紅河油田長6特低滲油藏多元復(fù)合酸降壓增注技術(shù)

王國壯， 梁承春， 孫招鋒， 徐　超

(中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽 745000)

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紅河油田長6特低滲油藏多元復(fù)合酸降壓增注技術(shù)

王國壯， 梁承春， 孫招鋒， 徐超

(中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽 745000)

紅河油田長6特低滲油藏近年來通過注水開發(fā)減緩了產(chǎn)量遞減，但還存在注水井注入壓力高、欠注甚至注不進水的問題，地層能量無法得到有效補充。分析認(rèn)為，長6特低滲油藏注水井欠注的主要原因是自身儲層物性差、滲透率低、孔喉半徑小，其次是注入水與地層水不配伍、結(jié)垢，加之注水過程中黏土膨脹運移等進一步降低了儲層的滲透率。為此，提出利用多元復(fù)合酸酸化技術(shù)來解決該油藏的注水井欠注問題。酸液配伍性、腐蝕速率及巖心的溶蝕速率等室內(nèi)試驗結(jié)果表明，多元復(fù)合酸與該油藏的注入水、地層水配伍性良好，具有腐蝕率小、黏土膨脹率低、巖心溶蝕慢的特點。8口井的現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，多元復(fù)合酸酸化技術(shù)能夠解除注水井近井地帶的污染，恢復(fù)、提高地層滲透率，達(dá)到降壓增注的目的。

特低滲透油氣藏；注水井；欠注；多元復(fù)合酸；降壓增注；紅河油田

延長組長6特低滲油藏是紅河油田重要的增儲上產(chǎn)油藏之一。該油藏原始地層壓力13.2 MPa，壓力系數(shù)0.76，油層溫度59.3 ℃，是常溫、異常低壓油藏，天然能量較弱。近年來，長6特低滲油藏依靠注水補充能量，總體開發(fā)形勢較好，平均注水壓力17.6 MPa。但隨著注水開發(fā)的進行，注水井的注水壓力呈上升趨勢，注水變得困難，達(dá)不到配注要求的井逐年增多，其中注水壓力在19.0 MPa以上的井接近總注水井的三分之一，注水井吸水指數(shù)大幅度降低。因此，亟需對該油藏注水井的欠注原因進行分析，并采取相應(yīng)的降壓增注措施。

酸化和酸壓是注水井降壓增注的主要技術(shù)手段，但長6特低滲油藏天然裂縫發(fā)育，酸壓過程中可能溝通天然裂縫，出現(xiàn)裂縫性水淹，故酸化成為主要的處理措施。20世紀(jì)30年代，人們嘗試將氫氟酸用于砂巖地層酸化，隨著土酸的推廣應(yīng)用，更是揭開了地層酸化技術(shù)大規(guī)模應(yīng)用的序幕。近年來，螯合酸、泡沫酸、變黏酸、氧化型緩速酸等酸化技術(shù)得到了推廣應(yīng)用，均在不同程度上改善了土酸酸化存在的腐蝕管線、可能引起油井出砂等問題，但它們在低滲透、特低滲透油藏的酸化施工中存在二次沉淀傷害儲層的嚴(yán)重問題。多元復(fù)合酸具有配伍性好、腐蝕率低、防膨能力強、緩速性能好、有效降低儲層二次傷害的特點，能夠有效提高酸化增注效果，近年來在低滲透、特低滲透油藏中得到廣泛應(yīng)用。因此，為了解決長6特低滲油藏注水井欠注的問題，試驗應(yīng)用了多元復(fù)合酸酸化技術(shù)，8口井的現(xiàn)場試驗效果表明，多元復(fù)合酸酸化能夠達(dá)到注水井降壓增注的目的，對該類特低滲油藏具有可行性。

1　注水井欠注原因分析與對策

影響注水井欠注的原因很多，包括注入目的層的內(nèi)在特性(如儲層物性、儲層巖石敏感度等)、外來影響因素(如注入水與地層水的配伍性)以及管線腐蝕產(chǎn)物等。因此，只有全面分析內(nèi)在及外在因素的影響，才能找出應(yīng)對注水井欠注的對策。

