彭阳侏罗系油井堵塞机理及小型解堵措施评价

张秉伟，屈英豪，王定军，王亚涛，胡天宝

（中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，甘肃庆阳 745000）

1 选题依据

1.1 侏罗系油井堵塞矛盾突出

彭阳作业区开发管理区块5个，其中侏罗系区块3个，产量占比76%；三叠系2个，产量占比24%。堵塞井以侏罗系油井为主，占比94%以上。历年平均堵塞7.6井次，且逐年呈上升趋势，2019年堵塞15口井，影响油量18.8t，地层堵塞已成制约油藏稳产的主要因素。

1.2 油井堵塞特征

①突降：液量短时间内突降，含水稳定，典型井M1三天内液量13.7↓3.2m3；②周期性：堵塞呈周期性，典型井M1投产以来累计堵塞7次，且堵塞周期逐渐缩短，其中2019年堵塞3次；③可恢复：经过措施改造产量可快速恢复，典型井M1历次压裂、洗井挤注等措施均有效，产量恢复至堵塞之前水平。

2 堵塞机理认识

通过分析堵塞特征，结合治理经验及效果，总结出彭阳侏罗系油井堵塞原因主要有三类：一是微粒运移引起的地层内部堵塞；二是蜡质、胶质、沥青在近井地带堵塞；三是射孔段附近垢堵，小型解堵工艺对后两类堵塞具有明显适应性。

2.1 微粒运移堵塞渗流通道

长冲程、大冲次，采液强度偏大的油井，由于放大生产压差，引起地层内部微粒运移，在孔隙表面沉积，造成地层渗透率下降，此类油井小型解堵措施无效，压裂后见效。

2.2 有机沉淀堵塞渗流通道

集中在Y2区，原油成分化验分析轻质油组分含量20%，含蜡量在40%以上，油中胶质+沥青质质量分数不到5%；蜡样成分化验分析硬蜡含量达到了60%以上（表1），硬蜡组分中饱和烷烃碳数在C24～C35含量最高（图1）。由于原油结蜡凝固点高，部分蜡分子及胶质、沥青质滞留渗流通道，导致地层堵塞。

表1 Y2区油样、蜡样分析结果统计表

图1 M2井蜡样中饱和烃的碳数分布谱图

2.3 井筒结垢形成垢桥

通过垢样分析，成分以CaCO3为主，含有少量因腐蚀产生的铁氧化物，占比92%以上。

根据彭阳采出水水质六项物性监测报告，彭阳侏罗系水样中富含分析认为当流体由高压地层流向压力较低的井筒时，CO2分压下降，CaCO3溶解度下降，造成近井地带结垢。

表2 彭阳水质六项物性监测报告

3 小型解堵工艺原理及效果

3.1 洗井原理

按照通井处理井筒、活性水洗井、挤注活性水/清蜡剂“三步走”工艺技术原理，达到清洁井筒及改善射孔段附近渗流通道的目的。第一步处理井筒。作业前必须实施通井甚至磨钻作业，确保井筒处理干净，避免后续工序中脏物进入地层；第二步活性水洗井。利用配制一种密度小于水的洗井液，对油井进行冲洗，利用洗井液与油井内部结构的反应，实现对油井清洁疏通、改善油井状态的目的；同时活性水易起泡，在井底形成负压差，易于助排；第三步挤注活性水/清蜡剂，进一步溶蚀、反应、挤压近井地带堵塞物，达到改善射孔段附近渗流通道的目的。

3.2 现场应用效果

2018年以来，通过不断摸索，逐渐形成以“低密度活性水通洗井”+“挤注活性水/清蜡剂”为主的小型解堵工艺，累计实施22井次，有效16井次，有效率72.7%，累计增油3 312t。

3.3 工艺施工参数研究

3.3.1 洗井方式及排量

洗井方式分为正洗、反洗2种方式，油井一般采用反洗的方式。正洗的液流速度为0.3～0.6m/s，反洗可达到1.5～2m/s，后者为前者的3倍。因此，它能带起较大较重的脏物。

