姬塬油田長8油藏高壓欠注井對策探討

吳文瑞, 張進(jìn)科, 茍利鵬, 張 滿, 丁 麗, 藺愛國

(1.中國石油長慶油田分公司 第五采油廠,陜西 西安 710200; 2.中國石油大學(xué)(華東) 科學(xué)技術(shù)研究院,山東 東營 257061)

姬塬長8油藏滲透率平均為0.85×10-3μm2,屬于典型的低滲透油藏[1],注水開發(fā)過程中存在注水壓力高、注入難度大、配注合格率低等問題[2],急需對高壓欠注問題采取有效措施,提高原油產(chǎn)量,完成油區(qū)的生產(chǎn)指標(biāo)。針對姬塬油田長8油藏出現(xiàn)的問題,在工藝方面以及配方方面做了適應(yīng)性調(diào)整,在現(xiàn)場應(yīng)用中取得了比較明顯的效果[3-5]。目前對低滲透油藏高壓欠注問題的研究引起廣泛關(guān)注[6],Fulcher等[7]得出表面活性劑能夠有效的降壓增注,擴(kuò)大油水兩相滲流區(qū)范圍,從而提高采油率。由于注入水使巖石表面潤濕性改變是引起注水高壓的主要因素之一,柳興幫對表面活性劑降壓增注進(jìn)行研究,但其他措施工藝技術(shù)還需完善[8]。筆者針對姬塬油田長8油藏儲層特征,研發(fā)低傷害、無二次沉淀酸液體系和防垢型表面活性劑體系,引入特種疏水降壓增注液改變巖石表面潤濕性,降低水流阻力,形成一套適用于長8油藏的降壓增注段塞體系。

1 高壓欠注井欠注原因

2016年初,長8油藏欠注井87口,平均油壓18.6 MPa。結(jié)合姬塬油田注水情況,從儲層物性、注入水引起的潤濕反轉(zhuǎn)、化學(xué)堵塞3個方面進(jìn)行研究,遵循“找準(zhǔn)病因,對癥下藥”的理念,開展長8油藏注水井欠注的原因分析。

1.1 儲層物性對高壓欠注的影響

姬塬長8油藏儲層埋藏深度2 564 m,砂層平均厚度為13.7 m,油層平均厚度10.5 m,孔隙度平均為10.6%,且滲透率相對較低。姬塬油田孔隙類型以粒間孔為主,屬于低孔、特低滲儲層,儲層水敏指數(shù)達(dá)32.48%,水敏傷害較嚴(yán)重[9],因此在注水過程中,儲層水敏引起的黏土膨脹、運(yùn)移是注水壓力上升的其中原因之一。

1.2 注入水引起的潤濕反轉(zhuǎn)對高壓欠注影響

姬塬長8油藏自身為典型的低孔低滲儲層[10],對該儲層進(jìn)行潤濕性分析(表1),初步認(rèn)為長8儲層潤濕性為弱親油性。采用K100表/界面張力儀測試了在注入水潤濕狀態(tài)下巖心潤濕性的變化(表2)。

由表1、2可知,儲層巖石弱親油性會隨注水過程慢慢向親水性轉(zhuǎn)變。投注后壓力會緩慢升高,隨著注水時間增長,潤濕性緩慢發(fā)生改變是引起注水壓力上升的一個主要因素。

表1 潤濕性試驗(yàn)分析數(shù)據(jù)

表2 巖心潤濕性變化測定結(jié)果

1.3 化學(xué)堵塞對高壓欠注影響

長8油藏地層水水質(zhì)整體礦化度在34.3～76.3 g/L,成垢離子中鈣離子、鋇離子和鍶離子含量較高;采出水的礦化度在5.5～17.8 g/L,其中鈣鎂陽離子含量較高,以采出水作為注入水與注水井地層近井地帶的地層水混合后易生成碳酸鹽垢、鈣垢及鋇鍶垢。對碳酸鹽垢、鈣垢、鋇鍶垢3個垢樣進(jìn)行分析,分析結(jié)果如表3所示。

表3 垢樣分析測試結(jié)果

由表3可知,長8儲層存在硫酸鋇(硫酸鍶)垢堵塞,硫酸鹽垢占無機(jī)垢總量比例28.3%,且發(fā)現(xiàn)長8層垢樣中硫酸鋇(硫酸鍶)垢所占比例遠(yuǎn)高于長4+5層和長2層。