1.1注水井欠注原因分析

1.1.1儲層物性差

長6特低滲油藏的巖性以長石石英砂巖為主，碎屑顆粒以次棱狀為主，孔隙式膠結(jié)，孔隙主要為粒間殘余孔和次生溶孔[1-2]。JT1井和HH2井為該油藏探井，用這2口井的資料來分析長6特低滲油藏的巖性、電性及含油氣性等。采用這2口井不同井深的巖樣進行室內(nèi)壓汞試驗，測得了巖樣的基本參數(shù)，見表1。

表1　JT1井和HH2井不同井深巖樣的基本參數(shù)

由表1可知，長6特低滲油藏巖石顆粒分選中等—好，孔喉較小且連通性差。

通過分析12口井77個長6特低滲油藏巖心所得的試驗數(shù)據(jù)可知，該油藏平均孔隙半徑為16.1 μm，喉道半徑為0.15 μm，平均孔隙度為14.5%，滲透率為1.4 mD，且滲透率、孔隙度分布差異大，非均質(zhì)性強，屬于典型的低孔-特低滲非均質(zhì)儲層。

儲層物性差，導(dǎo)致長6特低滲油藏啟動壓力高，部分注水井在投注初期注水壓力已達(dá)19.0 MPa，而該油藏的最低破裂壓力為22.0 MPa。只有當(dāng)注水壓力克服啟動壓力后，水才能被注入地層并起到驅(qū)替作用[3-8]。因此低孔-特低滲是該油藏注水壓力高、注入困難、欠注井多的主要原因。

1.1.2注入水與地層水不配伍

長6特低滲油藏注入水為洛河組地層水，注入水類型為碳酸氫鈉型，礦化度為2 300～5 400 mg/L。長6特低滲油藏地層水類型為氯化鈣型，礦化度為100 000～114 000 mg/L。在60 ℃下(與油層溫度相當(dāng))進行了長6特低滲油藏地層水與注入水的配伍性試驗，結(jié)果為：注入水和地層水的體積比為1︰0，3︰1，1︰1，1︰3和0︰1時，72 h后的結(jié)垢量分別為18，402，292，36和46 mg/L。這說明洛河組地層水(注入水)與長6特低滲油藏地層水不配伍。通過配伍性試驗還發(fā)現(xiàn)，注入水與地層水在混合初期，結(jié)垢趨勢明顯，即易在近井地帶結(jié)垢堵塞地層。分析認(rèn)為，注入水造成地層溫度下降，加劇了垢的生成，而結(jié)垢可能加快注水管柱的腐蝕，為細(xì)菌的繁殖和生長提供場所，帶來新的腐蝕、堵塞問題[9-10]。對于長6特低滲油藏，結(jié)垢更容易造成近井地帶孔隙堵塞，滲透率降低，從而導(dǎo)致注水壓力升高。

1.1.3黏土膨脹、運移

長6特低滲油藏膠結(jié)物含量9.5%～17.5%(平均為13.5%)，成分以高嶺石、伊利石和綠泥石為主，并含有少量鐵方解石、鐵白云石及硅質(zhì)。高嶺石占黏土礦物的比例為24.0%，由于其在孔隙中的固著力較小，在外來流體作用下會發(fā)生機械運移[11-14]，極易傷害地層。伊/蒙混層占黏土礦物的比例為16.0%，蒙脫石在遇到比自身礦化度低的淡水時，會因強烈的水敏性而發(fā)生膨脹，長時間注水開發(fā)易引起脫落、運移。根據(jù)Barkman和Davidson對懸浮物在多孔介質(zhì)中滲流過程的研究：當(dāng)顆粒粒徑大于三分之一的地層孔喉直徑時，會在巖石表面形成濾餅造成堵塞[15]。由此可知，對于長6特低滲油藏，粒徑大于0.1 μm的微小顆粒就會堵塞地層中的喉道，造成儲層滲透率降低，使注水壓力升高。

1.1.4腐蝕產(chǎn)物的影響

注入水中不可避免地含有雜質(zhì)、溶解氧和細(xì)菌氧等。溶解氧可對注水系統(tǒng)造成腐蝕，產(chǎn)生鐵銹等堵塞地層。以腐生菌、鐵細(xì)菌和硫酸鹽還原菌為代表的細(xì)菌，在注水過程中沉附在注水管線或地層巖石上，在適宜的條件下生長繁殖，形成球狀或鏈狀結(jié)構(gòu)堵塞管線或地層。此外，細(xì)菌還能將管線中的鐵轉(zhuǎn)化為氫氧化亞鐵或硫化亞鐵，并將其剝離下來，形成鐵腐蝕產(chǎn)物然后沉淀，堵塞近井地層。

