1.引言

涠洲XX 油田属于低孔低渗，储层物性差，敏感性强、温度高，在钻完井和修井过程中极易受到外来流体、固相颗粒的伤害；同时注入水中含有大量的成垢阳离子(Ca2+、Mg2+)，地层水中含有大量的 HCO3-，在近井地带及井筒中容易生成无机垢[1] [2] [3]。目前国内外常用的解堵增产措施中，酸化解堵措施的应用最为广泛，其中各类酸液体系的发展也相对成熟，由于目标储层堵塞类型多样、成因复杂，各类酸化解堵增产措施一般只能有针对性的解除单一类型的堵塞，而不能同时解除多种堵塞污染，解堵效果较差，有效期短[4]-[9]。针对目标油田的实际情况，本文通过模拟实验来明确储层伤害的主控因素，同时针对目标储层的特点研制一套新型抗高温的复合解堵液体系，来解除目标储层的堵塞，达到恢复产能的目的。

2.低产井现状

涠洲XX 油田投产至今，60 口生产井中低产低效井数共计达到16 井次，采油井10 井次、注水井6井次。其中钻完井液和修井液污染井为10 井次，注水污染井4 井次，其余原因2 井次，制约整个油田产能达到了3.5 万方。

3.储层伤害分析

3.1.水锁伤害

水锁伤害是由于非润湿相驱替润湿相而产生的毛管阻力、并导致水相渗透率升高、油相渗透率降低的现象。室内采用在加拿大学者 提出的水锁指数APTi 模型进行目标储层水锁伤害预测，判断目标储层非均质性程度，以及在钻完井和修井作业过程中是否存在水锁伤害，判断标准见表1。目标储层渗透率1.3～86.8 mD，属于低渗储层，入井流体的液相伤害是生产井低产的主要原因。根据式1-1，计算结果见表2，目标区块存在中等水锁伤害，其中中块1、3 井区、西二块、南块4 井区都属于中等偏强水锁。

式中：APTi——水锁指数；

Ka——气体渗透率，μm2；

SWi——原始含水饱和度。

Table index of water lock damage degree表1.水锁伤害程度评价指标水锁指数 伤害程度 水锁指数 伤害程度 APTi≤ 0.2 极强 0.6 ＜ APTi≤ 0.8 中等偏弱 0.2 ＜ APTi≤ 0.4 强 0.8 ＜ APTi≤ 1.0 弱 0.4 ＜ APTi≤ 0.6 中等偏强 APTi＞ 1.0 无

Table of damage degree of reservoir water lock in target oil field表2.目标油田各储层水锁伤害程度预测区块 含水饱和度(%) 渗透率范围 (10-3 μm2) 平均渗透率 (10-3 μm2) 水锁指数 伤害程度 中块1、3 井区 48 6.9～15.7 11.3 0.57 中等偏强 中块2 井区 48 4.9～54.3 29.6 0.67 中等偏弱 西一块 48 5.6～38.5 20.1 0.63 中等偏弱 西二块 48 4.3～20.2 12.3 0.58 中等偏强 西三块 48 14.0～23.2 18.6 0.62 中等偏弱 南块3 井区 48 8.6～143 75.8 0.78 中等偏弱 南块4 井区 48 5.4～22.3 13.9 0.59 中等偏强

3.2.入井流体伤害

目标油田在建井过程中使用油基钻井液钻井、隐形酸完井液完井，在生产过程用用到压井液和弱凝胶暂堵液进行修井，室内参考SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，进行了入井流体对岩心的伤害模拟评价，结果见由表3～5。由表中实验数据可以看出，钻井液和完井液顺序污染后，浸泡不同时间，堵塞深度较浅，主要为钻井液中亚微米颗粒(有机土)和沥青类封堵剂的堵塞。压井液污染后，切片前后差别不大，分析是由于低渗岩心水锁造成的伤害；而暂堵液配方中未加惰性颗粒，聚合物堵塞，堵塞较深。同时从图1 可以看出，弱凝胶暂堵液高温下碳化，对储层会造成更大的伤害。

Table of sequential contamination damage of drilling and completion fluids表3.钻井液和完井液顺序污染伤害程度评价工作液 浸泡时间 岩心号 初始 未切片 切片1 cm K0 10-3 μm2 Kd1 10-3 μm2 Kd1/K0 % Kd3 10-3 μm2 Kd3/K0 % 油基-完井液 0 d D49 6.35 3.04 47.8 6.52 102.8 油基-完井液 7 d D14 7.05 3.91 55.4 5.56 78.8 油基-完井液 30 d D22 6.58 3.62 54.9 3.65 55.4

