海上油田高溫解堵液體系

馬雙政，張耀元，張國超，王冠翔，陳金定，南源，李元奎

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，廣東湛江 524057)

所研究的解堵液體系應(yīng)用于位于南海北部灣盆地的海上油田X-1 井，該油田儲層溫度高，基質(zhì)滲流能力差，黏土礦物含量高且易膨脹、運移堵塞孔喉[1]，酸化解堵該儲層時，易出現(xiàn)酸液穿透距離短、深部解堵效果差、金屬腐蝕嚴重等現(xiàn)象[2-5]。提高該儲層滲透率的解堵液在高溫下要求能穿透深部、抑制多次沉淀減小對儲層的傷害、溶蝕巖石中的孔隙填隙物并對骨架顆粒影響較小。通過分析海上油田的巖礦組成特征、巖心結(jié)構(gòu)特征，分別對緩速酸、緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑、助排劑等進行篩選，研制出一種高溫解堵液體系。該體系既能保護巖石骨架，又能夠?qū)Φ貙舆M行深部酸化，有效改善儲層滲透率。

1 海上油田高溫低滲儲層地質(zhì)特征

1.1 巖礦組成特征

對X-1 井儲層巖心樣品進行XRD 全巖分析，研究其巖礦組成特征等，分析結(jié)果見表1。X-1 井儲層巖心石英含量為36.2%～65.1%，平均在48.05%左右；鉀長石含量為12.1%～36.7%，平均在22.17%左右；斜長石含量為4.8%～18.9%，平均在11.11%左右。黏土礦物含量為10.4%～27.8%，平均含量為18.67%左右，黏土礦物含量較高，存在微粒運移的物質(zhì)基礎(chǔ)。

表1 X-1 井巖心X 射線衍射定量分析表

1.2 巖心結(jié)構(gòu)特征

表2 為對X-1 井儲層巖心樣品進行電鏡掃描分析，X-1 井儲層巖樣溶蝕孔發(fā)育，含有一定的粒間縫被黏土礦物充填，黏土礦物較多，主要礦物為伊利石和高嶺石，易造成水敏、速敏。

2 高溫低滲敏感性儲層解堵液設(shè)計

2.1 酸濃度篩選

2.1.1 酸溶蝕測試

分別采用高溫土酸體系、高溫緩速酸體系篩選多個濃度，（1）高溫土酸體系：8%HCl+0.5%HF（1#）、8%HCl+1.0%HF（2#）、8%HCl+1.5%HF（3#）；（2）高溫緩速酸：5%HCl+3%SA-1+2%SA-2B（4#）、5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B（5#）、5%HCl+3%SA-1+4%SA-2B（6#）；對X-1 井的3 個井段的巖粉進行溶蝕實驗，通過對比實驗結(jié)果，優(yōu)選出適宜的酸液類型和濃度，實驗結(jié)果見表3。根據(jù)巖粉溶蝕率隨酸濃度的演變情況，同時考慮到X-1 井儲層異常高壓低滲、高溫特征以及傷害類型復(fù)雜，既要確保酸液對巖石礦物及堵塞物的有效溶蝕，又不會因酸液濃度過大而對地層造成二次傷害，擬推薦土酸的使用濃度為8%HCl+1.0%HF，高溫緩速酸的使用濃度5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B。

表2 X-1 井儲層巖心掃描電鏡分析結(jié)果

表3 X-1#巖粉溶蝕數(shù)據(jù)

2.1.2 酸處理前后巖石抗壓強度測試

酸與巖石反應(yīng)，尤其是與可溶礦物反應(yīng)，改變了巖石礦物參數(shù)，大大降低了儲層巖石的破裂壓力。實驗室模擬酸巖反應(yīng)的過程可以了解酸對巖石微觀結(jié)構(gòu)和力學(xué)參數(shù)的影響。

1）酸類型的影響。注酸量相同（50 PV）條件下不同配方酸液對巖石的影響見表4。酸與巖石反應(yīng)后使得巖石的楊氏模量和泊松比下降，酸化處理會降低儲層巖石破裂壓力。

