。例如歧新24 井该井作业层位为沙三黄褐色含油鲕状灰岩、褐黄色油浸细砂岩，2019 年3 月检泵，应用快速返排新材料洗压井液体系35 m3，检泵作业施工过程顺利应用井生产曲线见图4。该井正常生产时日产液量18.23 m3，日产油量0.8 t，含水96%。作业后开井恢复期2 天，作业后日产液16.68 m3，日产油1.67 t，综合含水91.60%，恢复率为100%。按照恢复期7 天计算，2天恢复减少原油损失4.35 t。增产原油按365 天计算，增产317.55 t。经济效益显著。

图4 应用井生产曲线

4 结论

1）低孔低渗、裂缝性致密砂岩油藏强水敏，由于酸化等措施导致孔隙结构改变，液体滞留，返排困难。

2）优选低分子季铵盐防膨抑制剂，提高了耐水洗时间至48 h，其防膨率大于或等于90%。

3）以新材料多基团聚合物添加剂为主，复合加入低碳醇、有机胺类阻垢剂等技术，配方总磷含量小于或等于1 mg/L，缩短了返排时间，使返排率大于或等于85%，且低磷环保。

4）技术现场应用效果好，检泵井平均恢复期为2 天，恢复率96.71%。