Table of kill fluid damage degree表4.压井液伤害程度评价工作液 浸泡时间 岩心号 初始 未切片 切片1 cm K0 10-3 μm2 Kd1 10-3 μm2 Kd1/K0 % Kd3 10-3 μm2 Kd3/K0 % 压井液 0 d D22 6.33 4.70 74.2 4.85 76.6 压井液 3 d D26 5.78 3.65 63.2 3.75 64.8 压井液 30 d D31 6.23 3.89 62.4 4.02 64.5

Table of temporary plugging liquid damage degree表5.暂堵液伤害程度评价工作液 浸泡时间 岩心号 初始 未切片 切片1 cm K0 10-3 μm2 Kd1 10-3 μm2 Kd1/K0 % Kd3 10-3 μm2 Kd3/K0 % 暂堵液+固相 0 d D51 8.33 6.02 72.3 7.41 89.0 暂堵液 0 d D54 7.04 0.58 8.2 3.0 42.6 暂堵液 7 d D56 6.76 0.65 9.6 2.86 42.3

Figure 1.D56 cores immersed in temporary plugging liquid at 150°C for 7 days图1.D56 岩心在暂堵液中150℃下浸泡7 天后

3.3.有机质沉积伤害

室内对目标油田A1 井油水混合样进行分离，对油样进行组分分析，分析结果见表6，结果显示目标油田原油的沥青质含量较低，含蜡量较高，同时原油中饱和烃含量较高，存在一定的蜡沉积可能性。室内采用“冷指法”测定原油的析蜡速率，图2 结果表明目标油田储层原油在低温下有石蜡析出，温差越大，析蜡速率越大。

Table analysis of oil from Well A1表6.A1 井原油四组分分析井号 样品描述 样品称重(mg) 族组成(%) 含蜡量(%) 饱和烃 芳烃 非烃 沥青质 A1 井 原油 28.6 69.3 9.8 18.0 2.9 15.36

Figure 2.Wax evolution rate of crude oil under different temperature differences图2.不同温差下原油析蜡速率变化图

3.4.注入水结垢伤害

从表7 注入水和地层水离子组成分析来看，目标油田注入水矿化度为24,673 mg/l 左右，含有较大量成垢阳离子(Ca2+、Mg2+)，地层水为CaCL2水型，矿化度为23,075 mg/l左右，含有大量成垢阴离子()。因此，在注水过程中存在结垢的可能。参照行业标准SY/T5523-2000 中的络合滴定法进行注入水与地层水不同比例混合后的结垢实验评价，从表8 的实验结果来看，注入水与地层水接触后存在结垢现象。

Table 7.Ion composition analysis of water sample表7.水样离子组成分析样品来源 pH 阳离子含量(mg/l) 阴离子含量(mg/l) 矿化度 (mg/l) K+ Na+ Ca2+ Mg2+ 3 HCO- 2 4 SO- Cl- 注入水 8.15 282 8866 200 155 120 1450 13,600 24,673 地层水 7.94 258 7767 324 386 666 574 13,100 23,075

Table of the mixed scale of injected water and formation water表8.注入水与地层水混合结垢量评价混合比例(5:5) 60℃ × 12h 90℃ × 12h 钙镁损失率(%) 实验结垢量(mg/L) 钙镁损失率(%) 实验结垢量(mg/L) 注入水 地层水 8.38 82.18 17.68 189.22 注入水+20 mg/L 防垢剂 0.41 3.22 0.56 3.49

3.5.储层伤害小结

通过前面储层分析和模拟实验可以看出，涠洲XX 油田目标储层低效井主要存在以下伤害：1) 目标储层低孔低渗，入井流体容易引起水锁伤害；2) 目标储层原油中含蜡量高，井筒或近井地带存在有机质沉积或堵塞；3) 在前期钻完井和修井施工作业过程中，存在钻完井液和修井液中液相、固相和聚合物堵塞地层；4) 注入水与地层水存在不配伍现象，井筒或近井地带出现结无机垢堵塞。

