一種高壓注酸解堵技術(shù)在渤海注水井的應(yīng)用

徐雅峰

（中海油服油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459）

受平臺(tái)海管壓力及注水泵功率限制，渤海地區(qū)注水井最大井口壓力[1，2]一般為 10 MPa～15 MPa，常規(guī)基質(zhì)酸化泵注解堵液壓力為井口限壓的1.2～1.5倍。注水井多輪次解堵措施后[3]，近井地帶的酸可溶物變少，需開(kāi)展深部解堵。酸壓[4]是有效的增注措施，一般針對(duì)碳酸鹽巖進(jìn)行儲(chǔ)層改造，但施工設(shè)備多，海上油田場(chǎng)地受限，且經(jīng)濟(jì)成本高。提出了將基質(zhì)酸化和酸壓結(jié)合的高壓注酸解堵技術(shù)，優(yōu)選高溫緩蝕劑，引入有機(jī)緩速酸[5]，用于高溫深井砂巖儲(chǔ)層酸化[6]，提高注水井解堵效果。以渤海B油田B-09注水井為例，井深2 970 m，井溫120℃，解堵體系中加入了高溫緩蝕劑MC-16，采用高壓擠注有機(jī)緩速酸工藝，降壓增注效果顯著。

1 儲(chǔ)層特點(diǎn)

B油田構(gòu)造發(fā)育于渤南低凸起與萊北低凸起之間，黃河口凹陷東洼東部斜坡帶，緊鄰黃河口生油凹陷。B油田的含油層系發(fā)育于古近系東營(yíng)組和沙河街組。主要開(kāi)發(fā)層?xùn)|營(yíng)組以構(gòu)造油藏為主，油層在縱向上集中分布在東二下段Ⅱ油組和東三段，油藏埋深-2 403 m～-2 723 m。東營(yíng)組儲(chǔ)層主要為中-細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，石英含量22.0%～32.0%，長(zhǎng)石含量19.0%～27.0%，巖石孔隙發(fā)育，連通性較好。孔隙度主要分布在15.0%～25.0%，滲透率主要分布在100.0 mD～5 000.0 mD，儲(chǔ)層具有中孔高滲的儲(chǔ)集物性特征。

B油田壓力梯度為1.000 MPa/100m，溫度梯度為4.03℃/100m，地質(zhì)壓力系數(shù)在1.0左右。流體性質(zhì)中等，地面原油具有輕～中等密度、中等黏度、高凝固點(diǎn)、高含蠟量、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等的特點(diǎn)。地層水礦化度為11 940 mg/L～12 710 mg/L，水型為碳酸氫鈉型。整體來(lái)說(shuō)，B油田屬于高溫中孔高滲油田。

2 儲(chǔ)層傷害分析

B平臺(tái)注水為水源井的清水和處理后的原油污水，注入水部分指標(biāo)（見(jiàn)表1）。

表1 B油田注水水質(zhì)分析

采用飽和指數(shù)法對(duì)水樣的碳酸鈣結(jié)垢趨勢(shì)進(jìn)行預(yù)測(cè)[7]公式如下（1）～（3）：

式中：SI-飽和指數(shù)；pH-水樣pH值；K-修正系數(shù)（由離子強(qiáng)度與水溫度的關(guān)系圖版查得）；pCa-Ca2+濃度（mol/L）的負(fù)對(duì)數(shù)；pAlK-總堿度（mol/L）的負(fù)對(duì)數(shù)；u-離子強(qiáng)度；C-離子濃度（mol/L）；zi-離子價(jià)數(shù)。

飽和指數(shù)SI＜0表示水中碳酸鈣未飽和，不結(jié)垢；SI＞0表示結(jié)垢；SI=0表示穩(wěn)定。通過(guò)計(jì)算可知B油田水樣的飽和指數(shù)為1.85，表明該注入水存在碳酸鈣結(jié)垢趨勢(shì)。

結(jié)垢原理如下（4）～（6）：

在pH低于7.5時(shí)，只有極少數(shù)的HCO3-離解為CO32-，油田水的pH一般都大于7.5，多數(shù)地層水質(zhì)都不含或含有少量CO32-。地層水碳酸鈣結(jié)垢主要受pH、溫度和礦化度影響。pH較高時(shí)會(huì)產(chǎn)生更多的碳酸鈣沉淀；當(dāng)溫度升高CaCO3在水中的溶解度降低而析出；礦化度的增加會(huì)使CaCO3的溶解度增加。

