海上疏松砂岩储层复合解堵工艺优化_陈圣乾.pdf

化学工程与装备 2022 年 第 12 期 108 Chemical Engineering&Equipment 2022 年 12 月 海上疏松砂岩储层复合解堵工艺优化海上疏松砂岩储层复合解堵工艺优化 陈圣乾，郝明慧，张兰江，夏竹君（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）摘摘 要：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：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，不到其他油井的三分之一，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 1 低产低效原因分析低产低效原因分析 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/cm30.968g/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 2 复合解堵酸系实验优选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。表表 1 R11 R1（1489.41489.4-1491.2m1491.2m）岩屑溶蚀）岩屑溶蚀 酸液体系 有机磷酸 C 酸液 HBG 复合酸 NHD-G 酸液 岩心粉重(g)5.0434 5.0034 5.0344 5.0078 5.0517 5.0219 5.0144 5.0135 滤纸重(g)1.9905 1.9699 1.9945 2.0012 1.9597 1.9626 1.96 1.956 DOI:10.19566/35-1285/tq.2022.12.127 陈圣乾：海上疏松砂岩储层复合解堵工艺优化 109 反应后总重(g)6.5828 6.5386 6.124 6.1272 6.1156 6.1009 6.1708 6.1767 溶蚀率(%)8.94 8.69 17.97 17.61 17.73 17.59 16.03 15.81 平均溶蚀率(%)8.82 17.79 17.66 15.92 图图 1 A51 A5 井岩屑溶蚀过滤图井岩屑溶蚀过滤图 1 1 图图 2 A52 A5 井岩屑溶蚀过滤图井岩屑溶蚀过滤图 2 2 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。表表 2 2 不同酸液体系对石英的溶蚀性能不同酸液体系对石英的溶蚀性能 酸液 溶蚀物 溶蚀物用量 g 酸液用量 ml 反应温度 反应时间 min 溶蚀率%常规土酸 石英 4 80 80 60 13.70 氟硼酸 石英 4 80 80 60 2.90 复合酸 石英 4 80 80 60 0.56 低伤害酸 石英 4 80 80 60 4.57 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。表表 3 3 不同防膨剂性能评价实验不同防膨剂性能评价实验 产品名称 防膨剂 浓度(%)粘土质量(g)离心后体积(ml)防膨率（）FP-01 1 0.5 17.1 63.79 FP-02 1 0.5 17.1 63.79 FP-03 1 0.5 8.7 90.79 FP-04 1 0.5 11.8 79.42 FP-05 1 0.5 13.2 74.81 FP-06 1 0.5 10.2 83.03 BHFP-02 1 0.5 8.9 88.87 FP-07 1 0.5 11.6 80.74 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 3 复合解堵工艺设计复合解堵工艺设计 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；110 陈圣乾：海上疏松砂岩储层复合解堵工艺优化（4）施工排量：3.16.3bbl/min（0.51m3/min）；（5）施工压力：P1500psi（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：表表 4 4 酸液泵注程序表酸液泵注程序表 步骤 工作内容 压力 Psi 排量 bbl/min 注入量 累计注入量 m3 bbl m3 bbl 1 正挤前置液 1100 3.16.3 20 125.8 20 125.8 2 正挤主体酸 1100 3.16.3 30 188.7 50 314.5 3 正挤后置液 1100 3.16.3 10 62.9 60 377.4 4 正挤顶替液 1100 3.16.3 40 251.6 100 629.0 （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 4 效果评价效果评价 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。参考文献参考文献 1 张洪菁,王贵,王达,等.有机解堵剂 PA-OS3 的研制与应用J.当代化工,2021,50(01):28-31,36.2 肖立晓,侯吉瑞,李婕,等.有机解堵剂和非酸解堵体系性能评价与现场应用J.油田化学,2020,37(04):658-664.3 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.（上接第（上接第 115115 页）页）_ 在现场实际使用过程中，结合定向化的改造，通过经济科学合理的操作管理，借助全新的便携带压装置，能够对以上装置在使用过程中对环境适应性所存在的问题给予有效解决。同时，工程人员还需要参考各工况以及生产管理需求，实现对油田持续健康地开采管控，从经营发展的角度进行分析评估可以看出，现阶段我国需要及时摒弃短冲程装置的使用，结合长冲程带样装置，并且完成对液压修剪机全方位地开发管控，结合全新的动力管控系统以及控制系统，使得相关工作的开展具备高效性、完整性、全面性。除此之外，工程人员还需要开发各种各样的堵塞器，加大对化学堵塞器技术的研发创新力度。8 8 结束语结束语 总体来说，在当前石油开采工作中结合带压作业技术的使用能够提高生产管理的安全性、稳定性，提高石油企业的经济效益。石油企业应当加大对相关技术以及装备的研发创新力度，结合新思路、新思想，提高石油生产作业的效率。参考文献参考文献 1 霍银喜.关于注水井套管闸门带压作业技术应用探讨J.市场周刊理论版,2020(19):1.2 凌晓凡,郑海旺.带压作业技术在气井修井作业中的应用研究J.石化技术,2021,28(12):2.