鎮(zhèn)北油田致密儲層注水井復合酸化技術

高翔 蔣建方 趙珊

中國石油大學(北京)提高采收率研究院，北京102249

鎮(zhèn)北油田致密儲層注水井復合酸化技術

高翔 蔣建方 趙珊

中國石油大學(北京)提高采收率研究院，北京102249

鎮(zhèn)北油田存在常規(guī)酸化注水井注入壓力高，二次沉淀嚴重問題。針對長慶鎮(zhèn)北油田復雜巖性地層的特征和以往注水井酸化效果，進行解堵方案分析，拓展復合酸化技術在注水井中的應用，研究適應長3、長8儲層的酸化液配方，并通過模擬程序“頂替液→油田回注水→前置酸→主體酸→后置酸→頂替液”進行評價。結果表明，注入水和前置液都會對巖心滲透性造成傷害，主體酸可以對巖心中的部分可溶礦物進行溶蝕，與注入水中的微粒等發(fā)生反應，使得巖心的滲透性得到較好的恢復和提高，后置酸液通過維持體系pH值防止二次沉淀發(fā)生。礦場應用表明，酸化解除了儲層傷害，3口試驗井酸化過程中施工壓力明顯降低，降壓幅度明顯高于以往酸化井，取得較好的酸化效果。

注水井;二次沉淀;復合酸化;模擬實驗;礦場應用

0 前言

鎮(zhèn)北油田是隴東油氣相對富集的眾多區(qū)塊之一，長3、長8儲層均是本區(qū)三迭系延長組的主力油層，屬于砂巖儲層。長3層注水井初期注入壓力11.3～18.2 MPa、平均15.5 MPa。此次酸化施工前，注入壓力在14.6～21.6 MPa之間，平均18.07 MPa。長8層初期注入壓力16.5～19.8 MPa、平均18.34 MPa，平均日注水量20 m3/d，此次酸化施工前注入壓力平均17.44 MPa?？梢?，注水壓力較高，注水壓力的上升速度較快。鎮(zhèn)北長3儲層氣測滲透率0.21×10－3～27.40×10－3μm2，而鎮(zhèn)北長8儲層氣測滲透率0.10×10－3～7.35×10－3μm2，有一定差異。鎮(zhèn)北油田長3儲層巖性為灰褐色中細粒長石質(zhì)巖屑砂巖，填隙物以鐵白云石為主，平均含量3.6%，次為硅質(zhì)和水云母;長8儲層巖性為灰綠色、褐灰色中細粒巖屑質(zhì)長石砂巖，填隙物以鐵白云石為主，平均含量3.8%，次為綠泥石和水云母。

從以上儲層概況可知，儲層屬于中低孔、特低滲物性特征。以往對水井進行酸化施工，規(guī)模大，酸化水平高，取得一定效果，但滿足不了現(xiàn)場注水要求，說明儲層特性差，存在水敏效應引起的黏土膨脹和酸化過程中產(chǎn)生的二次傷害。

1 解堵方案分析

鎮(zhèn)北油田是長慶油田低滲、特低滲主力油田之一，長期的注水過程導致了不同程度的注入水傷害和地層潛在傷害，直接影響了注水效果。以往在鎮(zhèn)北地區(qū)進行了大量施工，雖然有一定效果，但仍不能滿足生產(chǎn)需求，同時也存在配方適應性、科學性的技術問題，需要進一步開展適合儲層地質(zhì)特點的減少酸化二次傷害的低傷害配方體系［1］。

用與地層配伍性良好的酸體進行正確的酸化施工順序是解除近井傷害、降低注水壓力、提高注水效率的有效辦法，稱為復合酸化技術［2］。復合酸化技術在采油井有著廣泛的應用基礎［3－8］，但對于注水井應用較少。常規(guī)酸液可以有效解除由注入水引起的水敏、鹽敏以及微粒堵塞、原油堵塞、細菌代謝物堵塞等傷害，而含有緩速酸的后置酸可以很好地控制體系pH值，預防二次沉淀的產(chǎn)生。另外，還可以用互溶劑、破乳劑解除有機堵塞、乳化、水堵等有機傷害，也可以加絡合劑絡合高價陽離子，預防或消除沉淀。所以在闡述砂巖基質(zhì)酸化液體體系選擇的基本原則和方法的基礎上，通過酸化用添加劑的評價優(yōu)選，提出適合于鎮(zhèn)北長3、長8儲層水井酸化用配方，并通過物理模擬試驗，對優(yōu)化的酸液配方進行適應性評價。

2 實驗儀器與方法

2.1 酸液優(yōu)選實驗

為了確定備選酸液體系對巖心的溶解能力，進行酸巖溶蝕實驗［9］。實驗過程如下:將巖樣粉碎，過100目篩，稱取1 g巖心粉末加到20 mL的不同酸液中，70℃恒溫水浴，按實驗設計的不同時間取出巖樣，水洗、烘干、稱量，計算溶解率。

