低渗透油田油井复合解堵增产液体系的构建与应用

赵 晨

(中海油能源发展股份有限公司，上海 200000)

随着石油天然气资源需求的日益增加，低渗透油气资源的勘探与开发已成为研究热点[1-3]。由于低渗透油田油井通常具有低孔、低渗、孔喉细小等特点，储层物性较差，在钻井、完井、修井以及其它施工过程中使用的入井流体极易对储层造成严重的污染损害，堵塞地层渗流通道，使油井产能下降，进而严重影响低渗透油田的高效稳定开发[4-7]。因此，研究针对低渗透油田油井的解堵增产措施十分重要。

海上某低渗透油田在钻完井施工后，油井投产初期的日产油量还能达到设计要求，但随着开采时间的延长，油井的日产油量逐渐下降，含水率显著升高，生产效率明显降低；并且经过修井及常规酸化解堵施工后，部分油井的产能反而出现下降的现象，说明施工措施对油井储层造成了一定的污染损害。因此，需要针对该低渗透油田采取更加高效的解堵增产措施[8-12]。作者采用有机酸HSTA和助排剂HSZP等处理剂为主要药剂，室内构建一套适合低渗透油田油井的复合解堵增产液体系，并对其综合性能进行评价，为低渗透油田油井的高效稳定生产提供技术支持和保障。

1 复合解堵增产液体系的构建

1.1 有机酸HSTA加量优选

通过溶蚀实验考察有机酸HSTA加量对目标油田储层段岩心溶蚀效果的影响，实验温度为80 ℃，实验时间为4 h，结果见表1。

表1 有机酸HSTA加量对溶蚀效果的影响

由表1可以看出，随着有机酸HSTA加量的增加，目标油田储层段岩心的溶蚀率逐渐升高。当其加量为6%时，溶蚀率达到8.5%；继续增加其加量，溶蚀率超过10%。考虑到现场施工过程中酸液对储层骨架岩石的溶蚀率不宜过大，选择有机酸HSTA加量为6%。

1.2 助排剂HSZP加量优选

通过测定酸液的表面张力和界面张力优化助排剂HSZP的加量，酸液基础配方为6%有机酸HSTA，实验温度为室温，结果见表2。

由表2可以看出，随着助排剂HSZP加量的增加，酸液的表面张力和界面张力均呈下降趋势。当其加量为5%时，酸液的表面张力、界面张力分别降至25.8 mN·m-1、0.4 mN·m-1；继续增加其加量，酸液的表面张力和界面张力的降幅不大。综合考虑酸化解堵现场施工成本等，选择助排剂HSZP加量为5%。

表2 助排剂HSZP加量对酸液表面张力和界面张力的影响

1.3 复合解堵增产液体系配方

室内优选了有机酸HSTA和助排剂HSZP的加量，并辅以缓蚀剂和粘土稳定剂等处理剂，构建了一套适合低渗透油田油井的复合解堵增产液体系，其配方为：淡水+6%有机酸HSTA+2.5%粘土稳定剂HSW-3+3%缓蚀剂HSJ-2+5%助排剂HSZP+2.5%复合有机渗透剂HSTJ-11。

2 复合解堵增产液体系性能评价

2.1 对无机堵塞物的溶解能力

室内选取碳酸钙和现场无机垢模拟无机堵塞物，考察复合解堵增产液体系对无机堵塞物的溶解能力，实验温度为80 ℃，实验时间为4 h，结果见表3。

表3 复合解堵增产液体系对无机堵塞物的溶解能力

由表3可以看出，复合解堵增产液体系对碳酸钙的平均溶蚀率可达95%以上，对现场无机垢的溶蚀率也可达93%以上。说明构建的复合解堵增产液体系对无机堵塞物具有良好的溶解能力。

2.2 对有机堵塞物的溶解能力

室内选取沥青和现场有机垢模拟有机堵塞物，考察复合解堵增产液体系对有机堵塞物的溶解能力，实验温度为80 ℃，实验时间为4 h，结果见图1。

图1 复合解堵增产液体系对有机堵塞物的溶解能力

由图1可以看出，复合解堵增产液体系对沥青的溶蚀率可达95%以上，对现场有机垢的溶蚀率也可达90%以上。说明构建的复合解堵增产液体系对有机堵塞物同样具有良好的溶解能力。

