海上疏松砂岩储层复合解堵工艺优化

(中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东  深圳 518067)

摘  要：本文介绍了南海东部某油田A5井的油藏特征，分析了低产低效原因，阐述了通过溶蚀性能实验、骨架保护性能实验、缓蚀性能实验、防膨性能实验等优化适合本井的酸液体系，研究了复合解堵工艺设计的技术要求和实施程序，本井按设计要求作业后获得了良好的增液增油效果。

关键词：海上油田，酸化解堵，复合解堵，解堵工艺，储层改造

南海东部某油田A5井2014年7月13日投产，生产层位R1、R2和R3 ，属于疏松砂岩储层，均为边水油藏且储量较小，油藏在物性和原油性质上也较为接近，所以投产A5井对这三个边水油藏进行合采，该井投产初期日产油303BPD，日产液384BPD，含水21%。A5三个生产层位均位于构造高部位，含油饱和度较高。目前A5井产液量为1614.15桶/天,产油量73.4桶/天，综合含水95.45%。与同油田的其他油井对比，该井储层物性中等偏下，液量、油量最低，不到其它油井的三分之一，属于典型的低产低效井。近几年酸化解堵技术在海上油水井中应用具有作业周期短、成功率高、效果好的特点,本文介绍了该井采用复合解堵工艺优化技术及综合治理后重获高产的应用情况。

1 低产低效原因分析

1.1 钻遇位置物性变差

该井与同层位的过路井（预探井1井）相比，物性存在平面上的非均质性，A5井物性相对略差，三个生产层位中R2非均质性较高，局部层段泥质含量高。

1.2 存在微粒运移污染近井地带

该井生产的三个层位中R1层泥质含量相对较高（17%），在完井射孔阶段，该井射孔后出砂较多，存在可能砂卡管柱的风险，由于本井采用负压射孔，且负压值较大，射孔后出砂量较大（再次刮管洗井探沉砂15.36m），解封RTTS 封隔器后，起射孔管柱有遇阻现象，第二次刮管洗井期间进行了循环冲砂。

该油田上部油藏与下部油藏原油性质差异较大：上部油藏具有高比重，较高粘度，低含硫，较高凝固点的特点，含沥青质较高，属于重质油。预探井1井进行了3次钻杆测试，从测试结果来看，中下部的中轻质油油藏产能较高。A5井生产层位（R1、R2和R3 ）， 地下原油粘度43.37mPa.s，地面原油密度0.958g/cm3~0.968g/cm3，属于重质油。在生产过程中重质油裹挟微粒运移至近井地带，可造成污染伤害。

通过试井分析，计算表皮系数11.65，进一步验证了随着油井的生产，可能存在微粒运移堵塞而导致的近井地带污染伤害。

1.3 潜力分析

该井生产层位（R1、R2和R3 ），在各生产层位该井均位于构造高部位，R3层地质储量最大，在各生产层位均只有该井一口在生产井，目前地质储量共55.07万方，累产油6.5万方，采出程度仅11.8%，具备挖潜价值；保守的按20%的采收率估算仍有5.6万方剩余储量。根据目前生产状况预测，该井剩余可采储量仅0.7万方，有必要对储层进行酸化，以改善近井地带渗流通道，充分挖潜剩余油。

2 复合解堵酸系实验优选

该油田储层高孔高渗，胶结疏松，易造成微粒运移等伤害；泥质含量高，易产生伤害。所选酸液体系需要适合疏松砂岩，且具有保护骨架功能、溶蚀率适度，同时可以溶蚀粘土和长石等泥质成分，对储层实现一定程度的溶蚀改造等特点，因此需要通过实验优选本井的酸液体系。

2.1 溶蚀性能实验优选酸液体系

选取A5井三个层位的岩屑，对海上油田常用的有机磷酸、C酸液、HBG复合酸和NHD-G酸液等四种酸液进行溶蚀性能测试，见图1和图2，表1 为R1（1489.4-1491.2m）岩屑溶蚀实验结果， R2（1764.9-1770.9m）岩屑和R3（1777.8-1784.0m）岩屑实验结果与R1结果相似，可见HBG复合酸酸液体系的溶蚀率相对较高，溶蚀率分别为17.66%，15.22%和11.83%，溶蚀率在20%以内，溶蚀能力中等偏弱。该体系特点主要是适合疏松砂岩，基本不与骨架反应可起到保护储层的作用，溶蚀率不至过高；体系主要与岩屑中的泥质成分反应，能实现对储层一定程度的溶蚀改造。

