非酸解堵技术在南海东部某油田应用分析

非酸解堵技术在南海东部某油田应用分析

卢有军

中海石油（中国）有限公司深圳分公司  广东  深圳  518067

摘要：南海东部某油田开采超过20年，采出程度较高，油田所在平台累计实施调整井作业超100井次。当前油田钻完井作业难度越来越大，剩余油零散，挖潜难度大，储层保护重要性凸显，完井作业中创新性应用非酸解堵技术，效果明显，为老油田挖潜增效做出贡献。

关键词：非酸解堵；储层保护

1 油田开采特点

油田已处于高采出程度、特高含水期阶段，剩余油零散，挖潜难度大，油田主要存在的问题如下：

1）动用储量高；

2）边水油藏采出程度大多超过50%，主力大油藏在60%左右；

3）底水油藏采出程度差别大。

油田含油储层属下三角洲平原-三角洲前缘沉积，岩性主要为细～粗粒石英质岩屑长石砂岩和石英长石质岩屑砂岩。平均石英含量占71%，长石占16%，岩屑占13%，分选差-中等，胶结疏松，胶结类型为孔隙式胶结。储层孔隙类型以原生粒间孔为主，孔隙连通性好。测井解释油层平均孔隙度为13.5～32.7%、渗透率为4～3167mD，属于中～高孔隙度、中～高渗透率储集层，储层平面分布稳定，连续性好。

油田原油性质属于密度及粘度中等、高凝固点的原油。地面原油密度0.8668～0.9107g/cm3，地层原油粘度4.0～48.4mPa.s，凝固点35～43℃。原油具有饱和压力低、含气少的特点，饱和压力0.52～1.62Mpa，溶解气油比0.5 ～3.2m3/m3，原油性质随深度的加深而变好。

开发初期油田应用定向井开采居多，油田后期调整井以采用独立筛管防砂、电泵人工举升的开发方式为主，极少数井采用套管射孔完井。针对老油处于开发后期的情况，如何延长低含水期、延缓含水上升速率，是油藏开发的重点。针对此现状，水平井均采用了均衡式控水筛管完井，取得了良好的控水开发效果。

油田调整井常规钻完井简化的作业步骤如下：

1）压井、起原井电泵人工举升生产管柱；

2）下桥塞、注水泥弃井；

3）切割、回收9-5/8”套管；

4）注侧钻水泥塞，钻12-1/4”井眼；

5）下9-5/8”套管，固井；

6）钻8-1/2”井眼至完钻深度；

7）刮管并下入均衡式控水筛管；

8）下入电泵；

9）安装采油树。

2 现场应用

2.1非酸解堵技术

钻井作业中钻屑等固相、滤液等侵入地层，致密泥饼形成等均会对地层造成不同程度污染，对于渗透性较好的地层，污染带可能更深。传统的酸化解堵技术具有穿透深度不够、酸敏、腐蚀管线、返排工艺复杂等缺点，在现场应用效果较差，无法较好的取得解堵效果。

非酸解堵技术化学成分由多种功能性有机螯合物组成，涉及的主要化学成分分为非酸解堵剂、非酸解堵副剂、分散助排剂、分散减阻剂及防乳破乳剂。其中非酸解堵剂具有螯合溶蚀硅铝酸盐类矿物、粘土、长石及石英；非酸解堵副剂具有溶蚀碳酸盐垢，稳定铝离子和水化硅，延缓二次沉淀生成；分散助排剂降低残夜表面张力，提高返排效率；分散减阻剂在高温条件下，控制工作液对井下管柱的腐蚀；防乳破乳剂具有防止工作液与地层原油发生乳化伤害。总得来说非酸解堵技术具有以下作用：

1）与硅铝酸盐发生作用，形成可溶性螯合物，起到溶蚀粘土类矿物作用；

2）与Ca2+、Mg2+离子形成稳定的水溶性物质，解除无机垢造成的堵塞；

3） 反应物能在粘土矿物表面吸附键合成膜，隔离水的侵入，获得长效防膨作用；

4）降低油水界面张力或使地层内液体发生润湿反转，提高油层中液体的油相渗流能力，解除水乳或水锁伤害，同时强化解堵后的排液效果；

5）利用解堵体系中的分散助排剂，不仅降低油水界面张力或使地层内液体发生润湿反转，提高油层中液体的油相渗流能力，解除水乳或水锁伤害；同时强化解堵后的排液效果；

6）非酸类解堵体系，能确保其在地面管汇、井下管柱中无酸性或低酸性，作业设备与井下管柱安全性得以提高；

7）综合处理近井地带的高碳石蜡、胶质沥青质堵塞。

非酸解堵技术具有非酸类复合型解堵剂、低腐蚀性，无需专用设备作业，缓速体系，可实现深部解堵处理，返排时间要求低等特点。非酸解堵剂基本参数如下，适合地层温度为30～130℃。

