彭建文,張喜玲,張婷

田蕾,孫武,韓博宇 (中石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院,河南鄭州450017)

地層自生酸解堵降壓增注技術(shù)研究

彭建文,張喜玲,張婷

田蕾,孫武,韓博宇 (中石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院,河南鄭州450017)

針對(duì)寶浪油田注水井注水壓力高、效果差的問題,在對(duì)自生酸的篩選基礎(chǔ)上,進(jìn)行巖屑溶蝕率試驗(yàn),得到的自生酸體系具有腐蝕低、反應(yīng)速度慢、深部解堵能力強(qiáng)的特點(diǎn)。巖心模擬試驗(yàn)評(píng)價(jià)表明,該自生酸體系可以使低滲透巖心的滲透率提高215.7%,并在寶浪油田3口井上進(jìn)行實(shí)踐應(yīng)用,取得良好的應(yīng)用效果。

寶浪油田;自生酸;溶蝕率;解堵

寶浪油田為低孔、低滲油氣藏,主要依靠注水開發(fā),由于物性差、注入水水質(zhì)及注入水與地層水配伍性等方面的原因,注水井欠注現(xiàn)象突出。酸化措施是實(shí)現(xiàn)注水井增注的重要技術(shù)手段,常規(guī)酸液體系(鹽酸、氫氟酸和土酸)由于反應(yīng)速度快導(dǎo)致作用距離短、產(chǎn)生沉淀物 (氟鋁配價(jià)物、硅酸、偏硅酸、氟化鈣、氟化鎂、氟硅酸鹽等)導(dǎo)致二次傷害,對(duì)低滲透儲(chǔ)層解堵效果差,鑒于此,筆者研制了一種自生酸并在寶浪油田3口井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)使用,措施后增注效果明顯。

1 自生酸體系的選擇及配比確定

油田酸化用所謂自生酸是指在地面無明顯的強(qiáng)酸特征,但在地層混合后在溫度或誘導(dǎo)劑的催化作用下緩慢反應(yīng)形成鹽酸或土酸的體系。其緩速酸化原理是利用其慢反應(yīng)的特點(diǎn),實(shí)現(xiàn)活性H+的緩慢釋放,在較長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)保持酸液的低p H值,從而確保體系中活性酸分子與巖石具有較長(zhǎng)的反應(yīng)時(shí)間,穿透距離大,實(shí)現(xiàn)深部解堵[1,2]。

1.1 自生酸體系的選擇

對(duì)于自生酸體系的選擇需要考慮以下因素:①在水或鹽水中溶解性好;②釋酸速度緩慢使之安全進(jìn)入目的層;③母體具有高濃度的釋酸能力;④酸母體具有盡可能低的分子量,以便單位產(chǎn)酸濃度高。

1)鹵化銨-自生酸 銨鹽在加入醛、羧酸鹽的情況下,醛同銨鹽緩慢反應(yīng)生成活性酸,如甲醛、氟化銨、有機(jī)羧酸鹽的組成體系,該體系中的甲醛與氟化銨在一定條件下經(jīng)多級(jí)反應(yīng)形成氫氟酸和六次甲基四胺。氫氟酸在地層中消耗后促使該多級(jí)反應(yīng)正方向進(jìn)行,從而不斷提供氫氟酸以保持酸液的活性,達(dá)到深部酸化目的。

2)單一酸或鹽 在砂巖地層采用氟硼酸、氟磺酸及其鹽等,可與水發(fā)生水解反應(yīng)產(chǎn)生氫氟酸:

HBF4+3H2O→4 HF+H3BO3

3)鹵代烴 主要是CCl4、氯仿、四氯乙烷等,它們?cè)?21～371℃的地層溫度下水解產(chǎn)生鹵酸。以滴定的方法優(yōu)選酸液,如果滴定過程中p H值緩慢上升,表明H+釋放是一個(gè)緩慢過程。通過試驗(yàn)優(yōu)選出了由銨鹽(AM或FM)、醛類物質(zhì)(DH)組成的自生酸RAA體系及多元酸HP。比較HCl、自生酸RAA體系、多元酸HP的H+釋放過程,RAA體系反應(yīng)速度慢而均勻,說明自生酸RAA可以比較穩(wěn)定地維持反應(yīng)速度。反應(yīng)組分接觸后反應(yīng)產(chǎn)生的酸度較低,p H值接近2,另外含N的多元酸HP也有較好的緩速作用,其產(chǎn)酸釋放H+是一個(gè)逐漸消耗逐漸產(chǎn)生的過程。初步篩選自生酸RAA及多元酸HP為研究對(duì)象,下面主要通過溶蝕率試驗(yàn)優(yōu)化RAA酸液組成[3,4]。

1.2 RAA體系配比的確定

1.2.1 自生鹽酸組分配比對(duì)溶蝕能力的影響

試驗(yàn)溫度90℃,將AM與DH按照不同摩爾比混合溶解產(chǎn)生不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的鹽酸,測(cè)試不同配比產(chǎn)生的酸在1～8h對(duì)巖屑的溶蝕率,試驗(yàn)結(jié)果如表1所示。AM過量時(shí),溶蝕率提高幅度最大,在8h時(shí)的溶蝕率最大。研究選取21%AM+15%DH(配方中的百分?jǐn)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?shù),下同)。

1.2.2 自生氫氟酸組分配比對(duì)溶蝕能力的影響

通過理論計(jì)算得到反應(yīng)產(chǎn)生不同質(zhì)量氫氟酸的FM與DH的摩爾比,測(cè)試1、4、8h時(shí)的溶蝕率,試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

