奎智斌,岳明,边峰,丁文刚

(1.中海油田服务股份有限公司 油田生产事业部,天津 300459;2.中海石油(中国)有限公司 天津分公司,天津 300450 )

C油田的主要生产区距离市中心135 km。年平均温度在30 ℃范围内,平均埋油深度2 650 m,油层厚度4～9 m。海上C型油井试验区,注水阻力大,容量低一开始每个油井平均每天能产出4.2 t的原油,但采了一年后,平均产量降至2.2 t,年递减率近50%。 尽管初始单井日产量平均是4.2 t,但经过一年的采收,单井日产量出现了下降,降至2.2 t,其年递减率极高[1-7]。该区块目前采用水驱油开采方式,拥有127口注水和采油井,但单井每天只能生产0.75 t的原油。注入水的累积水量约为1.2×105m3,水量不足导致不能保持井下压力,造成油井不断产量下降。目前,注水仍然是油田主要的生产方式,为了实现增产,油田可以采取解堵并增加注水的措施。

1 储层特征

1.1 矿物组成

选取了实验区内的三块岩石样品进行全岩X衍射分析,结果如表1。

表1 实验区矿物质量含量分析 单位:%

试验表明,试验区岩石中石英的平均质量含量高于84%,具体范围在79.9%至87%之间。将近8%的黏土矿石平均质量含量在7.2%到8.7%之间。它还含有不到5%的其他矿物质。黏土中矿物质质量含量最高的是伊利石,平均为59.33%。第二种是伊蒙混层,平均质量含量为16%。石灰石和石灰质量含量较低,平均约为10.5%。

1.2 孔喉特征

通过薄片和压汞分析这一实验方法(表2),我们对研究区的岩石样品做了检测,并获得以下的数据:该区域的储集层主要由原生粒间孔(占比49%)和次生孔(占比51%)组成,其中次生孔又分别包括粒内孔、溶孔、粒间溶孔和次生溶孔。其中有大约46%的二次孔隙率含量,表面孔隙率一般在4.9%到11.9%之间,平均值大致在8.3%。压汞分析显示,岩样平均孔径分布为19.4～126.4 μm,平均72.7 μm,而平均喉部直径主要分布在0.08～3.39之间,平均值0.69 μm,总体来说,岩样的喉道类型是中颈形。

表2 储层岩样平均孔喉直径汇总

1.3 流体特征

根据对试验区原油和地层水样品的分析(见表3),得出以下结论:试验区原油的平均含量为:48 m3/m3原油平均黏度为6.22 mPa·s,平均油密度为0.79 g/cm3,平均沥青含量为1.42%。该区域的平均水平矿物质含量为17 200 mg/L,平均pH值为7.6,大多数水类型为CaCl2。此外,该地区的平均形成温度为99 ℃。

2 堵塞原因分析

2.1 地质因素

研究区储层的构成特点主要包括石英和黏土矿物两种成分,且储层非均质性很强。研究区的储层构成较为复杂,相比其他地区更具有非均质性,其中主要成分为石英和黏土矿物。该句话描述了孔隙结构的特征,包括主要的孔隙类型和平均孔喉直径,属于材料科学或地质学等领域。孔隙结构主要由原生粒间孔和次生孔组成,其中平均孔喉直径约为0.69 μm,属于中孔-微喉道类型。注入水中的杂质会对岩石孔隙产生阻塞作用,进而引起地层的堵塞。这会导致注射压力过高。如果由于某些地质原因导致储层被堵塞,可以通过酸压改造来降低注水压力。

2.2 敏感性评价

室内研究主要集中在对注水速度敏感性、水敏性、酸敏性以及应力敏性评价。我们在实验区取得了15个地层样品,每个样品都开展了三次的速敏性、水敏性、酸敏性和应力敏性的测试。结果如表4。

表4 敏感性损害率评价汇总

研究结果指出,该地区对储层速度的敏感度在中至强之间,并建议在注水开发期间谨慎管控注水量。此外,储层岩石对水的敏感度处于中低程度,当进行注水作业时需要采取措施降低水敏感度,以避免破坏岩石储层。水敏损伤的发生与黏土矿物的含量有关,此外,实验岩样对酸不敏感,对压力不敏感。

2.3 流体配伍性分析

评价不同配比的地层水和室内注入水的配伍性,结果如表5。

表5 地层水和注入水配伍性评估

当注入水与地层水的比例为1∶1时,实验结果表明会生成大量的泥质沉积物。沉积物将继续以各不相同的速度沉积形成,因此,试验区域注入的水和地层水不能相容。

3 酸化解堵措施的研究

3.1 解堵配方中主体酸的优选

进行了酸化和疏通实验以解决测试区域敏感损坏和流体不相容性问题。室内采用了盐酸、氢氟酸、氟硼酸等多种主要酸类,通过腐蚀速率、酸化效果以及相容性模拟实验等方面的指标,确认了最适合酸化的体系。

3.1.1 溶蚀性能评价

为了测定不同浓度盐酸溶液的相容性,室内进行了其他成分不变,只改变解堵酸溶液中HCl的浓度实验,酸溶液的配方为A%HCl +0.8%HF+1.2%HBF4。试验结果见表6。