2.2 緩蝕劑優(yōu)選實驗

酸化是在高溫、高壓、強酸性環(huán)境下進行的工程作業(yè)，極易造成對施工設備、器具、井下管串的腐蝕，以及鐵離子對地層造成的堵塞性傷害［10］。需要按行業(yè)標準對所用材料的緩蝕性能進行評價。

本次緩蝕劑的性能評價主要采用CC 10－S型高溫高壓動態(tài)腐蝕儀，基于行業(yè)標準SY/T 5405－1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標》［11］進行實驗。

2.3 Fe3+穩(wěn)定劑優(yōu)選實驗

酸化過程中的鐵離子在一定pH條件下(主要在酸后返排過程中和后續(xù)生產(chǎn)過程中)，會形成氫氧化鐵白色絮狀沉淀物，堵塞孔隙吼道，造成儲層傷害。因而需要減少酸液中游離態(tài)Fe3+，可通過Fe3+穩(wěn)定劑，使之形成處于溶解狀態(tài)的螯合物［12］。

主要采用高溫高壓容器和原子吸收光譜儀，根據(jù)SY/T 6571－2012《酸化用Fe3+穩(wěn)定劑性能評價方法》進行實驗。

2.4 防膨劑優(yōu)選實驗

黏土礦物中包含一些易分散脫落和遇水膨脹的成份，酸化過程中，酸液與儲層中的這些黏土礦物接觸時，存在著黏土礦物的水化膨脹、分散、運移，導致地層滲透率降低。在酸化施工中一般加入黏土穩(wěn)定劑抑制顆粒的脫落和黏土的膨脹，以提高酸化效果［13］。

用試驗篩準備直徑為0.5 mm的巖心粉末，然后根據(jù)不同配方配制含黏土穩(wěn)定劑的溶液備用，參考SY/T 5971－1994《注水用黏土穩(wěn)定劑性能評價方法》及SY/T 5762－1995《壓裂酸化用黏土穩(wěn)定劑性能測定方法》進行測定，采用NP－Ⅱ型頁巖膨脹測定儀測定黏土膨脹及防膨劑的防膨效果。

2.5 破乳劑性能優(yōu)選

酸液、水等與地層原油接觸、混合，在極性電荷的作用下，常發(fā)生原油的乳化現(xiàn)象。乳化狀物的黏度比原油高，流動性差，造成乳堵，使酸液注入和返排變得困難，不利于酸化，影響原油的生產(chǎn)。因此酸化液應具有一定的破乳能力［14］。

根據(jù)SY/T 5281－2000《原油破乳劑使用性能檢測方法》及SY/T 5580－2007《油田用原油破乳劑、采出水處理劑技術管理規(guī)程》進行實驗，記錄結果。

2.6 流動模擬實驗

實驗方法參照SY/T 5358－2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》，利用短巖心酸化流動實驗儀器。通過設定驅(qū)替流程:NH4Cl→油田回注水→前置酸→主體酸→后置酸→NH4Cl，評價復合酸化效果，分析酸液對注入水造成的傷害的消除能力以及酸液對巖心滲透性的改善作用。實驗用部分巖心基本參數(shù)見表1。

表1 巖心基本數(shù)據(jù)參數(shù)

3 結果與討論

3.1 酸液優(yōu)選結果

酸液優(yōu)選結果見表2，冰醋酸與常規(guī)酸液形成的12% HCl+1.5%～2%HF+3%HAC體系在保證溶蝕能力的同時，又能保持巖石骨架的強度［16］。

表2 酸溶解率實驗數(shù)據(jù)(70℃)

3.2 緩蝕劑優(yōu)選結果

根據(jù)標準SY/Y 5405－1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標》，對緩蝕劑進行室內(nèi)評價實驗，結果見表3。結果表明，在70℃下，B－125、IS－130、KMS－6 3種添加劑的腐蝕速率都滿足現(xiàn)場施工的要求和行業(yè)標準，在所述實驗用酸液中都具有很好的緩蝕性能。

表3 緩蝕劑評價結果

3.3 Fe3+穩(wěn)定劑優(yōu)選結果

根據(jù)標準SY/T 6571－20122《酸化用Fe3+穩(wěn)定劑性能評價方法》，對Fe3+穩(wěn)定劑進行室內(nèi)評價實驗，實驗結果見表4，表明FW－20穩(wěn)定劑穩(wěn)定Fe3+能力更好一些。

表4 鐵離子穩(wěn)定劑評價結果

3.4 防膨劑優(yōu)選結果

實驗結果見表5，數(shù)據(jù)表明，1.5%A－25防膨劑的防膨效果最好。

3.5 破乳劑優(yōu)選結果

破乳劑優(yōu)選結果見表6，其中AE121的破乳性能最好，一方面與破乳劑的性能好壞有關，另一方面與原油的性質(zhì)較好有關。

表5 防膨劑評價結果

表6 乳化劑評價結果

通過對酸化液與添加劑的評價優(yōu)選，提出了鎮(zhèn)北油田長3、長8儲層水井酸液配方如下:

