海上低渗储层修井过程由于储保不利，极易受到外来液体水锁伤害^[1-3]。涠洲RRX油田B井2013年修井后产液指数由12 m³/MPa·d下降到1.5 m³/MPa·d，修井漏失对储层造成严重污染。针对该井伤害原因开展研究，构建了一套复合解堵体系，现场应用后日增油250 m³，有效解除了储层污染。

涠洲油田B井主力油组是一套厚层湖相泥岩夹薄层砂岩，岩石类型以中—细岩屑石英砂岩为主，石英平均质量分数为76.40%，长石平均质量分数为8.46%，胶结物多为方解石、白云石、自生石英。黏土矿物以伊蒙混层、绿泥石为主，泥质含量7.6%~ 20%.

储层岩性多为中—细砂岩，分选差—中等，磨圆度次园—次棱状，反映出结构成熟度中等特征。岩石颗粒呈次圆—次棱状，点—线状接触，孔隙—再生式胶结，胶结疏松。B井射开储层段34 m，测井解释表明：孔隙度范围12.4%~ 17.1%，渗透率范围7.8×10^-3~83.6×10^-3 μm²。压汞资料表明：孔喉直径比2.29~7.32，最大连通喉道半径4.5~15 μm，分选系数2~3，整体表现连通差。

B井修井过程中，入井液体为：油田注入水与隐形酸修井液（配方：1 m³过滤海水+ 20 kg/m³黏土稳定剂+15 kg/m³络合剂+ 6 kg/m³破乳剂+10 kg/m³缓蚀剂）。上述2种液体配方中由于缺少必要防水锁剂，低渗孔喉中由于毛管力作用极易造成堵塞，无法排除。

采用加拿大学者D. B. Bennion提出的水锁指数APTi模型对B井进行水锁伤害预测，结果表明为极强伤害，具体结果见表 1。

表 1(Table 1)

表 1 B井水锁伤害预测结果

表 1 B井水锁伤害预测结果 井号 生产油组 井段/m 孔隙度/% 渗透率/(×10-3μm2) 含水饱和度/% 储层类型 水锁指数APTi 伤害程度 B WX 3 123.3~3 125.8 16.0 48.0 17.3 中孔低渗 0.051 极强 3 127.0~3 130.7 12.4 7.80 21.8 低孔超低渗 -0.047 极强 3 130.7~3 150.4 15.7 41.3 17.1 中孔低渗 0.030 极强 3 151.4~3 152.2 15.1 30.5 17.5 中孔低渗 0.006 极强 3 152.9~3 154.9 15.4 35.5 15.9 中孔低渗 -0.013 极强 3 157.5~3 160.3 17.1 83.6 17.7 中孔低渗 0.120 极强

针对B井水锁伤害原因，通过室内大量实验研究，形成复合解堵体系成功解除这一问题：① 选用低界面张力剂改变岩石润湿性，降低界面张力，减小毛管阻力，提高自返排性；② 筛选酸液体系疏通流体孔道，增大泄油面积。

氟碳表面活性剂因其独有的表界面特性，能够显著降低气—液表面张力；有机醇利用小分子吸附作用，可实现完全水湿^[4-5]。本研究采用有机醇OR与非离子氟碳表面活性剂FT复配形成低界面张力剂SLT，并对其表界面张力、润湿角进行测试。

利用JZ-200系列界面张力仪对SLT表界面张力进行测定，由图 1可以看出，随着SLT加量的增加，气—液表面张力由70 mN·m^-1下降至20 mN·m^-1以下，油—液界面张力由40 mN·m^-1下降至0.38 mN·m^-1，根据Laplace公式低表界面张力能够有效降低水锁造成的返排阻力，解除水锁伤害。

图 1(Figure 1)

图 1 SLT表面活性剂加量优化

利用HARKE-SPCA视频接触角测定仪对不同浓度SLT润湿角进行测定，由图 2可以看出，随着SLT浓度加大，润湿角逐渐减小，SLT达到2%时，润湿角为0，完全水湿。

图 2(Figure 2)

