分子膜/混合有机酸复合解堵技术在姬塬油田欠注井的应用

王国丞 张道法 张进科 靳纪军 苟利鹏 巨江涛

1.中国石油长庆油田分公司第五采油厂；2.中国石油大学(华东)石油工程学院

姬塬油田位于鄂尔多斯沉积盆地，属于典型的超低渗油藏，储层非均质性强、物性差，开发难度大。注水开发是油田目前最有效、最经济的开发手段，但是随着油田持续大规模注水，一部分水井出现了注入压力高、注水见效慢、注采失衡等问题［1］，严重者甚至导致油井产量下降，地层压力保持水平下降，直接威胁到油田稳产。造成这种问题的主要原因是地层特性、配伍性和注入体系等导致的地层堵塞，如无机垢堵塞、有机垢堵塞、水锁和贾敏效应等［2-3］。此外，随着技术的发展，开发手段更加丰富，聚合物驱、凝胶调剖等技术在油田应用日益广泛，但也带来新的堵塞问题，如聚合物堵塞和凝胶堵塞。通过对欠注井堵塞垢样进行分析研究，将堵塞物分为：无机垢堵塞、黏土颗粒堵塞、有机质堵塞、凝胶堵塞、聚合物堵塞和水锁等。分子膜/混合有机酸复合解堵技术利用混合有机酸处理储层有机垢、无机垢、胶质等污染，利用新型分子膜活性水对储层进行深层次改造，有效解除了地层堵塞，实现注水井降压增注的目的。

1 储层物性和堵塞物分析

姬塬油田为多层系油藏叠合发育，多层位同时开采，其中主力储层为侏罗系的延8、延9、延10 层位和三叠系的长2、长4+5、长6、长8 层位等，油藏属于典型的低孔、低渗油藏，以长6 和长8 储层为例，长6 储层平均孔隙度为9.39%、平均渗透率为0.44×10−3μm2；长8 储层平均孔隙度为7.1%、平均渗透率为0.39×10−3μm2。油藏岩性为细-中粒岩屑长石、长石岩屑砂岩，主要成分为石英、长石、岩屑和填隙物，油层孔隙内充填黏土矿物成分主要为伊利石(质量分数为77.7%)，其次为绿泥石(质量分数为2.5%)。从黏土矿物类型看，伊利石含量高，表面积大，因而储层中微孔隙发育，具有对流体很大的吸附性，致使储层具有较高的束缚水饱和度。同时，由于孔隙间呈纤维状、毛发状分布，外来流体超过临界速度会引起破碎、移动，并堵塞孔喉，引起导流能力下降。绿泥石含量较高，这种水化的铝硅酸盐，含有较多的铁(Fe)和镁(Mg)，该种矿物遇酸会引起铁离子溶解、分离，产生沉淀，堵塞孔喉［4-5］。

运用扫描电镜SEM 和X 射线衍射XRD 对垢样进行分析，主要成分为CaCO3和CaSO4，并混有少量的锈蚀铁氧化物、铝硅酸盐和镁化合物。此外，垢样中含有沥青质、胶质以及聚合物。

2 解堵机理和解堵剂配方

2.1 解堵机理

2.1.1 分子膜改善岩石润湿性

分子膜增注技术是基于分子膜驱油技术形成的新型增注技术，主要针对低渗、特低渗油藏，其主要原理是向储层注入带正电的分子膜增注剂，这种增注剂能够吸附于带负电荷的岩石表面，在岩石孔道表面形成一层纳米级的分子沉积膜，迫使原孔道表面的水膜剥离，将岩石由亲水性变为疏水性，提高水相渗透率，有效解除水锁，改善储层孔隙度和吸水能力，从而达到降压增注的效果［6-8］。此外，由于分子膜的存在，能够阻挡注入水与孔隙表面的接触，避免黏土颗粒运移和膨胀，阻碍Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等垢的形成，有效预防二次结垢。

2.1.2 混合有机酸溶解堵塞物

混合有机酸是目前针对中-强酸敏储层应用较多的解堵技术，将有机溶剂、有机酸和表面活性剂等复配，通过多种试剂的协同作用，实现对无机垢、有机垢、胶质、沥青质和蜡质等多种垢堵的溶解。

常规的土酸酸化技术缓速性差、处理半径小、有效期短、易产生二次沉淀，对于中-强酸敏储层，往往无法满足注水需求［9］。为此，研究了各式各样的缓速酸体系，而混合有机酸解堵体系是缓速酸体系中效果较好、适用范围广且针对性强的一种解堵体系，其对储层具有较好的溶蚀效果，处理半径和有效期也远远大于土酸，且不产生二次沉淀［10-11］。