表4 不同類型酸對巖石力學(xué)參數(shù)的影響

2）應(yīng)力應(yīng)變曲線。圖1 為巖樣經(jīng)酸處理后的應(yīng)力-應(yīng)變曲線?？梢钥闯?，經(jīng)過處理后巖石強度降低。由于酸液溶解了巖石中部分礦物質(zhì)，使得巖石孔隙度增加，在壓縮初期階段，存在明顯的壓實階段。在軸向應(yīng)力低于40 MPa 的情況下，巖石不會發(fā)生破壞。綜上實驗結(jié)果顯示：對于高溫土酸體系而言，高溫緩速酸有利于保護巖石骨架，避免近井眼巖石酸化后造成的孔隙坍塌和加速微粒運移。

圖1 巖樣經(jīng)酸液處理后的的應(yīng)力應(yīng)變曲線

2.1.3 酸處理前后巖心孔隙結(jié)構(gòu)分布測試

采用高溫緩速酸分別對X-1 井同一井段的2 塊巖心（X-1-3、X-1-4）進行酸化前后微觀驅(qū)替實驗研究，對比酸化前后巖石孔喉截面積和有效最大孔喉直徑的變化，從微觀角度評價酸化效果。實驗結(jié)果見表5。經(jīng)過酸處理后，酸液溶解了孔喉中的充填物和部分巖石骨架，巖心的有效孔喉數(shù)目和直徑均得到增加，顯然酸化起到了提高巖心滲透率的作用。

表5 酸化前后巖石有效孔喉數(shù)據(jù)對比

2.1.4 殘酸極限測定

兩種酸液與砂巖反應(yīng)氫離子濃度對比見圖2。

圖2 兩種酸的酸巖反應(yīng)速率對比圖（170 ℃）

由圖2 可知，土酸體系的氫離子濃度下降很快，而高溫緩速酸的氫離子濃度變化很平穩(wěn)，這說明土酸與砂巖反應(yīng)過于迅速，而高溫緩速酸與砂巖反應(yīng)時，消耗了的氫離子將激發(fā)酸液不斷電離出氫離子，所以曲線變化平穩(wěn)，高溫緩速酸的酸巖反應(yīng)速率較土酸低31%。因此，高溫緩速酸有很好的緩速效果。

室內(nèi)殘酸極限評價實驗發(fā)現(xiàn)，不同類型酸液殘酸極限濃度不同；高溫緩速酸的殘酸極限濃度高于土酸殘酸極限濃度。因而，計算酸液有效作用距離時不能一律采用鮮酸濃度的10%作為酸巖反應(yīng)迭代終止條件，需根據(jù)不同酸液體系的殘酸極限設(shè)定相關(guān)酸液有效作用距離的判斷終止條件。

2.2 高溫酸化緩蝕劑的合成

以2-巰基噻唑、苯甲醛、水合肼為原料，加入少量的無水乙醇作溶劑，滴加濃鹽酸調(diào)節(jié)pH，在一定溫度下攪拌一段時間后得到含硫曼尼希堿緩蝕劑，提純后與一定量的碘化鉀、硫脲、烏洛托品進行復(fù)配得到高溫酸化緩蝕劑SA-2N。酸液對設(shè)備和管柱均有腐蝕作用，實驗考察2 種緩蝕劑在配方酸中的緩蝕性能，實驗結(jié)果見表6。實驗采用失重法，實驗程序和標準參照石油天然氣行業(yè)標準[6]進行，采用N80 鋼片，在170 ℃下進行持續(xù)4 h 的動態(tài)腐蝕實驗，采用高溫緩速酸體系。