根據(jù)油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 0600-2009),將注入水和長8地層水分別按照0∶100、10∶90、20∶80、30∶70、40∶60、50∶50、60∶40、70∶30、80∶20、90∶10、100∶0體積數(shù)混合均勻后,在80 ℃下恒溫測定結(jié)垢離子前后變化,實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

圖1 地203-37注入水與地203-37長8地層水混合結(jié)垢趨勢

由圖1可知,地203-37注入水與對應(yīng)地層水混合后,有結(jié)垢現(xiàn)象,從預(yù)測結(jié)果來看主要是硫酸鋇(鍶)垢,其次是碳酸鈣垢,隨注水周期延長,硫酸鹽垢結(jié)垢量將進(jìn)一步加劇,可見注入水配伍性差引起的化學(xué)結(jié)垢是引起研究區(qū)高壓欠注的主要因素之一。

2 技術(shù)對策

通過對高壓欠注井欠注原因分析,形成如下措施工藝技術(shù):首先通過酸液與表面活性劑段塞結(jié)合,達(dá)到解除地層堵塞、改善吸水剖面、降低油水界面張力、緩解儲層內(nèi)結(jié)垢并降低結(jié)垢周期的目的;然后通過疏水降壓增注體系,通過改變巖石表面潤濕性,抑制黏土膨脹,降低注水驅(qū)替啟動壓力和流動阻力,從而降低注入壓力。

2.1 低傷害、無二次沉淀酸液體系

針對姬塬油田長8油藏儲層高黏土含量、易反復(fù)結(jié)垢堵塞、酸化易產(chǎn)生二次沉淀的特點(diǎn),開發(fā)預(yù)處理液體系,清洗高壓欠注水井壁面,解除近井地帶無機(jī)堵塞物。對預(yù)處理酸液進(jìn)行氯化物沉淀抑制實(shí)驗(yàn),并與常規(guī)配方進(jìn)行對比,如表4所示。

表4 氟化物沉淀抑制實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象(70 ℃)

由表4可知,土酸在pH=2.0時即開始產(chǎn)生沉淀,而預(yù)處理酸液體系直到pH=4.8時才開始出現(xiàn)少量沉淀,說明該體系能夠在較高pH值環(huán)境下較好地抑制沉淀的產(chǎn)生,具有較強(qiáng)抑制氟化物沉淀的能力。除此之外預(yù)處理酸液體系對氟化鈣、六氟硅酸鉀、六氟硅酸鈉等氟化物沉淀也有很好的溶解和抑制生成作用?？梢婎A(yù)處理液體系降低二次沉淀對儲層傷害,具有良好的破乳、緩蝕、助排性能,有較好的儲層適應(yīng)性。

2.2 表面活性劑段塞體系

表面活性劑段塞主要的作用是減少注水過程中儲層黏土的膨脹和運(yùn)移,降低水驅(qū)毛管力。表面活性劑段塞體系配方:3% 烷氧基化表面活性劑+0.5%松香分散劑+2.5% 烷基甘氨酸鹽。室內(nèi)為了考察表面活性劑段塞體系對硫酸鈣、硫酸鋇、硫酸鍶等垢樣的解除作用,對垢樣進(jìn)行溶垢測試實(shí)驗(yàn),結(jié)果如圖2所示。

圖2 表面活性劑段塞體系的溶垢測試

表面活性劑段塞體系對硫酸鈣垢、硫酸鍶垢和硫酸鋇垢的溶垢率為84.7%、25.8%和18.3%。

2.3 潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注段塞體系

長8油藏油水井解堵措施的潤濕反轉(zhuǎn)配方體系由A劑配方、B劑配方、C劑配方按1～3∶ 1～8∶ 1～3的體積比構(gòu)成。A劑配方組成為:氟碳、烷基苯磺酸鈉、吐溫、聚氧乙烯烷醇酰胺、聚氧乙烯辛基苯酚醚等,余量為清水;B劑配方為潤濕泡沫多元酸,組成為:氨基磺酸、氟硼酸、OP-10(潤濕緩速、起泡劑)、醋酸(鐵穩(wěn)定劑)等,余量為清水。C劑配方為引發(fā)中和劑,組成為:引發(fā)劑、氯化銨等,余量為清水。將上述A、B、C劑配方按比例混合后,加入一定量潤濕反轉(zhuǎn)材料及乳化劑,便可形成穩(wěn)定液體產(chǎn)品,即為潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注段塞體系。同時,對該體系進(jìn)行了穩(wěn)定性能、吸附性能、接觸角變化、粒徑分析、切片掃描測試和巖心驅(qū)替性能評價。