4.解堵液体系构建

4.1.构建思路

通过储层伤害模拟实验，结合储层温度高，酸岩反应速度快、腐蚀控制难度大等特点，提出采用“段塞”复合解堵液体系解决目标油田低效问题，即有机解堵液段塞、无机解堵液段塞和顶替液段塞。有机解堵液选择安全高效的有机溶剂，利用相似相溶原理，溶解井筒和近井地带中沉积的有机垢及钻井过程中残留的沥青类封堵材料。无机解堵液组成包括主体酸、缓蚀剂、防膨剂和防止水锁处理剂。利用有机弱酸和有机弱酸盐缓速性能，达到深部解堵，解除聚合物、亚微米颗粒、无机垢的作用；同时，与Ca2+和Fe3+形成螯合物，防止二次沉淀伤害。

4.2.解堵液组成

有机解堵液：有机溶剂PF-STO 直接使用。

无机解堵液：淡水/纳滤海水 + 5%有机酸HCW-1 + 1.5%有机酸盐HCF + 3%高温缓蚀剂HSJL-3 + 1.5%防水锁剂HAR + 2%粘土稳定剂HTW

顶替液：淡水/纳滤海水 + 1.5%防水锁剂HAR + 2%粘土稳定剂HTW

4.3.解堵液性能

1) 溶解有机垢性能

室内利用10#沥青(软化点110℃)模拟极限条件下的有机垢，考察不同有机溶剂对其溶解性能，从而选择合适的有机解堵剂。从表9 中实验数据可以看出，有机溶剂PF-STO 对模拟有机垢的溶解能力最强，闪点较高(达到70℃)，倾倒点低(-20℃)。

Table evaluation of organic solvents PF-STO表9.有机溶剂PF-STO 性能评价溶剂名称 有机堵塞物 溶解时间(min) 溶解速率(mg/ml/min) 闪点(℃) 倾倒点(℃) 0#柴油 10#沥青 10 0.580 110 5 PF-STO 10#沥青 10 2.69 70 ≤-20

2) 溶蚀性能

参照行业标准SY/5886-2012《砂岩缓速酸性能评价方法》岩屑溶蚀法，考察无机解堵液对储层岩屑的溶蚀性能，实验结果见表10。无机解堵液对储层岩屑溶蚀率8%左右，与土酸相比，缓速率60%以上。

Table performance evaluation of reservoir cuttings by inorganic plugging-removing liquid system表10.无机解堵液体系对储层岩屑的溶蚀性能评价酸液 反应时间(h) 岩样质量 m0 (g) 滤纸质量 m1 (g) 过滤后质量 m2 (g) 溶蚀率 (%) 缓速率 (%) 无机解堵液 2 5.0050 1.3743 6.1101 5.38 66.08 4 5.0002 1.3704 5.9776 7.86 61.30 16 5.0030 1.3614 5.9287 8.71 62.75 土酸 2 5.0021 1.3593 5.5679 15.86 - 4 5.0043 1.3391 5.3270 20.31 - 16 5.0076 1.3626 5.1993 23.38 -

3) 破胶性能

聚合物大分子在酸性作用下，分子链断裂，降解成CO2、H2O 和小分子聚合物，如图3 所示，从而降低聚合物粘度，进入地层深部的聚合物就能够在采出液的带动下返排出地层，从而解除聚合物堵塞。从表11 的实验数据可以看出，在主体酸作用下，暂堵液体系粘度降低率达到92%以上，滤饼失重率达到95%，主体酸对暂堵液中的聚合物具有很强的破胶性能。

Figure of polymer breaking under acidic conditions图3.聚合物在酸性条件下破胶原理

Table 1 of viscosity-reducing energy of host acid to temporary plugging liquid system表11.主体酸对暂堵液体系的降粘性能评价体系 破胶温度 (℃) 破胶时间 (h) 破胶前Φ600 (格) 破胶后Φ600 (格) 破胶率 (%) 暂堵液 120 4 212 228 溶胀，粘度增大 120 16 212 204 3.8 +无机解堵液 120 4 212 16 92.5 120 16 212 15 92.9

4) 高温缓蚀性能

在解堵液体系中进行了静态和动态挂片腐蚀评价，实验结果见表12 和表13。从实验结果可以看出，在解堵液中加入3%缓蚀剂HSJL-3 后静态腐蚀速率为4.28 g/(m2·h)，动态平均腐蚀速率为14.04 g/(m2·h)，都小于酸化腐蚀1 级标准。

Table evaluation of corrosion inhibitor HSJL-3 in plugging removal system (Static)表12.缓蚀剂HSJL-3 在解堵液体系中性能评价(静态)备注：实验温度为150℃，静态挂片4 h。腐蚀介质 钢片编号 腐蚀前质量(g) 腐蚀后质量(g) 失重(g) 腐蚀速率(g/(m2·h)) 空白 7052 8.1505 6.7812 1.3693 251.71 空白+3%HSJL-3 7053 8.1234 8.1001 0.0233 4.28 空白+5%HSJL-3 7054 8.2038 8.1826 0.0212 3.90

