程飞

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300450）

1 油田简介

绥中36-1 油田位于渤海辽东湾海域，平均水深30m，常年最高气温37.8℃，最低气温-18℃。区域上，绥中36-1 油田位于辽东湾下辽河坳陷、辽西低凸起中段，构造形态为北东走向的断裂背斜，西侧以辽西1 号断层为界与辽西凹陷相邻，东侧以斜坡形式逐渐向辽中凹陷过渡。该油田目的层为东营组东二下段，东二下段储层为湖相三角洲沉积。主力开发层系为东营组东二下段的Ⅰ、Ⅱ油组。含油面积42.50km2，探明石油地质储量2.98×108m3。绥中36-1油田原油具有密度大、粘度高、胶质沥青含量高、含硫量低、含蜡量低、凝固点低等特点，属重质稠油。在平面上，构造高部位原油性质好于构造低部位，Ⅱ期原油性质明显比Ⅰ期差；在纵向上，同一口井Ⅱ油组原油性质要好于Ⅰ油组。

2 作业背景

为解决绥中36-1 油田低效井提高产量问题，选择SZ36-1-*6、*19H 井进行酸化解堵，以达到解除地层污染，提高产液产油能力的目的，为后期处理低效井总结作业经验及方法。

*06 井为SZ36-1 油田的一口调整井，该井完井时间为2013年11 月1 日。投产初期产液量为150 m3/d，最高产液量为194 m3/d，*6 井交井时达到配产要求，目前产液量123 m3/d，含水75%，产油量31 m3/d，低于配产60 m3/d。*19H 井为SZ36-1 油田的一口调整井，该井完井时间为2014 年4 月8 日，水平段共钻进275m，其中钻遇油层185m，泥岩段90m，投产初期产液量为43 m3/d，最高产液量为43 m3/d，目前产液量27m3/d，含水1%，产油量27 m3/d，低于配产32 m3/d，但目前生产压差大，达到7MPa。

3 可能伤害原因分析

3.1 储层条件和流体原因造成伤害

a. 储层胶结疏松，砂岩组成以粉砂、细到中砂为主，颗粒细，生产过程中易造成微粒运移，导致细砂等产出物堵塞；b.物性较好，吼道大，排驱压力低。外来流体容易侵入；c. 层厚，易污染面大；d.纵向渗透率极不均匀，中低渗透层极易污染；e. 不同小层压力差异；f.原油胶质含量较高、粘度大容易导致有机堵塞及微粒运移。

3.2 潜在敏感性伤害

3.2.1 速敏伤害。地层水速敏损害弱，临界流速为13.5 m/d。储层地层水速敏指数为弱，有轻微速敏损害。

3.2.2 水敏伤害。储层水敏损害程度总体属于中等偏强，去离子水对岩心的损害程度为47.9%～62.4%，平均为53.8%。从实验曲线可以判断，在3/4 地层水的时候渗透率发生明显下降，临界矿化度为4600mg/L。粘土容易从粒表脱落导致分散、运移堵塞喉道。