以上2 種緩蝕劑腐蝕速率在170 ℃均小于80 g/（m2·h），滿足行業(yè)標準要求，達到行業(yè)一級標準；緩蝕劑3%SA-2N 的腐蝕速率最低。

表6 添加不同緩蝕劑的高溫緩速酸的腐蝕實驗

2.3 黏土穩(wěn)定劑優(yōu)選

實驗針對3 種黏土穩(wěn)定劑（SB-1A、WD-2、HS-2）與蒸餾水分別對巖粉的膨脹性進行對比。實驗程序和標準參照“注水用黏土穩(wěn)定劑性能評價方法標準進行[7]。采用CPZ-2 雙通道常溫常壓膨脹儀測定，實驗結(jié)果見表7。

實驗結(jié)果表明，3 種黏土穩(wěn)定劑具有較好的防膨效果與，其中黏土穩(wěn)定劑SB-1A 效果最好，膨脹率最低，能有效控制黏土膨脹，抑制水敏傷害，因此選用它。

表7 不同黏土穩(wěn)定劑防膨性能

2.4 破乳劑的優(yōu)選

實驗結(jié)果表明（表8），各種破乳劑均具有很好的破乳效果，破乳速度快，破乳率高，破乳劑在高溫緩速酸液中的破乳能力大小順序為SC-1>WA-6>HS2-1B>HA1-1。4 種破乳劑均達到90%以上，均可選用。推薦選用破乳效果最好的SC-1。

表8 不同類型破乳劑的破乳實驗（170 ℃、2 h）

2.5 鐵離子穩(wěn)定劑

實驗方法按照SY/T 6571—2013“酸化用鐵離子穩(wěn)定劑性能評價方法”標準[8]。在酸液中加入鐵離子穩(wěn)定劑SD-7、WD-8 和HS-7，濃度均為1%，測定pH 為3.5 時各種穩(wěn)定劑穩(wěn)定鐵離子能力，實驗結(jié)果見表9。實驗結(jié)果表明，3 種鐵離子穩(wěn)定劑都具有較好的穩(wěn)定鐵離子能力，依據(jù)效果優(yōu)先推薦選用鐵離子穩(wěn)定劑SD-7。

表9 不同鐵離子穩(wěn)定劑性能評價

2.6 助排劑的篩選

將SF-5、SF-5B、WA-12、HS5-5 四種助排劑分別加入5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B 中。采用自動界面張力儀測定各鮮酸的表面張力。殘酸采用X-1 井巖粉配制，將配制好的配方酸液裝入測定器皿中進行測定，具體實驗數(shù)據(jù)見表10。實驗結(jié)果表明。各種表面活性劑在鮮酸和殘酸中都有很好降低酸液表面張力的作用其中SF-5 在鮮酸或殘酸中表面張力變化不大，性能比較穩(wěn)定。

表10 加有不同助排劑高溫緩速酸的表面張力

3 高溫低滲敏感性儲層解堵液評價

通過對高溫緩速酸中的單項添加劑性能評價結(jié)果，結(jié)合目標儲層巖石物性特征和酸液溶蝕實驗結(jié)果形成解堵液體系，5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B+3%SA-2N+1%SH-1（分流劑）+1%FT（防水鎖劑）+1.5%SB-1A+0.5%SC-1+1%SD-7+1%SF-5。

3.1 添加劑與酸液的配伍性

配伍性的實驗方法是將不同單項添加劑（即緩蝕劑、黏土穩(wěn)定劑、助排劑、破乳劑、防水鎖劑等）與酸液混合，在地層溫度下靜置4 h 后觀察其透明度、分層和沉淀等情況。實驗結(jié)果表明，高溫緩速酸與各單項添加劑均具有良好的配伍性，無分層、無沉淀，不產(chǎn)生絮狀物。

3.2 緩蝕性能

按照“酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標”（SY/T 5405—1996）標準，在地層溫度下進行N80 鋼片動態(tài)腐蝕實驗。在170 ℃，腐蝕時間4 h 的條件下，解堵液體系對鋼片的平均腐蝕速率為62.8800 g/m2·h，達到行業(yè)一級標準。