前置酸液12%HCl+3%HA+0.5%B－125+1.5%A－25+1%AE 121;主體酸液12%HCl+1.5～2.0%HF+3% HAC+0.5%B－125+1.5%A－25+1%AE 121;后置酸液12%HCl+3%HAC+0.5%B－125+1.5%A－25+1%AE 12;頂替液3%NH4Cl。

配方中:HCl為分析鹽酸，HF為分析氫氟酸，HAC為分析乙酸，B－125為緩蝕劑，NTS－2為鐵離子穩(wěn)定劑，A－25為防膨劑，AE 121為破乳劑。

對前置酸及主體酸的穩(wěn)定性、腐蝕性、表面活性等內(nèi)容進行分析。結果顯示在地層溫度條件下前置酸液和主體酸液都具有較好的穩(wěn)定性，低腐蝕速率和表界面張力，以及良好的配伍性、協(xié)同效應，可以用于現(xiàn)場的酸化實施。

3.6 物理驅(qū)替模擬實驗結果與分析

8號和7號巖心驅(qū)替實驗結果見圖1～2。滲透率的變化規(guī)律為:

1)用NH4Cl溶液測得巖心的液相滲透率，然后注入油田回注水23.5個孔隙體積，滲透性在前面9個孔隙體積受到傷害比較大，下降達到25%，后面基本穩(wěn)定。

2)注入5倍孔隙體積的前置酸時，滲透性得到一定程度的提高，主要是部分水中可溶物及巖心中的碳酸鹽巖發(fā)生反應，可觀察到少量氣泡，滲透性開始明顯降低，應是二氧化碳氣堵與反應微粒的運移所致［17］。

3)注入主體酸，滲透性迅速增加，主要是酸溶蝕增強，多數(shù)水中污染物被溶解，巖心礦物得到快速溶蝕，透性的波動反映了主體酸與巖石礦物反應后孔隙空間的變化。

圖18 號巖心注入水傷害+酸液驅(qū)替實驗

圖27 號巖心注入水傷害+酸液驅(qū)替實驗

4)改注后置酸，將主體酸替出，維持體系的低pH值，防止酸化二次沉淀的生成［18］。

5)注入NH4Cl溶液，待巖心滲透性穩(wěn)定。實驗結果顯示，注入水造成了巖心滲透性的傷害，酸化也有一定的傷害，但是前置酸和主體酸又對巖心中的部分可溶礦物進行了溶蝕，與注入水中的微粒等發(fā)生了反應，使得巖心的滲透性最后都得到較好的恢復和提高。

4 現(xiàn)場應用情況

3口井試驗現(xiàn)場施工過程中的壓力變化見表7。

在酸化施工過程中，可以根據(jù)泵壓和排量的大小變化定性分析酸化過程中表皮系數(shù)的大小變化［19］。如表7，在排量基本穩(wěn)定的情況下，注入前置酸階段的泵壓壓力較高，而注入主體酸階段的壓力最高，主要原因是氫氟酸與儲層礦物，特別是硅鋁酸類的黏土礦物反應比較激烈，會產(chǎn)生大量的微粒，有些微粒還來不及完全溶解，就隨酸液流入地層深部，堵塞尺寸大小“合適”的孔隙吼道，從而引起壓力升高，一旦這些微粒得到進一步的溶蝕，堵塞解除，壓力就會降低［20］。因此，這一階段的施工壓力波動最大，而且一般也是壓力最高的階段。如果配方合適、反應適度，通常會取得較好的酸化效果，在后置酸施工階段會發(fā)現(xiàn)泵壓明顯降低，表7體現(xiàn)了這一過程，3口井的施工壓力都降低了，說明主體酸起到了較好的溶蝕解堵作用，疏通了近井地帶地層孔隙的流動，降低了注水壓力在“反漏斗”區(qū)的壓力損耗。

表7 現(xiàn)場3口試驗井施工壓力變化

5 結論

1)鎮(zhèn)北油田油層物性、巖性差是常規(guī)酸化技術效果不理想的根本原因。

2)復合酸化技術可作為常規(guī)增產(chǎn)技術施工后效果不理想的一種補救措施，酸液中加入有機緩速酸可以在保證溶蝕能力的同時，對巖石孔隙骨架起保護作用。

3)復合酸液前置液對巖心滲透性有傷害，而主體酸可以提高巖心滲透性，后置酸的注入可以維持酸液體系的低pH值，防止酸化二次沉淀的產(chǎn)生。

4)現(xiàn)場試驗表明，通過施工排量和壓力的控制，保證酸液與儲層巖石具有適宜的反應時間，有利于預防酸化過程中的二次傷害，獲得了較好的酸化效果。

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2016－03－07

中國石油天然氣股份公司重大科技專項“長慶油田油氣當量上產(chǎn)5 000萬噸關鍵技術研究—采油采氣關鍵技術研究”(2011E－2602－2)

高翔(1988－)，男，安徽阜陽人，助理工程師，碩士，從事低滲、特低滲油氣田增產(chǎn)改造技術科研工作。