以B平臺(tái)B-09井為例，該井2014年5月投注，井深2 970 m，井底溫度120℃，砂巖儲(chǔ)層疏松，由于經(jīng)過(guò)4次解堵作業(yè)，近井地帶存在微粒運(yùn)移，受注水水質(zhì)影響，深部存在結(jié)垢趨勢(shì)。傷害主要為：清污混注后鐵離子相關(guān)的沉淀物以及產(chǎn)生CaCO3結(jié)垢；清污混合水不配伍，在地層條件下靜態(tài)時(shí)會(huì)發(fā)生作用，生成一定的懸浮物或沉淀；油田注入水含油，長(zhǎng)期注入會(huì)形成有機(jī)堵塞。在解堵體系選擇時(shí)，需考慮高溫、緩速、深部解堵及解堵液對(duì)復(fù)合垢的溶解能力。

3 實(shí)驗(yàn)

3.1 緩蝕劑的選擇

根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《SY/T 5405-1996酸化用緩蝕劑性能實(shí)驗(yàn)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo)》測(cè)試，壓力16 MPa，攪拌速度60 r/min，掛片為N80鋼材，結(jié)果（見(jiàn)表2）。被評(píng)價(jià)的酸化用緩蝕劑 COH（咪唑啉）、TC-3（脂類(lèi)）、MC-16（希夫堿）的緩蝕效果均滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，TC-1（無(wú)機(jī)類(lèi)）不滿足要求。酸化用緩蝕劑MC-16的緩蝕效果最好，優(yōu)選其作為緩蝕劑。

表2 高溫緩蝕劑的篩選

3.2 酸液配方優(yōu)選

高溫深井中，引入有機(jī)酸可以更好地控制酸巖反應(yīng)速度，起到緩蝕和緩速的作用。砂巖儲(chǔ)層常用土酸來(lái)處理，但其與黏土的反應(yīng)過(guò)快，達(dá)不到深部解堵的目的。多氫酸體系[8]是用一種復(fù)合膦酸與氟鹽地下反應(yīng)生成HF，這種新型復(fù)合膦酸含有多個(gè)氫離子，因此被稱(chēng)為“多氫酸”或“五氫酸”。多氫酸酸液體系能長(zhǎng)時(shí)間的保持HF的濃度較低，且能長(zhǎng)時(shí)間的維持這個(gè)狀態(tài)。高溫條件下，土酸與黏土更容易發(fā)生二次反應(yīng)，產(chǎn)生沉淀。多氫酸的反應(yīng)速率要低于土酸，可有效避免二次沉淀的產(chǎn)生達(dá)到深部酸化的目的。

通過(guò)溶蝕實(shí)驗(yàn)篩選酸液配方（見(jiàn)表3），稱(chēng)取巖粉2.0 g，反應(yīng)溫度95℃，反應(yīng)后105℃干燥2 h，稱(chēng)重。預(yù)處理液配方，6%～10%鹽酸對(duì)B油田3組巖樣的平均溶蝕率為16.8%，最高為19.32%，選取8%濃度合理。采用8%的鹽酸加入3%～7%的有機(jī)酸HAc觀察緩速效果，優(yōu)選綜合指標(biāo)高的5%HAc。處理液配方，6%HCl+（4%～6%）MH+（1%～4%）MF對(duì) B 油田 6組巖樣的平均溶蝕率為26.5%，最高為27.82%，從優(yōu)化效果和節(jié)約成本的角度考慮選取6%HCl+4%MH+2%MF作為處理液。

3.3 配伍性能評(píng)價(jià)

按照酸液推薦濃度，將有機(jī)酸溶液、多氫酸溶液分別與高溫緩蝕劑、鐵穩(wěn)劑、黏穩(wěn)劑、助排劑混合，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表4、表5）。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，配方酸液具有良好的配伍性，無(wú)沉淀、分層現(xiàn)象。

