康玉陽，徐文敏，潘國輝，潘義，馮貴賓

（江蘇油田試采一廠，江蘇揚州225265）

轉向酸酸化工藝研究與應用

康玉陽，徐文敏，潘國輝，潘義，馮貴賓

（江蘇油田試采一廠，江蘇揚州225265）

酸化工藝作為增產增注的主要措施之一，在江蘇油田得到廣泛應用，取得了較好的增產增注效果，但是陳堡油田隨著重復酸化井數(shù)的增加，由于對地層大孔道的過度酸化帶來了地層出砂、含水升高等一系列的問題，如陳3-32井、陳3-51等井重復酸化導致酸化效果變差甚至全水生產。針對本廠酸化工作中存在的問題，開展了轉向酸化工藝的研究，將常規(guī)酸液與粘彈性表面活性劑混合形成自轉向酸，注入地層以后，酸液先進入大孔道及高滲透層，隨著酸巖反應的進行，酸液的濃度會逐漸的降低，同時，酸液的粘度會逐漸增大，對原有大孔道進行暫堵，使后續(xù)酸液轉向進入新的滲流層，從而使不同滲透的儲層得到改造。

轉向酸；酸化工藝；增產增注

1　目前油井酸化解堵工藝存在的局限性

近年來，本廠的酸化工作主要圍繞陳堡油田的近井地帶堵塞的解堵展開，年均工作量15～20井次、年均增產量在4 000 t左右，陳堡油田已經成為酸化增油的主戰(zhàn)場，但是在取得良好增油效果的同時，在陳堡油田酸化工作開展過程中，也顯現(xiàn)出了以下的不足和矛盾。

1.1中、高含水油井酸化后含水上升

酸化后油井高含水（全水）問題一直是困繞陳3塊油井解堵工藝的一大難題。對于K2c油井：分析原因主要由于K2c地層垂直網(wǎng)狀裂縫發(fā)育，再加上層間隔夾層的不發(fā)育不完善，酸液在注入地層后，沿裂縫竄流，溝通油水界面或水淹層，致使油井在酸化后出現(xiàn)竄槽、含水異常升高等現(xiàn)象，加劇了油水關系的復雜化。

陳3-32井為K2c砂層組油井，2008年對K2c的27#層采用了土酸酸化解堵，實施后，生產全水后來上返（見圖1）。

圖1　酸化前后生產曲線

對于K2t13油井：2008年至2009年K2t13油井酸化7井次，措施后含水上升10%以上的井3口，占42%。雖然K2t13油井常規(guī)酸化后出現(xiàn)全水生產的幾率較小，但是酸化后含水上升較快，主要原因在于油井油水關系復雜，對于油水界面升高或油水同層的油井，酸液在注入地層后，優(yōu)先溝通了高滲性的水淹層，導致酸化后油井液量恢復的同時，含水也較高。

根據(jù)2000年至2014年酸化數(shù)據(jù)分析，常規(guī)酸化61井次，酸化后全水的井5口（見表1）。這5口井中酸化前含水大于70%的井有4口，因此對于在含水70%以上的高含水井采取常規(guī)酸化措施風險很大。

1.2疏松砂巖酸化解堵工藝的局限性

表1　常規(guī)酸化后全水井生產對比

疏松砂巖由于地層膠結孔隙-接觸式膠結為主，膠結強度弱，在酸化時酸液僅進入小部分高滲井段，會造成這小部分高滲井段酸化強度過高，導致近井地帶油井出現(xiàn)出砂問題，同時由于多輪次的重復酸化會減弱地層膠結強度，加劇油井出砂。據(jù)統(tǒng)計，全廠重復酸化井次21井次，其中重復酸化后油井出砂的井次5井次。

2　轉向酸酸化機理研究與工藝的適應性分析

2.1自轉向酸轉向機理

自轉向酸首先進入物性相對好的儲層，與物性相對好的儲層巖石發(fā)生酸巖反應，消耗酸液中大量的H+，使自轉向酸的pH值升高，同時與地層的碳酸巖礦物反應產生Ca2+、Mg2+，自轉向酸中的轉向劑分子，在該環(huán)境下形成棒狀膠束，棒狀膠束在Ca2+、Mg2+反離子的作用下，相互連接形成棒狀膠束，使自轉向酸的粘度迅速增大，在泵入壓力升高的情況下，迫使酸液向低滲透和新的滲流通道轉向，在溝通新的滲流通道的同時對物性差的儲層進行均勻改造，從而增加儲層巖心的導流能力，提高酸化效果。

2.2轉向酸破膠機理

表面活性劑轉向和高聚物轉向的最大優(yōu)點是，破膠徹底，能夠做到無殘渣清潔返排，在殘酸遇到烴時，粘彈性表面活性劑分子形成的棒狀膠束遇到烴類物質，膠束自行破壞，轉變成球狀膠束，使殘酸凝膠的粘度大幅度的降低，破膠后的粘度與水基本相當，這樣在酸化結束返排過程中可以保證殘酸溶液無殘渣地清潔返排。

該工藝較常規(guī)酸化工藝主要有以下幾點優(yōu)勢：（1）酸液具有較好緩速性能，可以實現(xiàn)深穿透；（2）粘度高，濾失小，酸巖反應過程中酸液可自轉向，實現(xiàn)均勻布酸；（3）破膠后無殘渣，對儲層導流能力無善次傷害。

