注水井疏水降压增注液体系的研究与应用

樊庆缘 蒋文学 武 龙

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

注水井疏水降压增注液体系的研究与应用

樊庆缘1,2蒋文学1,2武 龙1

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

为解决长庆油田Y19区块注水井普遍存在的长期高压欠注和措施有效期短的问题，通过开展岩石矿物成分、储层敏感性、地层流体与注入水的配伍性等分析实验，找出了引起注水井高压欠注的主要因素，分别是储层敏感性、注入水引起的润湿反转及化学结垢堵塞。对此，室内研发出一套由低伤害酸液、硫酸盐垢解除剂、纳米疏水材料段塞组成的疏水降压增注液体系。该体系能够有效解除化学结垢堵塞，改善岩石表面润湿性，降低水驱毛管阻力，从根本上解决了引起注水井高压欠注的主要矛盾。已完成的2口现场试验井均达到配注要求，且注入压力下降均超过2 MPa，累计增注8 077 m3，较常规措施有效期延长4个月以上，取得了较好的应用效果，同时也为低渗透油田降压增注作业提供了一种有效的技术手段。

疏水降压增注 低伤害酸液 硫酸盐垢解除剂 纳米疏水材料 高压欠注井

长庆油田低渗透油藏普遍采用注水开发方式，但因油藏自身地质特点[1]以及注入水配伍性等多方面影响，注水井注入压力总体上呈现逐年上升的趋势[2-3]。同时，部分新建产区块初期注水压力高，且上升快，无法达到有效配注，导致注水井出现长期欠注和注不进现象，地层压力逐年下降，进而严重影响单井产量和采收率。其中，较为典型的Y19区长9储层，孔隙度8.9%，渗透率0.39×10-3μm2，埋深2 569 m。自建产以来，90%以上注水井存在注不够或注不进的问题，平均单井配注量32 m3，实际日注水量仅15 m3，超过85%的注水井注入压力接近管网限压。长期高压欠注不仅给地面注水系统造成很大压力，同时地层压力保持水平仅为53.4%，单井产量大幅下降，已采取的高能气体压裂、小型水力压裂、酸化等措施降压增注效果差，有效期均不足3个月。

1 注水井高压欠注原因分析

1.1储层敏感性

表1为储层岩石水敏实验数据。从表1可知，Y19区长9储层表现为中偏强水敏，中偏弱速敏。岩矿成分分析结果显示，引起黏土膨胀的矿物(蒙脱石、伊利石)质量分数达6%。

表1 储层岩石水敏实验数据Table1 Watersensitivitytestdataofreservoirrock井号岩心号长度/cm直径/cm空气渗透率/10-3μm2孔隙度/%伤害率/%伤害程度Y1944．4562．54415．5716．8056．23水敏中偏强Y1954．2562．54214．7815．5632．45速敏中偏弱

室内水驱测试表明，水敏性指数达到56.2%，水敏伤害严重。分析认为水敏伤害是引起注水高压的主要因素之一。

1.2注入水引起润湿性改变

采用k100表/界面张力仪测试了在注入水润湿状态下岩心润湿性的变化。实验岩心为Y196岩心，实验用注入水为Y19注水站水样，地层水取自Y298井，进行岩心驱替实验(120天)，结果见图1。

从图1可知，储层岩石总体表现为亲水性，接触角在120天内总体呈降低趋势，毛管阻力增加，且注入水引起的变化更加明显。因此，随着注水时间增长，接触角缓慢降低，会使润湿性缓慢发生改变，认为长期注水引起润湿性缓慢发生改变是导致注水压力上升的主要因素之一。

1.3矿物溶度积变化结垢堵塞

JHDG地层动态结垢试验仪测试表明(见表3)，随着注水量增加，结垢量增多导致地层堵塞，是引起高压欠注的主要因素之一。

2 疏水降压增注液体系研究

针对引起Y19区高压欠注的主要因素，室内开发出一套适合于Y19区的降压增注工作液体系，该体系由低伤害酸液、硫酸盐垢解除剂和纳米疏水材料段塞组成。通过低伤害酸液和硫酸盐垢解除剂清除地层近井地带硫酸盐垢和碳酸盐垢，纳米疏水材料段塞内的纳米材料通过吸附在水驱通道岩石表面，改变岩石表面润湿性降低毛管驱替压力，达到降压增注的目的。

表2 注入水与地层水矿化度分析结果Table2 Mineralizationdegreeanalysisresultsofinjectedwaterandformationwaterρ/(mg·L-1)Cl-SO2-4HCO-3Na+K+Mg2+Ca2+Sr2+Ba2+矿化度Y19注水站1059．11932．4103．21321．18．081．3290．49．318．82872．2Y298井地层17832．4136．1144．26191．635．783．44409．8447．4166．629447．5