2.3 防膨性能

室内采用离心法评价复合解堵增产液体系的防膨性能，实验用岩屑取自目标油田储层段，实验温度为80 ℃，实验时间为16 h，结果见表4。

表4 复合解堵增产液体系的防膨性能

由表4可以看出，目标油田储层段岩屑在自来水中的膨胀率可达29.7%，而在复合解堵增产液中的膨胀率仅为1.9%，防膨率达到98.1%。说明构建的复合解堵增产液体系具有良好的防膨性能，不会在解堵增产施工过程中对储层造成二次损害。

2.4 缓蚀性能

室内采用挂片失重法评价复合解堵增产液体系的缓蚀性能，实验用钢片为N80材质，实验温度为80 ℃，实验时间为4 h，结果见表5。

表5 复合解堵增产液体系的缓蚀性能

由表5可以看出，复合解堵增产液体系对N80标准钢片的平均腐蚀速率仅为2.74 g·m-2·h-1，低于行业标准(4 g·m-2·h-1)，并且钢片腐蚀后试件完整，表面光亮，无明显点蚀和坑蚀现象。说明构建的复合解堵增产液体系具有良好的缓蚀性能，不会对井下设备和管柱造成严重的腐蚀，确保施工的安全。

2.5 综合解堵性能

室内采用岩心驱替实验评价复合解堵增产液体系对现场钻井液、完井液和修井液污染后的天然岩心的解堵效果，实验步骤为：(1)在地层温度(90 ℃)下使用煤油驱替天然岩心测定其初始渗透率K0；(2)使用现场钻井液反向驱替污染天然岩心，然后继续使用现场完井液驱替污染天然岩心，最后使用现场修井液驱替污染天然岩心，所有入井流体污染后，在地层温度下静置2 h；(3)继续使用煤油正向驱替天然岩心，测试现场钻井液、完井液和修井液污染后岩心的渗透率Kd；(4)在地层温度下反向注入2 PV的复合解堵增产液体系，静置4 h；(5)继续使用煤油正向驱替天然岩心，测定复合解堵增产液体系解堵后的渗透率Kj，并计算渗透率恢复值，结果见表6。

表6 复合解堵增产液体系的综合解堵性能

由表6可以看出，不同初始渗透率的天然岩心经现场钻井液、完井液和修井液依次污染后，渗透率均出现明显下降，说明入井流体对天然岩心产生了污染堵塞；而注入复合解堵增产液体系后，天然岩心的渗透率又明显升高。其中对于低渗岩心(18#)而言，解堵后渗透率恢复值可达99%以上；而对于中高渗岩心(19#、20#)而言，解堵后渗透率恢复值均可达100%以上。说明构建的复合解堵增产液体系具有良好的综合解堵性能，能够有效解除现场钻井液、完井液与修井液对地层造成的污染堵塞损害。

3 现场应用

海上某低渗透油田A井纵向非均质性较强，在完井一年后进行投产，地层经过完井液长时间的浸泡后，完井液漏失比较严重，说明储层存在严重的钻完井污染。因此，对该井进行了修井作业，而修井作业后该井的产能并未提高，反而有所降低，说明修井对储层也造成了一定的污染。所以决定利用构建的复合解堵增产液体系对A井进行酸化解堵增产施工，施工后A井含水率由89.2%降至75.1%，日产油量由21.4 m3·d-1升至35.6 m3·d-1，取得了良好的解堵增产效果。

4 结论

通过优选有机酸HSTA和助排剂HSZP的加量，并辅以缓蚀剂和粘土稳定剂等处理剂，构建了一套适合低渗透油田油井的复合解堵增产液体系，其配方为：淡水+6%有机酸HSTA+2.5%粘土稳定剂HSW-3+3%缓蚀剂HSJ-2+5%助排剂HSZP+2.5%复合有机渗透剂HSTJ-11。室内实验表明，该体系对无机堵塞物和有机堵塞物均具有良好的溶解能力，还具有良好的防膨性能、缓蚀性能和综合解堵性能，能够满足低渗透油田油井解堵增产施工的需要。现场应用表明，A井使用该体系施工后，含水率明显下降，日产油量显著提升，达到了良好的解堵增产效果。