表3 酸液配方的篩選

表5 多氫酸與添加劑的配伍性

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 井史

B-09井是B油田的一口注水井，射孔層位為E3d2LⅡ油組，油層中部垂深2 514.2 m。2014年5月投注，第一至四段合注，全井日配注400 m3，實(shí)際日注水400 m3，井口注入壓力13 MPa。2014年10月后該井吸水量逐漸下降，至12月日注水量174 m3，注入壓力13.8 MPa。12月籠統(tǒng)酸化作業(yè)，措施后日注水量578 m3，注入壓力11 MPa。2015年3月日注水量150 m3，4月籠統(tǒng)酸化作業(yè)，措施后日注水量478 m3，達(dá)到配注，但注水壓力高。11月分層配注，井口壓力10.5 MPa時(shí)第一至四防砂段無(wú)水嘴，第一段吸水260 m3/d、第二段吸水6 m3/d，第三段吸水15 m3/d，第四段不吸水。2016年1月分層酸化第三、四段，酸化后達(dá)到配注。6月注水壓力高達(dá)不到配注。10月分層流量測(cè)試，井口壓力8 MPa時(shí)，第一層吸水158 m3/d、第二層吸水63 m3/d、第三層吸水5.4 m3/d、第四層不吸水。一、二層達(dá)到配注，三、四層欠注。2016年11月第三、四段高壓擠注實(shí)驗(yàn)，最高擠注壓力30.7 MPa，測(cè)試擠注措施后三、四層合注10.2 MPa時(shí)注水50 m3/d，達(dá)不到配注。

4.2 工藝設(shè)計(jì)

結(jié)合B-09井污染原因，設(shè)計(jì)了預(yù)處理液解堵近井地帶，緩速酸處理深部的方案，解堵半徑2.5 m。在高于破裂壓力下[9]擠注酸液，B-09井口破裂壓力為20.46MPa（忽略摩阻）。結(jié)合井下工具壓力等級(jí)P施工max=34.5-1.79-0.5≈32 MPa＞P破。

4.3 現(xiàn)場(chǎng)施工及效果

2017年3月16日，B-09井高壓酸化作業(yè)，擠注預(yù)處理液25 m3，處理液40 m3，頂替液25 m3，最高施工壓力30.7 MPa。施工中采用了酸化動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)采集和評(píng)價(jià)系統(tǒng)，它能連續(xù)監(jiān)測(cè)酸化施工過(guò)程和實(shí)時(shí)評(píng)價(jià)酸化效果。酸化施工曲線（見(jiàn)圖1）。從施工曲線分析可以看出，在預(yù)處理液到達(dá)儲(chǔ)層與儲(chǔ)層礦物和外來(lái)物質(zhì)反應(yīng)后壓力明顯下降，處理液進(jìn)入儲(chǔ)層后，進(jìn)一步溶解深部污染物，排量大幅提升，持續(xù)高壓注酸后，降低排量測(cè)視吸水指數(shù)（單位壓力下的日注水量），酸液效果明顯。作業(yè)前注水壓力13 MPa，日注水量30 m3，配注400 m3/d，視吸水指數(shù)2.3 m3/d/MPa。作業(yè)后注水壓力2 MPa，日注水量400 m3，達(dá)到配注，視吸水指數(shù)增加85.7倍，持續(xù)有效。注水效果（見(jiàn)圖2）。

圖1 B-09施工曲線

圖2 B-09注水曲線

表6 四口高壓注酸井效果

B-09井成功經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，高壓注酸解堵技術(shù)在B-11、F-08及A-29井進(jìn)行了推廣應(yīng)用，降壓增注效果（見(jiàn)表6）。從表6看出，視吸水指數(shù)增加51倍以上。

5 總結(jié)

（1）將酸壓和基質(zhì)酸化結(jié)合的高壓注酸解堵技術(shù)可有效提高多輪次解堵注水井降壓增注效果。

（2）MC-16高溫緩蝕劑可以滿足高溫條件下酸液體系的性能要求，有機(jī)緩速酸體系各添加劑配伍性良好，可以實(shí)現(xiàn)砂巖儲(chǔ)層深部解堵。

（3）高壓注酸解堵技術(shù)在渤海3個(gè)油田應(yīng)用解堵效果良好，可推廣應(yīng)用于類(lèi)似井增注。

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