SW-I 生物解堵增注技術(shù)研究及應(yīng)用

陳奇濤 劉 富 司 寶 曾鳳琳

1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 荊州 434023；

2.中國石油吐哈油田公司吐魯番采油廠，新疆 吐魯番 838200；

3.中國石油新疆油田公司石西油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000

0 前言

魯克沁稠油油田的原油屬普通B類稠油， 即地層溫度下脫氣原油黏度在100～1 000 mPa·s時，原油具有高密度、高黏度、高非烴含量、高凝固點、中等含蠟量的“四高一中”特點，其膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高。 原油密度為0.921 1～0.973 2 g/cm3，50 ℃地面脫氣原油黏度為5 589～21 300 mPa·s，非烴含量20.7%～36.3%，凝固點25～28 ℃，含蠟量低于6%。

魯克沁稠油油田的原油對溫度敏感，見圖1：曲線的拐點在60 ℃，當(dāng)溫度高于60 ℃時，黏度下降較快。 溫度低于45 ℃時，原油失去流動性，以類固體形式存在［1-2］。稠油開采過程中的冷傷害造成原油黏度快速增高，使注水井嚴(yán)重欠注。

1 原油冷傷害

從2008年8月～2009年6月對魯2塊的3個井組的注水分析來看，30口油井中，26口出現(xiàn)了欠注的情況， 研究表明冷傷害是造成注水井欠注的原因，主要表現(xiàn)為地層孔隙度和滲透能力的降低。

圖1 魯克沁稠油黏溫曲線

a）油藏各點的溫度低于析蠟點后，石蠟顆粒開始從原油中析出，且有些顆粒發(fā)生絮凝，逐漸變大，堵塞孔喉。 因此，流動阻力加大，注入壓力升高。

b）溫度的降低致使原油析蠟，吸附或滯留在巖石孔隙表面及喉道處，同時黏度增高，增加原油流動阻力，降低原油流動性能。

針對魯克沁原油的特性，模擬78 ℃地層溫度條件下原油在巖芯中流動， 進(jìn)行了冷傷害巖芯流動評價試驗。試驗結(jié)果表明，一旦冷傷害形成，即使地層溫度得到恢復(fù)，仍不能完全解除冷傷害，冷傷害是不可逆的。 對于稠油油藏，注水過程中的冷傷害也是造成油井產(chǎn)能下降或注水井注入壓力高的主要原因之一。 冷傷害巖芯評價結(jié)果見表1。

表1 冷傷害巖芯評價結(jié)果

2 生物解堵劑配方

經(jīng)過不同比例的SW-Ⅰ生物解堵劑和不同比例的FS懸浮分散劑對巖芯進(jìn)行試驗，最終通過正交試驗確定魯克沁稠油油田生物解堵增注劑SW-Ⅰ配方：5%SW-Ⅰ生物解堵劑+5%FS懸浮分散劑。

3 生物解堵劑性能

3.1 對油泥傷害的解堵試驗

實驗室對魯克沁原油靜態(tài)洗油及油泥分散試驗結(jié)果見表2～3，圖2～6。 從試驗結(jié)果看出，SW-Ⅰ能很好地分解稠油污泥中膠質(zhì)瀝青質(zhì)，并將污泥分散開。

3.2 生物解堵劑作用機(jī)理

從整個室內(nèi)巖芯實驗結(jié)果得出生物解堵作用機(jī)理：

a）通過滲吸作用使試劑進(jìn)入微觀孔道， 剝落油膜，清潔油砂。

b）削弱油水界面張力，打破瀝青質(zhì)膠質(zhì)的網(wǎng)絡(luò)狀結(jié)構(gòu)，使長鏈分子變小，起到降黏作用。

表2 魯克沁原油靜態(tài)洗油及油泥分散試驗

表3 魯克沁油田不同分散解堵劑巖芯流動試驗結(jié)果（人工巖芯）

c） 降低原油重質(zhì)成分及黏度，改善黏度比，讓油滴在地層中聚集，連成片成為稀釋油墻。

d）提高原油流動能力、開采壓力梯度、油壓。

e）吸附在巖芯表層，改變了巖石潤濕性，穩(wěn)定地層，增大孔喉，提高滲透率。

圖2 5%混苯和10%混苯靜態(tài)洗油實驗結(jié)果

圖3 BL 系列驅(qū)油劑靜態(tài)洗油實驗

圖4 SW-Ⅰ靜態(tài)驅(qū)油實驗結(jié)果

圖5 未清洗的油泥

f） 強(qiáng)氧化劑與聚合物堵塞物發(fā)生反應(yīng)，將其降解為水化小分子和膠態(tài)分散微凝膠，然后溶解于注入液體中并被帶走［3-5］。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 施工工藝

a）洗井，清除井筒污物，為后續(xù)處理液注入創(chuàng)造條件。

b） 注入SW-Ⅰ生物解堵劑， 解除近井地帶油泥污染，同時降低稠油黏度。

c）防膨液頂替，將井筒的SW-Ⅰ解堵劑頂入地層。

d）關(guān)井反應(yīng)1 h，使生物解堵劑充分作用。

e） 氣舉排液，將處理液排出地層，要求返排液量大于90%。

f）連接注水管線，正常注水。

圖6 用SW-Ⅰ清洗后的油泥

4.2 應(yīng)用情況

完成了4口井的SW-Ⅰ生物解堵增注工程設(shè)計及現(xiàn)場施工，首次將生物增注技術(shù)應(yīng)用于魯克沁稠油油田，取得了較好的降壓增注效果；施工成功率100%，有效率75%，有效井平均視吸水指數(shù)增加2倍以上， 同等有效期大于6個月（表4為魯21-5井措施前后效果）。 分析認(rèn)為儲層物性發(fā)育較差是導(dǎo)致無效或低效井措施效果差的主要原因。

目前SW-Ⅰ生物解堵增注費用與普通酸化增注費用相當(dāng)，約15萬元，在措施效果上，降壓增注明顯好于普通酸化增注，特別對于稠油油田，SW-Ⅰ生物解堵增注技術(shù)可有效解除稠油井生產(chǎn)過程中稠油的冷傷害堵塞問題，這是普通酸處理工藝達(dá)不到的。 預(yù)計該技術(shù)有效期是普通酸化增注的1.5倍以上。通過該技術(shù)的應(yīng)用將對提高魯克沁采油廠所轄油區(qū)的增注效果及油田的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)起到積極作用，具有一定的經(jīng)濟(jì)和社會效益。

表4 SW-Ⅰ生物解堵增注技術(shù)效果統(tǒng)計

5 結(jié)論

a）室內(nèi)和現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，SW-Ⅰ生物解堵增注技術(shù)對魯克沁油田采油廠所轄油區(qū)注水井降壓增注有良好的適應(yīng)性，可以有效解除稠油井生產(chǎn)過程中的冷傷害堵塞問題，解堵率在95%以上，使用安全環(huán)保。

b）形成了一套適應(yīng)于魯克沁油田采油廠所轄油區(qū)的SW-Ⅰ生物解堵增注施工工藝，為現(xiàn)場施工創(chuàng)造了條件。

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