(1)穩(wěn)定性能。在-19、0、25、80 ℃條件下,將所制備的潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注段塞體系分別靜置60 d,發(fā)現(xiàn)液體仍然透明,不發(fā)生相分離,無絮體、沉淀產(chǎn)生,說明體系穩(wěn)定性能良好。

(2)吸附性能。使用電鏡掃描(SEM)觀察巖石表面對疏水材料的吸附能力,如圖3所示。

試驗(yàn)結(jié)果表明,巖表面吸附了疏水材料,有利于潤濕性的改變,也有利于隔水防膨。

(3)防膨性能。潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注段塞體系對長8儲層巖屑平均防膨率為93.8%,體現(xiàn)了較強(qiáng)的防膨性能。

圖3 巖樣吸附前后的巖石表面(SEM)

(4)接觸角測試。潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注段塞體系使巖石表面接觸角由31°增大到75°,改變了其潤濕性,巖樣表面由親水變?yōu)槭杷?/p>

(5)粒徑分析。疏水材料粒徑主要集中于1～10 nm之間,長8儲層孔喉中值直徑為0.75 μm,不會在儲層孔喉內(nèi)產(chǎn)生堵塞。

(6)切片掃描測試。潤濕反轉(zhuǎn)材料段塞體系具有較強(qiáng)的吸附性能,易吸附于巖石表面,使巖石比表面積增大,加之前面潤濕性實(shí)驗(yàn)分析的憎水特性,會改變界面性質(zhì),將吸附于水濕巖石孔隙表面的水膜趕走,降低流動阻力,利于后續(xù)注入水的流動。

(7)驅(qū)替性能。潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注段塞體系具有明顯的減阻效果,流動阻力的降低使后續(xù)注入水的流動性明顯增強(qiáng),整體增注效果得到提高,基質(zhì)的吸水能力得以改善。

3 現(xiàn)場應(yīng)用與效果分析

針對現(xiàn)有措施工藝有效期短、效果差的欠注井,采用降壓增注工藝, 2016—2017年在長8油藏共計(jì)實(shí)施21口井,有效率90.5%,平均有效期為127 d,油壓下降2.4 MPa,日增注259 m3,當(dāng)年累積增注47 992 m3,滿足配注要求。與常規(guī)措施對比結(jié)果見表5。

從表5可以看出,無論是從油壓下降幅度、當(dāng)年有效天數(shù)、日增注水量、累增注水量,還是有效率方面均比常規(guī)措施效果要好,單井技術(shù)服務(wù)費(fèi)用降低了0.6萬元,效果顯著。

表5 潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注效果對比

此外,該潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注措施可方便用于在用系統(tǒng)的升級改造。地201-37井于2010年11月實(shí)施復(fù)合射孔爆燃壓裂投注,投注后即出現(xiàn)地層壓力高、注不進(jìn)的問題,為改善注水狀況,2011年、2013年、2014年、2015年均實(shí)施過酸化增注措施,2015年10月措施后仍注不夠,該井組內(nèi)油井地202-36井2015年所測壓力13.73 MPa,地層壓力較低。根據(jù)欠注原因分析,選擇采用潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注措施,措施前后對比效果明顯,措施后,地201-37井滿足配注,平均單井日增注25 m3,平均降壓2.5 MPa,累積增注3 025 m3。

4 結(jié) 論

(1)通過對長8油藏高壓注水井的儲層堵塞原因分析,得出注水井注入壓力升高和欠注的3個主要因素為:①儲層水敏傷害引起的黏土膨脹、運(yùn)移;②長期注水引起的巖石表面潤濕性緩慢發(fā)生改變;③注入水配伍性差引起的化學(xué)結(jié)垢。

(2)研發(fā)了潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注段塞體系,引入特種疏水降壓增注液,吸附在巖石表面,降低水潤濕性,能夠起到降低水流阻力,降低注入壓力,延長了措施有效期的作用。

(3)潤濕反轉(zhuǎn)降壓增注工作液體系具有較好的儲層適應(yīng)性,現(xiàn)場應(yīng)用增注效果顯著。