表1  R1（1489.4-1491.2m）岩屑溶蚀

2.2 骨架保护性能实验优化酸液体系

选取A5井三个层位的岩屑，对常规土酸、氟硼酸、低伤害酸、HBG复合酸四种酸液体系进行测试，优选出对骨架石英溶蚀性能最轻的酸液体系，实验结果如表2，可见HBG复合酸对石英溶蚀最轻，几乎不破坏岩石骨架。

表2  不同酸液体系对石英的溶蚀性能

2.3 缓蚀性能实验优化酸液体系

按照行业标准SY/T 5405进行实验，测试HBG复合酸酸液体系对本井套管的缓蚀性，优选效果最优的缓蚀剂，对两个N80钢片做实验对比，在温度为90℃、反应时间为4小时，腐蚀速率分别为1.78g/m2.h和1.698g/m2.h。实验结果表明HBG复合酸体系对N80钢材的腐蚀速率较低，满足行业标准一级水平（腐蚀速率≤5g/m2.h），不会对油套管造成腐蚀伤害。

2.4 防膨性能实验优化酸液体系

根据行业标准SY/T 5762进行实验，优选效果最优的防膨剂，实验结果见表3， 实验结果表明，所用添加剂FP-03防膨剂具有最优的防膨性能。

表3  不同防膨剂性能评价实验

该井生产层位R1、R2和R3属于中高孔、中高渗储层，在生产过程中重质油裹挟微粒运移至近井地带，造成污染伤害带。本次酸化计划解除可能存在的微粒运移、改善近井地带渗流通道，充分挖潜剩余油。  

3 复合解堵工艺设计

3.1技术要求

结合该井完井管柱对R2，R3层位和R1层位进行分层酸化，技术要求：

（1）酸化工艺类型：井口笼统解堵

（2）酸化药剂名称：HBG复合酸；

（3）注入方式：油管正注；

（4）施工排量：3.1~6.3bbl/min（0.5～1m3/min）；

（5）施工压力：P≤1500psi（10.3MPa）；

（6）酸液用量：前置液20m3，主体酸30m3，后置液10m3，顶替液40m3，总液量100m3。 

3.2实施程序

（1）钢丝作业捞Y堵，并打开上层滑套；

（2）连接地面酸化流程，注酸泵对地面管线试压2250psi（15.5MPa） 10min ，不刺不漏为合格；

（3）试挤吸收量测试：1000psi，1200psi测试20min，准确记录吸收量；

（4）按如下泵注程序依次正挤工作液，具体程序如下表：

表4 酸液泵注程序表

（5）关井反应4h，钢丝作业投Y堵，起泵；

（6）井口见酸加碱中和，保证排出液pH值为5-7，直至无酸返出为止。

4 效果评价

A5井按照复合解堵工艺设计进行作业，历时约72小时，注入地层的复合解堵液共计约60m3，施工过程较为顺利。作业实施前该井产液量为1614.15桶/天,产油量73.4桶/天，综合含水95.45%。复合解堵作业实施后该井实际平均产液量为2537.63桶/天, 产油量316.72桶/天，综合含水86.99%。日增液923.48桶/天, 日增油243.32桶/天，在海上油田低效水平井酸化解堵综合治理中应用效果较好。

参考文献

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[3]李志刚. 番禺X油田A油井复合解堵工艺技术及应用[J]. 化学工程与装备，2021, 46(12): 133-134.

第一作者简介：陈圣乾（1982-），男，工程师，毕业于大庆石油学院石油工程专业 ,现从事海上油气田增产措施技术研究与应用工作。

来源：化学工程与装备 - 官方网站 - 创刊于1972   2022年第12期   在线投稿  >>