姬塬油田注聚井复合解堵技术研究与应用_张斌.pdf

姬塬油田注聚井复合解堵技术研究与应用张斌1，2，孙海波3，安全成1，2（1川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安710018；2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；3中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）摘要：针对姬塬油田大规模聚合物微球调驱后，长 8 超低渗油藏注聚水井高压欠注问题，提出“物理+化学”复合解堵增注思路，建立电脉冲复合解堵工艺技术。配套研发放电装置一次放电能量可达 5 kJ，放电 610 次/分钟；配套解堵液稳定工作时间 10 h 以上，对现场聚合物溶解率达到 87.4%。2022 年现场试验 2 口井，平均单井降压 4.3 MPa，累计增注超过 5 000 m3，有效期均在 150 d 以上。该技术的成功试验为超低渗油藏注聚井欠注治理提供新的技术对策。关键词：注聚井；姬塬油田；复合解堵；电脉冲中图分类号：TE358.5文献标识码：A文章编号：1673-5285（2023）03-0024-04DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.03.005*收稿日期：202302-13基金项目：中国石油集团川庆钻探科技项目“长庆老油田增能驱油及脉冲解堵技术研究”，项目编号：CQ2021B-20-1-4。作者简介：张斌（1995-），硕士研究生，工程师，2020 年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，现从事试油压裂与储层改造研究工作，邮箱：。Research and application of compound plugging removaltechnology for polymer injection wells in Jiyuan oilfieldZHANG Bin1，2，SUN Haibo3，AN Quancheng1，2（1.CCDC Drilling and Production Engineering Technology Research Institute，XianShaanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Exploration andDevelopment of Low Permeability Oil and Gas Fields，Xian Shaanxi 710018，China；3.OilProduction Plant 5 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xian Shaanxi 710200，China）Abstract:Aiming at the problem of high pressure underinjection of polymer injection wellsin Chang 8 ultra-low permeability reservoir after large-scale polymer microsphere profilecontrol and flooding in Jiyuan oilfield,the idea of physical-chemical compound pluggingremoval and injection increase was proposed,and the electric pulse compound plugging removal technology was established.The primary discharge energy of the supporting researchand development discharge device can reach 5 kJ,discharge 610 times/min,the stableworking time of the supporting plug removal fluid is more than 10 hours,and the polymerdissolution rate on the site reaches 87.4%.In 2022,two wells were tested in the field,theaverage pressure drop of a single well was 4.3 MPa,the cumulative injection increase wasmore than 5 000 m3,and the validity period was more than 150 days.The successful test of石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 3 期2023 年 3 月Vol.42 No.3Mar.2023低渗透油田受沉积环境、沉积微相特征影响，砂体发育非均质性强。在部分微裂缝发育地区，注水受最大主应力方向和微裂缝发育双重影响，井网中水淹与注采驱替不受效并存。长庆油田 2017 年以来大规模应用调剖调驱技术，累计措施 20 000 井次以上，自然递减由 13.4%下降至 11.6%，取得较好控水稳产效果。但随着聚合物微球调驱轮次增加，造成注水井高压欠注，影响地层能量的补充，降低采油速度。针对注聚水井高压欠注问题，已有相关科研人员做出一定探索。袁征等1针对渤海油田注聚井解堵措施有效期变短问题，提出一种深穿透复合解堵技术。王光义等2明确了引起姬塬油田高压欠注的因素：（1）蜡质、沥青质与注聚物包裹对孔隙形成复合堵塞；（2）地层水与注入水不配伍形成难溶复合垢。邹剑等3对比分析了不同解堵技术的优缺点，对发展趋势做出了探讨。