2.1.3 解聚剂溶解聚合物

聚合物驱目前已成为各大油田增产、稳产的重要手段，但随着聚合物注入量的增加，相当一部分井出现了注入压力升高、地层吸液量骤降，甚至注入压力已接近或达到油层破裂压力，造成套管损坏严重［12-13］，产生这种问题的根本原因是聚合物堵塞了储层的孔隙。国内常见的解聚体系有醛类双氧水、二氧化氯和过氧化物等体系，其主要机理是利用氧化剂释放活性物质的强氧化性，氧化降解有机堵塞物高分子长链，达到降解有机堵塞物的目的［14］。

2.2 解堵剂配方

基于堵塞物分析和对各种堵塞物解堵机理的研究，开发出了以混合有机酸解堵体系、新型分子膜解堵体系、解聚剂体系为主剂，添加适量的缓蚀剂等助剂，按不同地质特性组合成的分子膜/混合有机酸复合解堵技术；混合有机酸解堵体系的主要成分是甲、乙、丙、丁(少量)有机酸、酮类、醛类、醇类有机溶剂、不饱和烯烃、阳离子小分子表面活性剂、氧化剂、分散渗透剂等化学添加剂；确定配方为：6%混合有机酸MOA-1+4%有机助溶剂OC-1+0.3%分子膜解堵剂MPR-1+3%表面活性分散剂SD-1+4%解聚剂DA-1+1%缓蚀剂HSJ-1+1%防膨剂FPJ-1。

3 性能评价

3.1 复合解堵剂基本性能

参照标准 Q/SY XJ0040—2001 《油田用酸化液性能评价方法》［15］，对复合解堵剂综合性能进行评价，同时测定盐酸体系(10%HCl+1%缓蚀剂HSJ-2+4%助排剂ZPJ-1+1%防膨剂FPJ-1)和土酸体系(8%HCl+2%HF+2%缓蚀剂HSJ-3+4%助排剂ZPJ-1+1%防膨剂FPJ-1)的性能作为对比，实验温度为60 ℃，测定结果见表1。

表1 复合解堵剂、盐酸体系和土酸体系综合性能评价Table 1 Comprehensive performance evaluation of composite blockage removal agent,hydrochloric acid system

由表1 可知，复合解堵剂相较于盐酸体系和土酸体系具有腐蚀速率低、表/界面性能低的特点。由于复合解堵剂的解堵机理不同于盐酸和土酸，pH 值接近中性，且反应过程中无酸渣产生，因此复合解堵剂不但有效避免了酸渣造成的地层堵塞，低界面活性更利于残液返排，同时进一步降低了酸液对管线和地底设备的损害。

3.2 缓速性能

参照标准SY/T 5886—2012《缓速酸性能评价方法》［16］，测定60 ℃时复合解堵剂对姬塬油田岩心的溶蚀能力，结果如图1 所示。10 min 时，复合解堵剂的溶蚀率为3%，而土酸酸液的溶蚀率接近20%；反应30 min 后，复合解堵剂的溶蚀率为5%，土酸酸液的溶蚀率基本达到最大值25%。随着反应的进行，土酸的溶蚀率变化不大，而复合解堵剂的溶蚀率随着时间不断增加，且在4 h 时的溶蚀率仅接近12%。实验结果表明，复合解堵剂具有明显的缓速效果，能够与砂岩缓慢的反应，有效增加解堵深度和解堵半径。

图1 60 ℃时复合解堵剂和土酸的溶蚀能力Fig.1 Dissolution capacity of composite blockage removal agent and earth acid at 60 ℃

3.3 溶垢效果

通过堵塞物分析，筛选出有针对性的5 口井，油井筛管取现场垢样，分别编号为垢样1～5，参照标准Q/SY 148—2007《油田集输系统化学清垢剂技术要求》［17］，用失重法测定复合解堵剂和3.1 中所示的盐酸体系、土酸体系对油田垢样的溶解能力，并以溶垢率来评价溶垢效果［18］，实验结果如表2、图2所示。

表2 解堵体系对现场垢样的溶垢效果Table 2 Dissolution effect of blockage removal system on field fouling samples

由表2 和图2 可知，针对5 种现场垢样，复合解堵剂溶解率有4 口井达到80%以上，1 口井为67.4%；而盐酸体系和土酸体系的溶解率浮动很大，最大的井溶解率分别为80.4%和85.3%，最小的井溶解率仅为6.3%和5.2%。其主要原因在于地层配伍性、油品、地质情况和开发过程等不同，导致地层产生的堵塞物含量不同，盐酸和土酸体系对无机垢、有机垢具有较好的清理效果，而对胶质、沥青质和聚合物等的清理效果不强；复合解堵剂是利用多种试剂的协同作用解堵，适用范围广，可以满足现场的解堵需求。

图2 解堵体系对现场垢样溶垢24 h 效果图Fig.2 Dissolution effect of blockage removal system on field fouling samples after 24 h