3.3 助排性能

實驗擬通過測定蒸餾水及解堵液體系的表面張力，評價解堵液體系的返排效果。將配制好的解堵液體系裝入測定器皿中測定鮮酸及其相應(yīng)殘酸的表面張力分別為21.2 mN/m 和23.9 mN/m。高溫緩速酸與添加劑混合后均具有較低的表面張力，鮮酸和殘酸表面張力均低于24.0 mN/m。

3.4 鐵離子穩(wěn)定性能

參照SY/T 6571—2003“酸化用鐵離子穩(wěn)定劑性能評價方法”標準對解堵液體系進行測定。實驗結(jié)果表明，解堵液體系有較好的穩(wěn)定鐵離子能力，穩(wěn)定鐵量高達263 mg/mL。

3.5 防膨性能

參照SY/T 5971—1994“注水用黏土穩(wěn)定劑性能評價方法標準”，采用CPZ-2 雙通道常溫常壓膨脹儀測定解堵液體系對試樣的線膨脹率，實驗結(jié)果表明，解堵液體系具有較好的防膨效果，終膨脹率降低值為32.19%，能有效控制黏土膨脹，抑制水敏傷害。

3.6 破乳性能

在解堵液體系中加入5 g 左右?guī)r粉制得殘酸。然后取40 mL 殘酸與40 mL 油混合在高轉(zhuǎn)速下攪拌形成乳狀液，在170 ℃下恒溫油浴，記錄2 h 的破乳情況，由破乳量評價該體系的破乳性能。實驗結(jié)果表明，解堵液體系具有較好的破乳效果，與原油混合乳化后破乳率為98.73%。

3.7 綜合解堵性能

采用X-1井的，取心井段為2749.5～2751.42 m，開展解堵液體系巖心流動實驗（圖3），評價解堵液體系對巖心滲透率的改善情況。

圖3 解堵液體系的流動曲線圖

由圖3 可以看出，巖心中注入解堵液體系后，滲透率呈明顯的上升趨勢，這是因為解堵液體系對黏土礦物和基質(zhì)的溶蝕率都較大，也不宜引起出砂堵塞孔喉，最終滲透率增加倍比約為3.5 倍，是較為理想的適用于高溫低滲儲層的解堵液體系。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

2019 年11 月14 日對南海某井2673.08～3099.73m 井段進行了酸化解堵施工作業(yè)。本次對其進行了基質(zhì)酸化解堵，注入解堵液，壓力從約4 MPa 增加到約29 MPa，排量從0.9 m3/min 增加到2.182 m3/min 左右，地層吸酸能力較好，10 min 后伴注氮氣，泵壓增加但排量變化不大，解堵液中伴注氮氣對該井起到了很好的分流效果，可以有效的解除地層污染，停泵后壓力降落較為緩慢，其原因為儲層擴散能力差以及酸化解除堵塞、溝通儲層，儲層流體（天然氣）的作用使壓力不能很快降低（儲層壓力系數(shù)為1.37），本次施工說明井筒附近堵塞基本解除，對比酸化前后日產(chǎn)氣量，本次酸化對該井起到了很好的解堵效果。

5 結(jié)論

1.海上油田X-1 井儲層非均質(zhì)性強，巖樣溶蝕孔發(fā)育，含有一定的粒間縫被黏土礦物充填，黏土礦物較多，主要礦物為伊利石和高嶺石，易造成水敏、速敏，存在微粒運移的物質(zhì)基礎(chǔ)。X-1 井主力油組W1、S2系，屬于高溫、異常高壓系統(tǒng)。

2.通過對高溫緩速酸中的單項添加劑性能評價結(jié)果，形成解堵液體系：5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B+3%SA-2N+1% 分 流 劑SH-1+1% 防 水 鎖 劑FT+1.5%SB-1A+0.5%SC-1+1%SD-7+1%SF-5。

3.解堵液體系的緩蝕性能達到行業(yè)一級標準，并且可有效改善儲層滲透率、最終滲透率增加倍比約為3.5 倍。