3.2.3 碱敏伤害。储层碱敏为中等偏弱。

3.2.4 酸敏伤害。对盐酸酸敏一块岩心为中等，另一块为弱酸敏；对氟硼酸，酸敏都为弱酸敏；而氢氟酸酸敏分别为中等到弱酸敏。

表1 注入液规模设计表

3.3 可能存在主要伤害

3.3.1 储层胶结疏松，泥质含量高，在完井作业和生产过程中容易发生微粒运移伤害；在粘度较高流体拖拽力作用下，更容易发生微粒运移伤害。

3.3.2 微粒和有机质容易在筛管周围形成堵塞物，严重时容易堵死筛管间隙和流动通道。

3.3.3 JFC 泥浆滤液（泥浆比重1.15）、完井液、充填液侵入后引起粘土膨胀和脱落伤害，导致近井带地层渗透率降低。

3.3.4 JFC泥浆泥浆体系侵入可能会造成高分子物质吸附伤害。

3.3.5 低温流体（泥浆、完井液）侵入导致沥青和胶质等析出而形成有机伤害。

3.3.6 完井过程中引入的铁沉积物伤害。

4 面临的主要技术难点

4.1 污染类型复杂，需要针对性强，有效解堵、同时保护储层骨架的工作液体系。

4.2 多层系，跨度和厚度大，但由于测试资料缺乏，产液剖面不清除，难以明确需要解堵的主要层段，只能采用选择性处理技术。

4.3 多层系，跨度、厚度较大，需要较大的处理规模及分流技术，目前采取液氮伴注分流技术。

5 解堵液体系设计

5.1 解堵液要求

针对SZ36-1 油田井的污染类型，要求解堵液满足以下要求：

5.1.1 有效防腐，保证注入设备和管柱的安全。

5.1.2 酸液具有稳定铁离子的能力，可减少铁离子对储层造成的伤害。

5.1.3 有效清洗有机质伤害。

5.1.4 有效降低原油粘度，改善其流动性。

5.1.5 有效溶解、稳定粘土。

5.1.6 酸液具有缓速性，以达到深部酸化的作用。

酸液具有极低的表面张力，以增强酸液进入储层的流动性（特别是针对伤害储层）。

5.2 泡沫酸分流酸化技术

5.2.1 泡沫流体对地层渗透率具有选择性，“堵大不堵小”，能实现酸液分流，有效解决非均质性储层酸液布置问题。

5.2.2 泡沫酸体系中气体比例较大，自身膨胀能高，易于增能返排，几乎没有二次伤害。

5.2.3 由于气相圈闭的存在，H+扩散路径复杂，达到孔隙壁面较难，因而泡沫分流酸化具有良好的缓速效果。

5.2.4 泡沫能在吼道中形成复式膜面，阻止液体与壁面接触，降低地层水敏性污染。

6 方案实施及增产情况

6.1 工艺参数设计

6.1.1 工艺名称：氮气泡沫分流酸化。

6.1.2 注入方式：油管正挤。

6.1.3 施工排量：4～6bpm，可根据施工压力现场调整确定。

6.1.4 施工压力：<12MPa(1740psi)；破裂压力为24.2MPa，按破裂压力梯度为0.0172MPa/m 计算），井口允许的最大注入压力为12MPa。

6.1.5 注入液规模设计（表1）。

6.2 酸化实施情况

6.2.1 *6 井现场施工程序及酸化前后产量对比

*6 井在酸化结束后，效果较明显，酸化后产液量增加61%,产油量增加87%,增产效果较为明显，但紧维持了一段时间，产量开始下降，分析为颗粒运移造成产量降低。

6.2.2 *19 井现场施工程序及酸化前后产量对比

对酸液进行循环后，开始挤注前置液Ⅰ，压力在11Mpa 时，排量为1.29bbl/min，说明地层的吸液能力很差，地层的污染比较严重，当液氮随着液体到达地层后，压力有所升高，说明液氮起到了一定的分流作业。在第一阶段挤注结束后，关井了18 个小时，开始第2 阶段的挤注，以第一阶段结束时的压力继续挤注，排量由1.29bbl/min 升到了3.01bbl/min,前置液1 和前置液2 有一定的解堵作业。后面正挤处理液，当处理液到达地层后，压力降了2Mpa，但由于液氮的作用，降低的幅度不可能非常大，但解堵显示非常明显。

7 结论

7.1 *6 井解堵效果较好，但是持续时间短，分析为深部微粒运移所致，后续类似井酸化考虑加大深部微粒的处理力度。

7.2 *19H 井酸化效果不佳主要是受酸液分布不均，无法实施全井段有效酸化，建议类似井尽可能采用连续油管拖动布酸，保证全井段解堵。

7.3 储层非均质性强，物性差异较大，对均匀布酸造成一定难度，泡沫流体对地层渗透率具有选择性“，堵大不堵小”，能实现酸液分流，有效解决非均质性储层酸液布置问题。

7.4 返排间断、速度过慢对酸化效果影响较大，残酸长时间滞留，会造成二次伤害导致表皮系数增加，影响效果，建议酸化后立即返排。