1.2處理措施

針對長6特低滲油藏注水井欠注問題，紅河油田從提高注入水的水質(zhì)入手，通過洗井、補孔等措施提高注水井的吸水能力，具體措施為：1)采用“注水站兩級精細(xì)過濾”和“井口精細(xì)過濾”2種模式，嚴(yán)格控制注入水水質(zhì)；2)不斷優(yōu)化注入水中殺菌劑、絮凝劑等藥劑的復(fù)配及用量，降低腐蝕產(chǎn)物等對儲層的傷害；3)對注入壓力高的注水井進行洗井作業(yè)，清洗井筒、吸水滲濾面上的污染物或堵塞物；4)對吸水能力差的注水井采取補孔措施，增大吸水面積，提高注水井的吸水能力。

以上措施在長6特低滲油藏注水井欠注處理方面取得了一定效果，但并不理想。因為該油藏注水井欠注的主要原因是儲層物性差、低孔-特低滲非均質(zhì)，其次是注入水與地層水不配伍，結(jié)垢造成近井地帶孔隙堵塞、滲透率降低。酸化是解決上述問題的主要手段，但常規(guī)的螯合酸、泡沫酸等酸化技術(shù)容易對儲層造成二次傷害，因此紅河油田通過酸液配伍性、腐蝕速率及巖心溶蝕速率等室內(nèi)試驗，優(yōu)選多元復(fù)合酸來解決長6特低滲油藏注水井欠注問題。

多元復(fù)合酸由前置液、主處理液和后置液等3部分組成：前置液主要由13.0%鹽酸+2.0%緩蝕劑+2.0%鐵穩(wěn)劑+2.0%活性劑組成，作用是浸泡射孔井段，對油管及射孔炮眼進行預(yù)清洗，驅(qū)走地層水中的Ca2+、Na+和K+等離子，防止CaSiF6、Na2SiF6、Na3AlF6和K2SiF6等二次沉淀的生成；主處理液主要由12.0%復(fù)合處理劑+3.0%氫氟酸+2.0%緩蝕劑+2.0%鐵穩(wěn)劑+2.0%活性劑+1.0%助排劑+1.0%調(diào)節(jié)劑組成，作用是依靠復(fù)合處理液中的H+溶蝕儲層礦物顆粒及孔隙填充物，解除無機垢、鐵類腐蝕產(chǎn)物的堵塞，增大儲滲空間；后置液主要由0.3%活性劑+0.5%防膨劑+0.5%修復(fù)液組成，作用是頂替主處理液，使酸液進入地層深部，抑制黏土膨脹，降低毛管阻力，延長酸化有效期。多元復(fù)合酸主處理液由多種無機酸和有機酸復(fù)配而成，利用無機酸和中強有機酸逐級電離的性質(zhì)，保持酸液中H+的濃度在較長時間內(nèi)穩(wěn)定，以提高酸化解堵半徑、實現(xiàn)緩速和深部酸化的目的。

2　多元復(fù)合酸室內(nèi)試驗

2.1酸液配伍性

在60 ℃(與油層溫度相當(dāng))條件下進行多元復(fù)合酸主處理液與注入水、地層水的配伍性試驗，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，酸液呈透明狀，無沉淀產(chǎn)生，表明多元復(fù)合酸主處理液與注入水、地層水的配伍性良好，能夠滿足現(xiàn)場酸化要求。室內(nèi)試驗還發(fā)現(xiàn)，酸液表面張力為31.6 mN/m，有明顯降低表面張力的作用，黏度較低(僅有2.9 mPa·s)。低表面張力和低黏度可以降低毛細(xì)管阻力，提高入井流體的滲流能力，使酸液到達(dá)地層深處，從而解決地層深部堵塞的問題。

2.2酸液腐蝕速率

酸化過程中需要降低酸液的腐蝕速率，減小對注水設(shè)備和井下金屬管柱的腐蝕。在多元復(fù)合酸主處理液中加入2.0%緩蝕劑，測試其對鋼片的腐蝕速率，結(jié)果見表2。