为保证将井底物带出地面的水力条件是：

式中Vt为洗井液返回地面上升速度；Vd为井底脏物在静止洗井液中的自由下沉速度；由（1）式得到保证脏物返回地面最小速度：

洗井时所需的最低流量：

式中AF为洗井液上返过流面积。

在洗井管柱尺寸一定情况下，返过流面积为0.003m2，脏物在静止洗井液中的速度0.4m/s；由（3）可计算地面泵最小流量Qmin为13m3/h。

3.3.2 活性水的配方及性能研究

①表面活性剂及浓度选择。表面活性剂易形成泡沫溶液，由于泡沫式气液分散系统，密度低，重量小，压力非常小，且泡沫有一定的黏滞性，黏度相对原液提高30%～50%，可连续流动，对水、油、砂石有携带作用。洗井过程中按照0.1%（1 000×10-6）的浓度加入表面活性剂OP-10；②表面活性剂及浓度选择。砂岩储层常常因为颗粒间相互排斥使黏土分散发生迁移，使储层渗透率明显下降。常用1%～3%盐溶液作为稳定剂，因为K+能防止水的侵入，阻止黏土膨胀。洗井过程中按照0.1%（1 000×10-6）的浓度加入黏土稳定剂WN-200；③表面活性剂及浓度选择。彭阳侏罗系生产层位主要有Y7、Y8、Y9，采出水主要是CaCl2和NaHCO3型。井下结垢出现在射孔段附近、管柱的眼管和泵体附近等处，为防止洗井液与地层水的水型不配伍导致地层结垢，洗井过程中按照0.1%（1 000×10-6）的浓度加入阻垢剂ZG-108；④表面活性剂及浓度选择。根据彭阳油井高含硫化氢的现状，防止在放喷过程中产生硫化氢气体，在洗井液中按照0.2%（2 000×10-6）的浓度加入硫化氢抑制剂。

3.3.3 挤注方量及压力研究

①挤注方量：增油量与挤注方量并无直接关系，结合散点图及统计措施效果，最小挤注量要求如下：清蜡剂≥3m3；活性水≥12m3（图2）；②挤注压降：结合散点图（图3）及统计措施效果，最大工作压力与最小工作压力之差＞4MPa以上油井有效果，压降越高，效果越明显3。

图2 日增油量与挤注方量散点图

3.4 地质选井条件研究

3.4.1 孔隙度相关性研究

理论上分析，孔隙度越高，储存油气及流动性越好，洗井效果越好。从日增油量与孔隙度曲线看，孔隙度越高，增油效果较好（图4）；从散点图看出：当孔隙度大于12.8%时，增油效果与孔隙度基本为正相关的关系（图5）。

图3 日增油量与压降散点图

图4 日增油量与孔隙度曲线

图5 日增油量与孔隙度散点图

3.4.2 孔隙度相关性研究

小型解堵工艺虽然不能改变储层的绝对渗透率，但其能够疏通近井地带的堵塞程度，降低表皮系数，致使相对渗透率增大，油井产量增加。从统计图上明显看出：渗透率越高、增油效果较好（图6～图7）。

图6 日增油量与渗透率散点图

图7 日增油量与渗透率曲线

3.4.3 压力保持水平与增油效果相关性研究

油井的供液能力与其地层压力保持水平息息相关。通过洗井后的生产情况分析，地层压力保持在82%以上的油井，洗井效果较好（图8）；同时，压力保持水平与洗井有效期基本呈正相关性关系（图9）。

图8 日增油量与空隙度曲线

图9 压力保持水平与有效天数曲线

4 结论及认识

①彭阳侏罗系油井堵塞受地层内部微粒运移，蜡质、胶质、沥青在近井地带堵塞，射孔段附近垢堵三方面因素主导；②2018年以来，通过不断摸索，逐渐形成以“低密度活性水通洗井”+“挤注活性水/清蜡剂”为主的小型解堵工艺，在彭阳侏罗系有较好的适应性；③通过对近两年实施井数进行分析认识，总结出小型解堵措施地质选井条件及工艺施工参数，在同类油藏中具有推广意义。