2.2实验检验

实验室里通过不同手段分别对非酸解堵技术的能力进行了检验，常见的实验分为：钙垢溶蚀速率、粘土溶蚀速率、稳定硅垢评价、钢片腐蚀评价、岩心伤害实验、膨润土静态防膨实验等。

1）实验室里分别用盐酸和非酸解堵剂配置10%浓度溶液对钙垢进行溶解实验，前期非酸解堵剂对钙垢的溶蚀速率远小于盐酸，这避免非酸解堵剂刚接触地层时就反应完全，从而能更深入地层，起到深入溶蚀钙垢的作用。

2)溶蚀粘土的速率远低于土酸, 在4h内与高表面积粘土反应速率基本保持稳定，更好的溶蚀深部地层。

3)对反应中无定形硅沉积和二次硅酸盐沉淀均具有良好的缔合阻垢效果，能有效延缓二次沉淀的发生。

评价试验条件：

      沉淀法：SiO2-500mg/L，Ca2+-300mg/L，Mg2+-300mg/L，pH值 8；

      浓缩法：SiO2-100mg/L，浓缩10倍—无定形硅沉淀控制能力。

4）通过实验分析，非酸解堵剂技术的腐蚀速率远小于同等条件下常规土酸5g/m2.h，对管柱、设备损害小。

5）体系与地层岩芯的配伍性很好，在对地层岩石溶蚀过程中，并没有乳化、沉淀之类的二次污染产生。

6）良好的抑制粘土膨胀作用，长效性，处理后粘土再膨胀率较低。

2.3现场作业情况及效果

非酸解堵作业现场施工分为三个阶段：配置处理液、泵入处理液、破胶反应、返排清井。主要配置三种处理液，前处理液、主处理液、冲洗液。现场配置采用海水作为溶剂，方便现场作业。三种处理液的复配配方及作用如下：

1）前处理液：解除滤饼封堵，分散有机堵塞。

配方：海水+1.8%破乳剂+1.8%分散助排剂+1.8%分散解堵剂+9.0%非酸解堵副剂+9.9%互溶剂。

2）主处理液：解除地层固相颗粒堵塞剂滤液伤害。

配方：海水+2.3%破乳剂+2.3%分散助排剂+2.3%分散解堵剂+9.4%非酸解堵副剂+5.5%非酸解堵剂。

3）冲洗液：清理反应后的残渣及难容物。

配方：海水+2.0%破乳剂+2.0%分散助排剂+2.0%分散解堵剂。

现场施工简化的施工步骤如下：

1）防砂管柱下至设计位置后，泵入完井液循环洗井；

2）泵入前处理液；

3）泵入主处理液；

4）用海水顶替至主处理液至裸眼段，等待破胶反应，测井筒漏失速度；

5）泵入冲洗液返排残液，用海水循环，解堵作业结束。

从近几年现场应用来看，在完井作业中采用非酸解堵剂体系进行解堵洗井，效果明显。以下数据统计了2012～2014年应用非酸解堵剂解堵效果的情况，效果明显。

常规的解堵技术已成为解除油水井近井地带堵塞的重要技术手段，但是常规解堵技术具有穿透深度不够、酸敏、腐蚀管线、返排工艺复杂等缺点。以下是常规解堵技术在某油田开发井应用效果统计，统计时随机选取6口井。

3 结论

1、海上作业场地、资源有限，平台上无酸化作业专用设备，因此解堵作业不宜采用腐蚀性较强的常规解堵剂或土酸等酸液解堵体系；

2、常规钻井作业中，固相及泥浆滤液对地层伤害较大，常规解堵技术无法起到深层解堵作用，解堵效果不佳；

3、非酸解堵技术能规避常规解堵的作业的难题，在南海东部某油田使用效果良好，对老油田挖潜增效起到一定贡献。

参考文献：

1 海上油气田完井手册. 北京:石油工业出版社, 1983

2 户部寨气田深度酸化可行性分析. 气田地质工艺研究所,2011

3土酸复合酸化缓蚀剂的研究. 长江大学学报A（自然科学版）,2007

4西江油田非酸解堵工艺应用分析总结报告. 北京兰德伟业科技发展有限公司,2014