表2常規(guī)土酸、多元復(fù)合酸腐蝕速率測試結(jié)果

Table 2Test results of corrosion rate for conventional mud acid and polybasic recombination acid

腐蝕介質(zhì)腐蝕速率/(g·m-2·h-1)腐蝕描述常規(guī)土酸21.4鋼片點蝕多元復(fù)合酸5.8均勻腐蝕

由表2可知，多元復(fù)合酸的腐蝕速率遠(yuǎn)小于土酸，其緩蝕性能較好。另由試驗結(jié)果可知，在多元復(fù)合酸液中的鋼片主、側(cè)面均勻腐蝕，未出現(xiàn)點蝕現(xiàn)象，說明其能夠有效減小對注水管柱的腐蝕，以及對地層的二次傷害。

2.3黏土膨脹率

長6特低滲油藏的地層黏土礦物中蒙脫石、伊利石的含量相對較高，酸化過程中易水化膨脹和分散運移，在孔隙彎曲處造成堵塞，傷害酸化層。在多元復(fù)合酸主處理液中加入一定量的高效防膨劑進行黏土膨脹率試驗，結(jié)果見表3。

表3常規(guī)土酸、多元復(fù)合酸黏土膨脹率試驗結(jié)果

Table 3Test results of clay swelling rate for conventional mud acid and polybasic recombination acid

酸液黏土初始體積/mL酸處理不同時間后的黏土體積/mL4h8h12h8h體積膨脹率,%常規(guī)土酸4.65.55.86.327.5多元復(fù)合酸4.64.74.95.07.2

由表3可知，多元復(fù)合酸的黏土膨脹速率僅為常規(guī)土酸的1/4，說明多元復(fù)合酸能夠有效抑制酸化過程中的黏土膨脹，降低酸化對地層造成的二次傷害。

2.4巖心溶蝕速率

巖心溶蝕速率是評價酸液緩釋作用時間長短和地層穿透距離遠(yuǎn)近的重要參數(shù)。為此，筆者進行了60 ℃條件下相同濃度常規(guī)土酸和多元復(fù)合酸對巖心的溶蝕試驗，結(jié)果如圖1所示。

圖1　不同酸液溶蝕率曲線Fig.1　Dissolution rate curve of different acid solutions

從圖1可以看出：在60 ℃時，土酸的溶蝕速率開始較大(溶蝕率變化較快)，隨著反應(yīng)的進行，溶蝕速率的增大趨勢變緩，90 min后基本失去反應(yīng)能力，作用時間較短；多元復(fù)合酸在開始階段溶蝕速率相對較小，但其溶蝕率的變化較為穩(wěn)定，90 min后仍具有一定的溶解能力(分析認(rèn)為，這是由于主處理液中無機酸和中強有機酸逐級電離，酸液中的H+被逐漸釋放出來)，而且反應(yīng)時間可延長至120～150 min，多元復(fù)合酸的最終溶蝕率與土酸相當(dāng)。試驗結(jié)果表明，多元復(fù)合酸的緩速效果明顯，具有較強的深穿透能力。

3　現(xiàn)場應(yīng)用

截至2016年2月，多元復(fù)合酸酸化技術(shù)已經(jīng)在紅河油田長6特低滲油藏注水井應(yīng)用8口井，其中7口井有效，有效率達(dá)87.5%，累計增注17 530.3 m3，有效井酸化前平均注水壓力22.1 MPa，酸化后平均注水壓力降至16.9 MPa，注水壓力平均下降5.2 MPa(見表4)，極大改善了長6特低滲油藏注水井欠注

表4　多元復(fù)合酸酸化技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用效果

問題。分析認(rèn)為，1口井多元復(fù)合酸酸化無效的主要原因是：射孔段滲透率低(0.25～0.75 mD)，投注初期注水壓力較高，而酸化作業(yè)中僅注入酸液35 m3，注入酸液量相對較少，酸化過程中解堵半徑短，降壓增注能力有限。