图 2 SLT加量对润湿角影响

酸液体系的选择需根据伤害类型、储层岩性、矿物成份、井况、现场经验和实验室评价结果等综合考虑^[6-7]。常用土酸体系反应剧烈，不适合海上砂岩酸化^[8]。针对海上砂岩，酸液溶蚀实验表明：有机膦酸反应速率适中，满足溶蚀微粒、扩大渗流通道的需求，同时对岩石骨架不造成损害^[9-10]。通过大量的室内试验优选处理剂，确定了适用于涠洲12-1油田B井的有机膦酸体系。体系配方为：油田注入水+8%复合有机膦酸HYA+2 %防水锁剂FT+2 %黏土稳定剂QY-1+3.0 %缓蚀剂HS-B。

采用石英砂和储层岩屑在储层温度（110 ℃）条件下对有机膦酸/土酸体系的溶蚀性能进行了测定对比，结果见表 2。

表 2(Table 2)

表 2 有机膦酸、常规土酸与砂岩岩粉、石英的溶蚀率

表 2 有机膦酸、常规土酸与砂岩岩粉、石英的溶蚀率 酸液体系 溶蚀物 溶蚀率/% 2 h 4 h 有机膦酸 石英 0.76 0.82 岩屑 6.21 6.66 土酸 石英 4.96 7.65 岩屑 15.12 16.26

结果表明，相比土酸而言，有机膦酸对岩屑溶蚀率6.6 %，对石英砂的溶蚀率仅为0.82%，由此可知，有机膦酸具有疏通孔道并且不破坏骨架的作用。

为保证有机膦酸体系入井后不造成二次伤害，对该体系综合性能进行测评，包括防膨性、表界面张力、腐蚀性、润湿角和岩心恢复率，结果见表 3。

表 3(Table 3)

表 3 有机膦酸体系基础性能一览表

表 3 有机膦酸体系基础性能一览表 入井流体 防膨率/% 气一液表面张力/(mN·m-1) 油一液界面张力/(mN·m-1) 平均腐蚀速率/ (g·m-2·h) 润湿角/(°) 岩心渗透率恢复值/% 有机膦酸 93.8 21.2 0.5 0.986 9 8.805 108

由表 3可知，有机膦酸体系防膨率高于90%，表面张力在20 mN · m^-1左右，润湿角小于10°，平均腐蚀速率达到石油行业一级标准，岩心渗透率恢复值超过95 %，不存在二次沉淀伤害，性能指标均能满足入井要求。

采用天然岩心模拟修井过程，油田注入水、隐形酸完井液侵入储层造成伤害，正替低界面张力剂和有机膦酸解堵液解除污染，实验结果见图 3。

图 3(Figure 3)

图 3 污染、解堵前后岩心油相渗透率变化情况

由图 3可知，岩心初始渗透率2.45×10^-3 μm²，采用油田注入水、修井液污染各5 PV后，渗透率下降到0.47×10^-3 μm²，岩心伤害率80.9%。替入1 PV低界面张力剂、2 PV有机膦酸解堵剂，反应4 h后，岩心渗透率恢复至2.41×10^-3 μm²，岩心恢复率98.2%，基本解除水侵伤害。

根据涠洲12-1油田B井的污染情况、解堵液性质、储层特征等最终确定了施工参数、规模及施工程序（表 4）。现场施工采用限压不限排量的方式（泵注压力不超过储层破裂压力20 MPa），在不超过限压的条件下尽量提高排量，酸液与地层反应4 h后返排，解堵效果见解堵前后生产曲线（图 4）。

表 4(Table 4)

表 4 现场施工工艺流程

表 4 现场施工工艺流程 施工顺序 泵注压力/MPa 施工排量/(m3·min-1) 注入量/m3 试注及清洗 < 20 0.3~0.4 10 低界面张力剂 < 20 0.3~0.4 5 有机膦酸解堵液 < 20 0.3~0.4 20 顶替液 < 20 0.3~0.4 20

图 4(Figure 4)

图 4 B井解堵前后产油量对比

现场注入过程中，低界面张力剂、有机膦酸解堵液进入地层后，注入压力2 800 psi（1 psi =6.895 kPa）下降至2 000 psi，排量0.08 m³/min上升至0.18 m³/min，表明污染得到解除，渗流通道疏通。解堵后该井日增油650 m³，为保证该井长期稳定开采，采用自喷生产，日产油250 m³，含水率0%。

（1）通过室内实验，构建了低界面张力剂SLT和有机膦酸复合解堵体系。

（2）采用SLT与有机膦酸复合解堵体系，成功解除B井水锁伤害，解堵后日增油250 m³，至今有效，可为类似井的治理提供借鉴。