Table evaluation of corrosion inhibitor HSJL-3 in plugging removal system (Dynamic)表13.缓蚀剂HSJL-3 在解堵液体系中性能评价(动态)备注：缓蚀剂HSJL-3 加量为3%，动态挂片。钢片编号 温度/℃ 压力/MPa 时间/h 腐蚀前质量/g 钢片表面积/m2 腐蚀后质量/g 腐蚀速率/g/m2·h 平均腐蚀速率/g/m2·h 7059 150 5 4 8.2701 0.00136 8.1878 15.13 14.04 7060 150 5 4 8.2640 0.00136 8.1936 12.94

5) 稳定铁/钙离子性能

目标油田流二段储层为低孔低渗储层，解堵液注入和返排都比较困难，导致解堵液在储层中作用的时间更长，反应更彻底，残酸pH 值更高，更容易导致二次沉淀伤害。室内参照行标SY/T6571-2003《酸化用铁离子稳定剂性能评定方法》及SY/T5672-93《油田用防垢剂性能评定方法》络合滴定法，对无机解堵液的螯合能力进行评价。从表14 中实验数据可以看出，无机解堵液具有很强的螯合铁/钙离子能力。

Table 1 of inorganic plugging removal fluid stabilizing Fe3+/Ca2+表14.无机解堵液稳定铁/钙离子能力评价酸液体系 螯合Fe3+值(mg/g) 螯合Ca2+值(mg/g) 无机解堵液 990.3 664.6 柠檬酸 780 - EDTA-2Na - 750

6) 解除污染性能评价

室内参考SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，先进行污染，然后用解堵液进行处理。由表15 中实验数据和图4～6 中岩心渗透率与注入PV 数关系曲线可以看出，解堵液作用后，两块岩心的渗透率恢复值分别为107.3%和102.9%，这说明完全解除了钻完井液的污染，同时还对储层有一定的改造作用。解堵液作用后，岩心的渗透率恢复值为96.8%，最大限度解除了修井液污染。

Table 1 of removing in-well fluid pollution by plugging removal fluid表15.解堵液解除入井流体污染评价岩心号 井号 污染流体 气测渗透率 (10-3 μm2) 孔隙度(%) 渗透率K1 (mD) 渗透率K2 (mD) 渗透率恢复值K2/K1(%) 4-1 WZXX-3 钻井液 14.12 18.1 6.43 6.90 107.3 4-2 钻井液+完井液 13.31 18.4 6.94 7.14 102.9 1-2 WZXX-3 修井液 16.58 17.9 6.16 5.96 96.8

Figure result of removing drilling fluid pollution (Core 4-1)图4.解堵液解除钻井液污染评价结果图(4-1 号岩心)

Figure result of removing drilling and completion fluid pollution (Core 4-2)图5.解堵液解除钻完井液污染评价结果图(4-2 号岩心)

Figure result of removing workover fluid pollution图6.解堵液解除修井液污染评价结果图

5.现场应用

2018年5月29日～6月2日解堵液体系在涠洲XX 油田A1 井进行现场应用，成功解除储层污染，实现日增油60 m3，并且解堵施工后生产情况一直较平稳，2018年实现增油1.08 × 104m3，取得了很好的工艺效果和经济效益，现场应用效果见表16。

Table 16.Field application result of plugging removal fluid表16.复合解堵液现场应用效果项目 解堵前 解堵后 产液量/(m3·d-1) 27.73 89.10 产油量/(m3·d-1) 27.70 89.00 含水/% 0.10 0.10

6.结论

1) 储层特点分析及室内岩心模拟实验表明，涠洲XX 油田低效原因主要是井筒或近井地带有机质沉积和前期作业流体的液相、固相和聚合物堵塞地层。

2) 针对涠洲XX 油田的伤害类型，通过大量的室内实验，构建了一套复合解堵液体系。室内实验表明，该体系具有防止二次沉淀能力强、高温缓蚀性能好、解除钻完井液修井液伤害能力强等特点。复合解堵液体系在涠洲XX 油田-A1 井进行现场应用，成功解除储层污染，实现单井日增油60m3，具有较好的推广应用前景。

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文章来源：伤害医学 网址: http://shanghyx.400nongye.com/lunwen/itemid-51348.shtml

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