张亦弛4对注聚井脉冲压裂理论和发展思路进行了探讨。万向辉等5开发出一种针对长庆油田的注聚井深部解堵液，对聚合物溶解性能良好。随着大规模聚合物微球驱的进行，注聚水井高压欠注问题愈发突出，在延长有效期，提高措施有效率方面需要更进一步的研究。1姬塬油田注聚水井欠注现状姬塬油田是典型的低渗透油藏，长 8 储层欠注问题较为严重。岩石类型为中-细粒长石岩屑砂岩，呈灰绿色、灰色及棕褐色。砂岩石英含量平均 33.1%，长石含量平均 26.7%，岩屑含量平均 21.6%；填隙物含量较高，平均 14.0%，成分以水云母和碳酸盐为主。孔隙组合类型以粒间孔为主，长石溶孔次之；喉道中值半径0.26 m，属小孔，细-微细喉型孔隙结构；储层平均孔隙度 10.6%，平均渗透率 0.8510-3m2。近年来注水井因注聚合物及结垢引起的欠注问题日益严重。每年欠注骨头井达到 30 口以上，注水压力在20.023.0 MPa，常规酸化增注有效期短，单井增压难度大，需要发展针对注聚水井顽固堵塞的降压增注技术。2注聚井复合解堵增注技术研究2.1注聚井顽固堵塞原因分析通过资料分析研究，姬塬地区堵塞欠注原因有以下几点：（1）储层致密，喉道半径小，长期注水引起的黏土矿物运移堵塞。（2）地层水与注入水不配伍，造成结垢堵塞。（3）胶质沥青质等有机质堵塞在炮眼、井筒处。除此之外，针对注聚水井进行堵塞原因分析。统计各种调剖调驱材料粒径（表 1）及孔喉半径数据，通过匹配性分析，堵塞滞留是其主要因素，在近井地带由浅至深的调剖材料为：体膨颗粒、PEG-1 单相凝胶、失效的交联冻胶、PEG-2 单相凝胶、聚合物微球。由近及远分布于裂缝末端、微裂缝中。表 1聚合物调剖剂粒径统计通过岩心聚合物驱替实验，对驱替后岩心不同位置端面处进行 SEM 扫描测试，发现砂岩表面亲水性、聚合物分子链运移彼此缠结，在多孔介质发生电荷吸附，使渗流孔道变窄，在喉道中吸附滞留堵塞为主要因素，从而缩短增注有效期。通过对调剖返吐物进行分析，结果表明总铁离子含量较高，达到 0.06%，易引起调剖剂失效，和聚合物作用产生铁离子絮凝，堵塞微裂缝。综上，除了常规水井的堵塞因素外，调剖材料的滞留堵塞，吸附堵塞和铁离子的絮凝沉淀堵塞是造成注聚水井顽固堵塞的重要因素。2.2注聚井解堵工艺优化针对注聚井有机质、无机垢复合难溶，聚合物堵塞较为顽固特点，提出“物理+化学”复合解堵方法。（1）电脉冲震荡解堵，见图 1、图 2、表 2。（2）复合解堵液解堵：根据堵塞程度，堵塞半径，地质参数进行解堵液量计算：V=R2h（1）式中：V-解堵液量，m3；-地层孔隙度，无量纲；R-根据堵塞情况确定的解堵半径，m；h-油层有效厚this technology provides new technical ideas and countermeasures for the treatment of under-injection of water wells in ultra-low permeability reservoirs.Keywords：polymer injection well；Jiyuan oilfield；compound plug removal；electric pulse水井调剖剂名称粒径/m失效的交联冻胶50.00体膨颗粒1 000.008 000.00PEG-1 单相凝胶0.50100.00PEG-2 单相凝胶0.5010.00聚合物微球0.050.50张斌等姬塬油田注聚井复合解堵技术研究与应用第 3 期25度，m；-地质开发因素，可取值 0.81.2，对于调剖时间长，堵塞频繁，多次措施井，酸液用量适当扩大。注入采用多级段塞，泵注阶段见表 3。表 2装置参数表表 3复合解堵泵注段塞2.3复合解堵液研发根据堵塞物特征，开发具有聚合物降解能力，无机垢解除能力的复合解堵剂。确定注聚井深部解堵工作液配方为：13%含氢有机物 A+8%含氯有机物 B+3%含氢有机物 C+5%含氟剂 D+3%螯合剂 SA-HS。可以缓慢生成 H+及氧化性物质，对复合堵塞进行持续高效解除。解堵液可缓慢溶解无机堵塞物，见图 3，对碳酸钙解堵率达到 90%，对硫酸钙解堵率达到 40%，对硫酸钡锶解堵率在 10%。图 3对无机垢解堵能力测试结果将现场冻胶老化返出聚合物堵塞放入复合解堵液浸泡，12 h 后团状聚合物大部分溶解，测定最终溶解率在87.4%。3现场应用情况3.1应用情况2022 年在姬塬地区开展注聚井复合解堵试验（表4），累计实施 2 口井，措施有效率 100%，有效期 150 d以上，一般注聚井解堵有效期 90120 d，有效期延长25%以上。3.2典型井 Y53-89Y53-89 井位于黄 3 长 8 油藏中部，2010 年 10 月高能气体压裂后投注长 8 层，射孔段：2 5742 584 m，投注初期正常注水。2013 年 4 月、2015 年 8 月、2015年 11 月、2017 年 3 月、2018 年 9 月、2019 年 11 月多次欠注，在此期间酸化增注与微球调驱反复进行，造成2021 年来持续欠注。井组内油井 Y54-88 井 2021 年 8月测试地层压力为 15.0 MPa，压力保持水平仅 71.8%，名称低频大功率脉冲放电设备装置自重150 kg（地面装置）+180 kg（井下装置）最大单次放电能量5 kJ最大瞬时放电功率120 MW最大冲击波压强20 MPa（距中心 15 cm 处）单次充放电时间610 s有效作用范围（解堵、造缝）0.55.0 m最大使用深度4 000 m极限工作环境50 MPa/95 图 2电脉冲解堵井下装置实物图序号泵注段塞作用1解堵液 B处理井筒炮眼结垢2隔离液隔离段塞3解堵液 A处理中深部聚合物堵塞4隔离液隔离段塞5解堵液 B处理中深部无机堵塞6表面活性剂段塞改变近井微裂缝润湿性7顶替液顶替复合解堵液图 1电脉冲解堵装置原理示意图供电电源控制模块变压器整流装置储能电容放电开关水中负载测量模块地面装置地下装置马笼头储能变压模块储能电容放电模块解堵率/%100908070605040302010001020304050时间/h碳酸钙硫酸钙硫酸钡硫酸锶石油化工应用2023