表3 注入水和地层水的配伍性实验结果Table3 Compatibilityresultsofinjectedwaterandformationwater水样碳酸钙垢趋势硫酸钙垢趋势硫酸钡锶垢趋势SI值预测结果SI值预测结果SI值预测结果地层水3．353有0．343有1．021有注入水1．538有地层水∶注入水2∶14．128有0．277有1．974．有1∶16．374有0．658有2．615有1∶24．101有0．463有2．338有

2.1低伤害酸液

经室内研究确定了低伤害酸液配方为：6%(w)盐酸+13%(w)有机酸+4%(w)含氟化合物+0.5%(w)缓蚀剂+0.5%(w)助排剂+0.1%(w)破乳剂+1%(w)互溶剂。

该酸液在高pH值环境下，具有较强抑制氟化物沉淀的能力，可降低二次沉淀对储层伤害的风险，且具有良好的破乳、缓蚀、助排性能与较高的岩心溶蚀率。溶蚀率测试结果见表4。

表4 酸液体系溶蚀性能结果Table4 Dissolutionpropertyofacidfluidsystem区块温度/℃不同时间下的溶蚀率/%0．5h1h2h4hY19区8515．2822．4728．8334．87

从表4可知，在85 ℃、2 h条件下，Y19区块的酸液对岩心的溶蚀率为28.83%。随着时间的增加，酸液体系对岩心的溶蚀率明显提高。说明了酸液与岩心反应时存在缓速效应，可以使酸液在储层内作用距离更远。

岩心流动效果评价实验是在室内采用高温高压岩心流动实验仪，通过岩心静态伤害实验进一步评价低伤害酸液液体系对研究储层的适应性。实验用岩心为Y19区块长9层岩心，实验温度为85 ℃，实验结果见图2。

由实验结果可得出，该酸液对研究区岩心伤害率为-15.8%。表明酸液进入岩心后，储层渗透率得到明显改善，无二次沉淀伤害，对储层有较好的适应性。

2.2硫酸盐垢解除剂

室内确定硫酸盐垢解除剂配方为：30%(w)多元螯合剂+5%(w)渗透剂+7%(w)溶垢剂。

取经过处理(除碳酸盐垢、无机盐和有机质)的现场垢样，室内用硫酸盐垢解除剂进行了溶垢测试实验，结果见图3。

从图3可知，硫酸盐垢解除剂对硫酸钙垢、硫酸钡垢和硫酸锶垢的溶垢率分别为83.5%、17.8%和25.0%。

2.3纳米疏水材料

2.3.1纳米疏水材料机理

利用强吸附超疏水材料吸附在地层微孔道表面，形成纳米吸附层，使孔壁表面变为强疏水性[6]，不但能较大幅度地降低高压下水的流动阻力，使岩石表面松散的弱吸附水易于被驱替出来，水膜变薄，从而有效扩大渗流孔径，提高地层孔隙喉道的有效体积。而且纳米微粒包覆在黏土表面，能够阻止注入水的浸入，起到防止黏土膨胀的作用，从而达到降压增注的目的。

2.3.2纳米疏水材料段塞配方及性能评价

室内研究确定了适合于Y19区的纳米疏水材料段塞配方为：22%(w)疏水降压增注剂+5%(w)吸附剂+5%(w)渗透剂。

将Y19区岩心制片，经柴油、纳米疏水材料段塞分别处理后，缓慢滴下注入水，在高分辨率的测角仪中测试接触角形态，并计算其接触角，结果见表5。由表5可知，水滴在纳米疏水材料吸附的岩样表面的接触角明显高于空白岩样，且经过疏水材料处理后的岩样表面已经转为明显的疏水性。

表5 水滴在岩心表面的接触角测试分析结果Table5 Contactanglemeasurementofwaterdropsonthecoresurface纯岩心纯柴油处理后疏水材料处理后接触角/(°)3174141

采用高温高压岩心流动实验仪进行驱替试验，结果见图4。

从图4可看出，正向驱低伤害液酸液体系后地层水测试显示渗透率有一定上升，继续注入驱替纳米疏水材料段塞后，渗透率提高了113%，表明纳米疏水材料段塞具有明显的降阻效果，基质的吸水能力得以改善，同时说明低伤害酸液体系有助于纳米疏水材料段塞在岩心孔道壁内的吸附，体系适应性较好。