以ZJ5-5井為例，介紹多元復(fù)合酸的現(xiàn)場應(yīng)用情況。該井在2013年3月對長6層進行補孔注水，配注量15 m3/d，井口油管壓力18.5 MPa，日注水12 m3。2013年6月將配注量提高至30 m3/d后，井口油管壓力逐漸上升至23.2 MPa,注水泵和注水管網(wǎng)超過安全允許壓力運行，且注水能耗大幅升高。2014年11月對該井進行多元復(fù)合酸酸化作業(yè)，累計注入酸液65 m3，活性水洗井液40 m3，施工參數(shù)見圖2。

圖2　ZJ5-5井酸化施工參數(shù)Fig.2　Acidizing operation parameters of Well ZJ5-5

ZJ5-5井酸化后井口油管壓力降至16.0 MPa，注水壓力下降7.2 MPa，配注20.0 m3/d，實注20.0 m3/d，目前井口油管壓力17.8 MPa，配注20.0 m3/d，實注20.2 m3/d，措施后累計增注1 527 m3，降壓增注效果較好(如圖3所示)。

4　結(jié)　論

1) 紅河油田長6特低滲油藏注水井欠注的主要原因是儲層孔喉半徑小，滲透率低，自身儲層物性差；其次是注入水與地層水不配伍而結(jié)垢，加之注水過程中的黏土膨脹運移等作用，堵塞了狹小喉道，進一步降低了儲層的滲透率。

2) 室內(nèi)試驗表明，多元復(fù)合酸對注水設(shè)備的腐蝕性小，能夠抑制黏土膨脹，且具有緩速、深穿透的性能，能夠滿足紅河油田長6特低滲油藏酸化的需要。

3) 8口井的現(xiàn)場應(yīng)用表明，多元復(fù)合酸酸化技術(shù)具有顯著的降壓增注作用，且成功率高，能夠有效解決長6特低滲油藏注水井欠注問題。

圖3　ZJ5-5井措施后注水曲線Fig.3　Curve of water injection after acidizing of Well ZJ5-5

4) 現(xiàn)場酸化施工中，應(yīng)根據(jù)注水井井況優(yōu)化酸液使用量及排量。對原始物性條件差、初始注水壓力高的井，在加大主體酸用量的同時，應(yīng)提高施工排量，以增大酸化解堵半徑，從而提高酸化的有效率。

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[編輯令文學(xué)]

Decompression and Augmented Injection Technology with Polybasic Recombination Acid for Chang-6 Ultra-Low Permeability Reservoir in Honghe Oilfield

WANG Guozhuang, LIANG Chengchun, SUN Zhaofeng, XU Chao

(No.1ProductionPlant,SinopecNorthernChinaOilandGasBranch，Qingyang，Gansu, 745000,China)

In recent years, Chang-6 ultra-low permeability reservoir of Honghe Oilfield has reduced production decline by means of water injection, but there are also problems of high water injection pressure, insufficient injection and even water injection failure, the formation energy can not be replenished effectively. The analysis showed that the main causes for insufficient injection in Chang-6 ultra-low permeability reservoir were poor reservoir properties, low permeability and small pore throat radius; the secondary causes were not compatible with injected water and formation water as well as scale formation. Additionally, clay swelling and migration in the water injection process could also reduce the reservoir permeability. In order to solve the insufficient injection problem in the reservoir, the polybasic recombination acid technology has been introduced. Laboratory test results showed that the polybasic recombination acid was highly compatible with injected water and formation water, and it could provide low corrosion rate and clay swelling rate, and keep slow rate of core dissolution. According to field applications in eight wells, the polybasic recombination acid technology can eliminate pollution near water injection well, restore and improve formation permeability to achieve decompression and augmented injection.

ultra-low permeability reservoir; water injection well; insufficient injection; polybasic recombination acid；depressurization augmented injection；Honghe Oilfield

2016-04-19；改回日期：2016-06-20。

王國壯(1970—)，男，河北衡水人，1992年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)油藏工程專業(yè)，2004年獲中國石油大學(xué)(華東)石油與天然氣工程專業(yè)碩士學(xué)位，高級工程師，主要從事致密砂巖油藏開發(fā)與管理工作。E-mail：dxcwang@sohu.com。

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(編號：2016ZX05048)資助。

doi:10.11911/syztjs.201604017

TE357.2

A

1001-0890(2016)04-0096-06

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