自生質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%和5%的氫氟酸對(duì)巖屑的最大溶蝕率分別為5.14%和6.5%,而實(shí)際配出的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%和5%的氫氟酸對(duì)巖屑的溶蝕率最大分別為5.21%和7.81%,說明部分物質(zhì)沒有完全反應(yīng)生成氫氟酸;從反應(yīng)物配比可知,DH過量可以最大限度提高溶蝕率并具有良好緩速性。

1.2.3 自生土酸組分配比對(duì)溶蝕能力的影響

將AM、DH和FM配成一定質(zhì)量分?jǐn)?shù)的溶液,使之產(chǎn)生10%HCl+3%～5%氫氟酸,體系配方中考察了FM和DH配比對(duì)溶蝕能力的影響,溶蝕率測(cè)試結(jié)果如表3所示。

自生土酸具有很好的緩速能力,當(dāng)FM過量時(shí),1h與8h的溶蝕率相差16%以上, 8h溶蝕率達(dá)到29.65%。在體系中加入多元有機(jī)酸HP(帶有N的多元有機(jī)酸)后,1h的溶蝕率有所下降,且1h與8h的溶蝕率差值大,也就是說加有HP的配方體系,其緩速性能增強(qiáng),越能注入地層深部,解除遠(yuǎn)井地層的堵塞物。綜合以上分析,選擇自生土酸體系:9%FM+15%AM+24%DH(RAA-1),9%FM+15%AM+24% DH+3%HP(RAA-2)。

表1 產(chǎn)生不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的鹽酸對(duì)巖屑的溶蝕率

表2 產(chǎn)生不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)氫氟酸對(duì)巖屑的溶蝕率

表3 產(chǎn)生不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)土酸對(duì)巖屑的溶蝕率

2 巖心酸化效果評(píng)價(jià)

2.1 試驗(yàn)準(zhǔn)備

1)酸液配制 前置液:21%AM+15%DH;自生酸:RAA-1,RAA-2;添加劑:0.5%ACI+2% TWA+2%FRA。

2)巖心準(zhǔn)備 ①清洗,用乙醇-苯抽提1周;②烘干,測(cè)定空氣滲透率;③抽空飽和3%KCl的鹽水,放置24h以上,分別測(cè)定飽和了液體后樣品的質(zhì)量和樣品在液體中的質(zhì)量,計(jì)算樣品的孔隙度和孔隙體積。

2.2 試驗(yàn)方法

首先用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的NH4Cl正向測(cè)原始滲透率K1,流體注入量20PV以上,測(cè)得穩(wěn)定值;再正向注入前置液+添加劑體系2PV,反應(yīng)4h;然后正向注入自生土酸RAA-1+添加劑體系或RAA-2+添加劑體系,關(guān)閉巖心夾持器兩端閥門,反應(yīng)8h;最后正向用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的NH4Cl測(cè)滲透率K2。

2.3 試驗(yàn)結(jié)果

試驗(yàn)結(jié)果見表4,可以看出NY1巖心經(jīng)前置液處理后滲透率從初始的3.8m D增加到4.5m D,滲透率提高18.4%;用主體土酸RAA-1處理反應(yīng)8h后,滲透率增至7.3mD,滲透率提高了92%。對(duì)于NY2巖心,自生鹽酸酸化后滲透率提高58%,經(jīng)過主體土酸RAA-2酸化后測(cè)得液相滲透率為0.922m D,滲透率提高了215.7%。因此選擇RAA-2自生酸體系更有利于低滲透地層深部解堵。

表4 自生酸酸化效果

3 礦場(chǎng)實(shí)施與效果

采用自生酸對(duì)寶浪油田的3口注水井(B2312井、B1410井、B2410井)進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用,實(shí)施參數(shù)及措施后增注效果如表5所示。措施后增注效果明顯,累計(jì)增注3912m3。

表5 3口井酸化前后注水效果對(duì)比

4 結(jié)論

1)以滴定的方法來測(cè)定混合溶液的p H值與堿量的關(guān)系,選取了以醛和銨類構(gòu)成的自生酸混合物RAA,同時(shí)選取了能產(chǎn)生多個(gè)H+的有機(jī)酸HP。

2)巖心酸化效果評(píng)價(jià)試驗(yàn)表明,自生土酸RAA-1處理反應(yīng)8h后,滲透率提高了92%,自生土酸RAA-2酸化后滲透率提高了215.7%。RAA-2自生酸體系更有利于低滲透地層深部解堵。

3)對(duì)寶浪油田的3口注水井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用,措施后增注效果明顯,累計(jì)增注3912m3。

[1]陳冠良,劉恒錄,程艷會(huì),等.層內(nèi)自生弱酸降壓增注技術(shù)在文南油田的應(yīng)用[J].內(nèi)蒙古石油化工,2006,16(5):158～159.

[2]賈躍立,張玲霞,許惠林,等.雙河油田上傾尖滅區(qū)酸化增注技術(shù)研究及應(yīng)用[J].石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)),2005, 27(4):493～495.

[3]葉宏儒,彭森,吳保,等.TC復(fù)合酸化解堵技術(shù)的研究與應(yīng)用[J].西安石油學(xué)院學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2002,17(3):19～22.

[4]譚俊領(lǐng),解立春,呂億明,等.地層自生弱酸解堵技術(shù)在安塞低滲透油田的應(yīng)用[J].油田化學(xué),2008,25(4):328～330.

[編輯] 帥群

TE357.2

A

1000-9752(2014)12-0227-03

2013-12-17

彭建文(1982-),男,2005年西安石油大學(xué)畢業(yè),工程師,現(xiàn)主要從事油田注水開發(fā)技術(shù)研究及推廣應(yīng)用工作。