3.4 解聚效果

准备姬塬油田使用的聚丙烯酰胺(分子量约2 500 万)作为聚合物样，将其配制成质量浓度为5 000 mg/L 的溶液，熟化30 min，用旋转黏度计测量黏度；取30 mL 熟化好的聚合物样，加入不同浓度的解聚剂，在60 ℃下，解聚24 h 后测定其黏度，并计算降黏率［19］，结果如图3 所示。

图3 不同质量分数解聚剂的降黏率Fig.3 Viscosity reduction ratio of depolymerizing agent with different mass fractions

由图3 可知，降黏率随解聚剂质量分数的增加而增大，解聚剂质量分数为4%时达到拐点，降黏率为90.1%；随后降黏率增长趋势减缓，随解聚剂质量分数变化幅度不大。因此，考虑到经济效应，最终选取解聚剂加量为4%较为适宜。

3.5 降压增注性能

采用DY-2 型岩心实验仪和IPR-II 测井仪，进行岩心驱替试验。选取天然岩心长度为31.3 cm，面积为11.51 cm2，孔隙度为11.1 %，渗透率为6×10−3μm2。首岩心充满水，以10 cm3/h 速度水驱，见水后以20 cm3/h 速度水驱，直至不出油，测剩余油饱和度，再以20 cm3/h 速度注入复合解堵体系，直至不出油为止，测剩余油饱和度，实验结果见表3。

表3 复合解堵剂驱替效果Table 3 Displacement effect of composite blockage removal agent

由表3 可知，复合解堵体系可显著改善水驱效果，注入复合解堵体系后，压力从10 MPa 降低至8.5 MPa，降压效果明显；岩心剩余油饱和度由25%降低至13%，该体系改善岩心孔隙表面效果明显。实验结果表明，复合解堵体系的注入，可以提高水驱控制程度。

4 现场应用

塬78-XX 井位于黄116 区块北部，2010 年6 月投产，主力层位为长6 层，孔隙度10.46 %，渗透率0.69×10−3μm2。2015 年8 月，该井转注，转注初期注水压力13.5 MPa，日注水20 m3。2018 年7 月，注水压力为18.5 MPa，日注水降为0 m3，地层污染严重，取堵塞物进行分析，结果显示堵塞物中有机垢占比较大，还包含无机垢、少量聚合物以及原油，因此采用分子膜/混合有机酸复合解堵技术对该井进行解堵措施，以达到降压增注的目的。

施工设计采用前置液-复合解堵剂-顶替液的注入顺序，具体用量为：前置液7 m3，复合解堵剂16 m3，顶替液10 m3。施工过程中，初始压力为18 MPa，复合解堵剂泵送排量为0.34 m3/min，措施结束时，施工压力为15.5 MPa，压力大幅度降低，近井地带堵塞被有效解除。随后关井，复合解堵剂对储层深部进行解堵，同时改善储层岩石表面，压力降至13.5 MPa，达到转注初期注水压力。措施后注水压力降低5 MPa，日注水量提高20 m3，有效期188 d，措施效果显著，取得极好的降压增注效果。

姬塬油田针对近3 年注PEG 凝胶、注聚合物造成的高压欠注以及部分欠注问题严重但常规措施处理后未得到改善的欠注井，开展分子膜/混合有机酸复合解堵技术试验，共计26 口井，其中22 口井有效，4 口井无效，措施有效率85%，有效井平均油压下降3.9 MPa，平均单井日增注12.8 m3，平均有效期107 d，一定程度上解决了姬塬油田欠注井难题，具体施工情况见表4。

表4 复合解堵剂现场应用情况Table 4 Field application situation of composite blockage removal agent

5 结论

(1)通过对堵塞物分析和解堵机理的研究，明确了造成姬塬油田注水井堵塞物类型，研究了一种分子膜/混合有机酸复合解堵体系，体系配方为：6%混合有机酸MOA-1+4%有机助溶剂OC-1+0.3%分子膜解堵剂MPR-1+3%表面活性分散剂SD-1+4%解聚剂DA-1+1%缓蚀剂HSJ-1+1%防膨剂FPJ-1。

(2)室内评价表明，复合解堵体系满足现场性能要求，具有腐蚀速率低、表/界面性能低、无酸渣的特点，对现场垢样和聚合物样具有良好的溶解能力，能有效降低水驱后岩心压力。

(3)塬78-XX 井经措施改造后，注水压力降低5 MPa，日注水量提高20 m3，有效期188 d；现场应用的26 口试验井，其中22 口井有效，4 口井无效，措施有效率85%，有效井平均油压下降3.9 MPa，平均单井日增注12.8 m3，平均有效期107 d，降压增注效果显著，为解决姬塬油田欠注井的难题，寻求了新的技术方向。