3 疏水降压增注液工艺参数设计

疏水降压增注液体系是采用复合段塞注入方式，通过控制施工排量，在低于地层破裂压力的条件下，依次注入低伤害酸液、硫酸盐垢解除剂和纳米疏水材料段塞。

根据径向均匀扩散原理，注入强度由式(1)确定：

(1)

式中：Vb2为工作液用量，m3/m；φ为原储层岩石孔隙度，%；rd3为实际驱替半径；rw为井眼半径，m；ξ2为流动孔隙系数。

按照Y19区块平均孔隙度为14.9%，欲处理结垢污染半径为5 m，流动孔隙系数为0.4计算，确定工作液用量为3.5～4.0 m3/m，若储层厚度为20 m，处理工作液量应为70～80 m3。

4 现场应用

采用疏水降压增注液体系在Y19区进行了2口井现场试验，采取措施后均达到配注要求，平均日增注17.5 m3，平均注水压力下降2.4 MPa，平均有效期230天，且持续有效，较常规措施有效期延长5个月以上，取得了较好的降压增注效果(见表6)。

5 结论与认识

(1) 通过室内分析研究，明确了引起Y19区高压欠注的3个主要因素是：储层水敏引起的黏土矿物膨胀运移、注入水对岩石润湿性改变引起毛管阻力上升和化学结垢堵塞水驱通道。

表6 疏水降压增注试验井效果统计表Table6 Effectstatisticsoftestwellswithhydrophobicreducing⁃pressureandincreasing⁃injectionliquidsystem井号层位措施前措施后1个月目前(近8个月)井口油压/MPa日注量/m3配注 实注井口油压/MPa日注量/m3配注 实注井口油压/MPa日注量/m3配注 实注生产天数/天有效天数/天日增注/m3累计增注/m3Y299长919．840 2116．540 4017．740 40239239194541Y303长919．530 1416．030 3016．830 30221221163536平均19．735 17．516．335 3517．335 3523023017．54039

(2) 室内研发出一套适合于Y19区的降压增注工作液体系，由低伤害酸液、硫酸盐垢解除剂和纳米疏水材料段塞组成。该体系具有良好的储层适应性，能够有效解除碳酸盐垢和硫酸盐垢，储层岩心伤害率为-15.8%，水驱基质渗透率提高113%，岩石表面润湿性明显改善。

(3) 疏水降压增注液体系在Y19区开展了2口井现场试验，均达到配注要求，平均日增注17.5 m3，平均注水压力下降2.4 MPa，有效期均超过220天，且持续有效，取得了较好的应用效果。

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Researchandapplicationofhydrophobicreducingpressureandincreasinginjectionliquidsystemofinjectionwell

FanQingyuan1,2,JiangWenxue1,2,WuLong1

1.CCDCDrilling&ProductionTechnologyResearchInstitute,Xi’an,Shaanxi,China; 2.NationalEngineeringLaboratoryofLow-PermeabilityOil&GasFieldsExplorationandDevelopment,Xi’an,Shaanxi,China

In order to solve the problems of insufficient water of injection wells with long-term high pressure and short validity period in Changqing Oilfield Y19 block, the lab analysis tests of rock mineral composition, reservoir sensitivity, compatibility of formation fluid and water injection were carried out. The main factors causing insufficient water of injection wells with high pressure were found, these were wettability reversal, fouling blocking and sensitivity of reservoir. In this regard, a set of hydrophobic antihypertensive liquid system consisting of low harm acid liquid, sulfate scale release agent, hydrophobic nanomaterial slug was developed in laboratory. The liquid system could effectively remove chemical fouling blocking, improve the wettability of rock surface and reduce water flooding capillary resistance.Thus the main contradiction caused by insufficient water injection under high pressure of injection wells was fundamentally solved. Two wells completed field test both reach the injection distribution requirements, the injection pressure drop was over 2 MPa, the total increasing injection amount was 8 077 m3, and the period of validity extended more than 4 months compared with conventional measure. The application has achieved a good effect, and provided effective technical means for reducing pressure and increasing injection operation of low permeability oilfield.

hydrophobic reducing-pressure and increasing-injection liquid system， low harm acid liquid， sulfate scale release agent，hydrophobic nanometer material， insufficient water injection wells in high pressure

TE39

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.05.016

2017-01-22；编辑冯学军

中国石油集团川庆钻探公司“长庆低渗透油田注水井用纳米疏水降压材料开发及应用”(CQ2016B-23-1-4)。

樊庆缘(1984-)，工程师，2010年毕业于中国石油大学(北京)石油与天然气工程学院，研究生学历(工学硕士)，现就职于中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，从事压裂酸化技术研究工作。E-mailfqy_gcy@cnpc.com.cn