表6 酸化解堵溶液溶蚀性能测评

增加盐酸浓度能够增强解堵酸的溶解能力,使得岩屑的溶解速度得以提高。因此,建议在清堵时选择13%的盐酸溶液,这表明本酸化解堵酸液的溶蚀性能非常良好。

3.1.2 岩心酸化解堵模拟试验测评。

在室内进行了平行酸化模拟试验分别对应三个岩心试样,使用0.8%HF+13%HCl+1.2%HBF4的解堵酸配方。通过渗透率变化(见表7)来评价酸液酸化效果。

表7 酸化解堵剂对岩心酸化实验结果

根据实验结果,13%HCl+0.8%HF+1.2%HBF4酸溶液在第三部分的主要渗透性增加2～3倍,此外,密封剂可以有效地减少水库的二次破坏。可以看出,优选的酸液具有非常好的酸化效果。

3.1.3 配伍性评价

室内对酸液、注入水和地层水展开了配伍性的测评,实验结果见如表8。

表8 酸化解堵液与地层水配伍性试验

由上表可知,我们设计的酸碱除垢系统能够有效地防止成型水和注射水之间的沉淀或分层问题。这意味着酸性液体、地下水和注入水可以在化学上相互协调,并且达到良好的配合效果。这说明酸性溶液能够有效地溶解注入水和地层水所形成的沉淀,并且表明酸性溶液与注入水和地层水之间的相容性非常好。

3.2 黏土稳定剂优选

室内试验符合GB/T 50123—1999《地质勘探要求》,选用4种常用黏土稳定剂,调节量为0.8%测试结果见表9。

表9 各类黏土稳定剂的防膨性能评估

实验结果表明, SP-400是其中防膨效果最佳的稳定剂,防膨率超过90%,其余三种均也在62%～80%之间。因此,建议采用质量分数为0.8%的SP-400,作为该体系的黏土稳定剂。

3.3 缓蚀剂优选

室内依据行业标准SY/T 0315—2016进行了缓蚀剂优选实验,实验结果见如表10。

表10 酸化解堵缓蚀剂的缓蚀性能评估

表11 室内酸化解堵效果评估结果

实验结果表明,当缓蚀剂不在酸性溶液中时,样品的腐蚀速率大约为17.62 g/(m2·h)。添加1%缓蚀剂后,腐蚀速率降至11 g/(m2·h)以下。RX-203缓蚀剂在试验中表现最佳,腐蚀速率大于79%,其次是CT-1,腐蚀速率最高72.9%。建议采用质量分数为1.2%的RX-203作为缓蚀剂,通过实验结果证明,此体系可获得最佳的缓蚀效果。

3.4 酸化解堵配方

开展了上述各类配方实验后,最后确立酸化解堵的配方:13%HCl +1.2%HBF4+0.8%HF+0.8%黏土稳定剂SP-400+1.2%缓蚀剂RX-203

4 效果评价及应用

4.1 酸化体系室内效果评价

酸化配方:13%HCl +1.2%HBF4+0.8%HF+0.8%黏土稳定剂SP-400+1.2%缓蚀剂RX-203,在室内开展了酸化解堵液的溶解性能实验、配伍性实验和酸化解堵的模拟试验,结果如下。

结果显示,酸化解堵的配方仿佛是性好,并且还对实验的岩心展示了显著的提升渗透率的趋势,体系中将地层水和注入水混合后,并没有出现沉淀现象,可以推断体系的配伍性较好。

4.2 现场应用

试验区C-15使用13%HCl +1.2%HBF4+0.8%HF+0.8%SP-400黏土稳定剂+1.2%RX缓蚀剂-203酸化后,效果显著。采取措施前,水压达到13 MPa,采取措施后,水压迅速下降至5.8 MPa,下降50%以上,采取措施后,将注水量从1.5万m3增加到7.5万m3,增加5倍。经过一年的实际运行检验,发现解堵酸液系统的注水压力和注水量保持稳定,未发生明显的增减。鉴于这一事实,可以得出结论,酸液解除孔道堵塞在实际应用中效果显著。

5 总结

(1)海上C油气田油田岩石以石英矿物为主,其次是黏土矿物。伊利石是黏土矿物的主要组成部分,其含量高达约60%。平均储层孔径在19.4～126 μm之间,大多数平均喉部直径0.08～3.39 μm,孔喉类型为微孔型。地层水为CaCl2水型,矿物质当量为17 200 mg/L。

(2)地层堵塞的主要原因是地层非均质性强,通过敏感性评价结果来看,该储层速度敏感性、水敏感性、酸敏感性和应力敏感性均属于中等或弱的程度,注入水和地层水不配伍造成地层堵塞。

(3)解堵酸化配方包括13%HCl、0.8%HF、1.2%HBF4、0.8%黏土稳定剂SP-400和1.2%缓蚀剂RX-203具有良好的溶蚀性和缓蚀性,应用于现场后达到了显著的酸化效果。