圖2　轉向劑棒膠束轉變成球狀膠束而破膠示意圖

3　轉向酸特性研究與分析

3.1轉向酸酸液體系的性能評價

自轉向酸殘酸中含有：VES，HCl，CaCl2等，可能含有如Mg2+、Fe3+等金屬離子。影響殘酸粘度的因素主要包括VES濃度、無機鹽離子類型及濃度、酸液中H+濃度等內部因素以及溫度、剪切速率等外部因素。

3.1.1VES濃度影響分別配制質量分數(shù)為1%～10%的VES溶液，加入20%的CaCl2并調節(jié)pH值至2～3（pH劑調節(jié)）以模擬殘酸溶液，在60℃，170 s-1條件下測量殘酸粘度，粘度測量值（見表2）。

圖3　殘酸粘度與VES濃度關系圖線

表2　粘彈性表面活性劑濃度影響（60℃，170 s-1）

由圖3可以看出，VES自轉向酸殘酸體系（VES+ 20%CaCl2，pH=2～3）的粘度隨著VES濃度的增加而增大：當VES濃度為3%時，酸液的表觀粘度達到113.611 mPa·s；當VES濃度為5%時，酸液的表觀粘度達到347.996 mPa·s，當VES濃度達到7%時，酸液的表觀粘度達到609.978 mPa·s；但當VES濃度大于7%后，酸液表觀粘度的增加幅度不明顯?？梢?，酸液的表觀粘度依賴于VES的濃度，在低VES濃度下，由于酸液體系內沒有足夠的表面活性劑分子，難以相互聚集、纏繞形成膠束，故體系粘度低，轉向效果差；高VES濃度下，雖然酸液粘度增大，但表觀粘度的增幅不大，且由于VES加量大，大規(guī)模使用過程中成本增加。通過以上實驗結果，該自轉向酸殘酸體系的最佳VES濃度是7%。

3.1.2Ca2+含量對殘酸溶液粘度的影響Ca2+和Mg2+對VES溶液均有很好的增粘效果，善者增粘機理相似，本組實驗改變CaCl2的質量分數(shù)，在pH=2～3，60℃，170 s-1條件下測定不同含CaCl2質量分數(shù)的殘酸溶液的粘度。

表3　CaCl2含量對殘酸粘度的影響（pH=2～3，60℃，170 s-1）

圖4　殘酸粘度與CaCl2濃度關系圖線

由圖4可以看出，隨著CaCl2濃度的增加，pH=2～3，7%VES的自轉向酸殘酸體系溶液粘度先增大后下降，在CaCl2濃度等于20%左右殘酸粘度達到最大。這是由于濃度低于20%時，隨著CaCl2濃度的增加，Ca2+對VES溶液的增粘效果增強，殘酸體系粘度增大，在20%處殘酸粘度達到最大；之后隨著CaCl2濃度的增加，部分Ca2+吸附在纏結的VES膠束上，造成VES溶解度下降，從而使體系粘度降低。

3.1.3酸液濃度對轉向酸粘度的影響自轉向酸的轉向性能可以用酸粘度和pH值的關系來評價。通過研究殘酸粘度隨pH值的變化規(guī)律，可以對酸液在地層中的流動及轉向過程進行分析。

表4　pH值對殘酸粘度的影響（60℃，170 s-1）

配制7%VES+20%CaCl2自轉向酸溶液，用初始質量分數(shù)為15%的鹽酸按酸液配制方法配成不同pH值的酸液，在60℃，170 s-1條件下測量酸液粘度，觀察其變化規(guī)律。

圖5　粘度與pH值關系曲線

從圖5可以看出，當pH大于0后，酸液體系粘度明顯增大；當pH達到3.3左右，酸液體系粘度達到最大。酸液體系達到最大粘度對應的pH值決定了酸液進入地層后變粘的時間。鹽酸與碳酸鹽巖地層的反應十分劇烈，因此可以預見酸液進入地層后會在較短的時間內獲得較高的粘度和轉向能力。當pH值大于3.3之后，酸液粘度略有減小，但下降幅度不大。

實驗結論：自轉向酸在相對較大的pH值范圍（1～7）內都具有較高的粘度，具有轉向能力。

3.2自轉向酸液流動模擬實驗與分析

注入速度條件是60℃、1 mL/min，方法同上。選用第1組中的2號巖心進行自轉向酸巖心流動實驗。根據(jù)實驗結果繪制壓降變化曲線圖（見圖6（a））。實驗以KCl溶液注入巖心形成穩(wěn)定滲流（區(qū)域Ⅰ），隨后轉注酸液（區(qū)域Ⅱ）。在酸化過程中，由于酸巖反應，流體pH增大，鈣鎂離子（該實驗中主要為鈣離子）含量升高，酸液粘度大幅度提高，表現(xiàn)為巖心入口與出口壓差的大幅升高，圖6（b）為該區(qū)域壓差突變部分的局部放大圖，其中黑線是根據(jù)實際測量點所繪曲線，紅色虛線為理想擬合圖線。當壓差進一步增大時，就會出現(xiàn)酸液的轉向，進而酸化巖心的其他部位。酸液的轉向使得壓力出現(xiàn)下降，當酸液進一步反應時，酸液的粘度又會上升，使得酸液再次出現(xiàn)轉向。反向鹽水驅（區(qū)域Ⅲ）出入口壓差明顯減小，說明巖心中已形成較大的流動通道。酸化前后壓降值由2.75 MPa下降到0.32 MPa。酸化后巖心滲透率由初始的5.67×10-3μm2提高至13.61× 10-3μm2，相比于常規(guī)酸處理的1號巖心，自轉向酸對于存在高滲通道的地層增產改造效果好。

圖62　號巖心自轉向酸酸化壓降曲線圖（60℃、1 mL/min）

4　現(xiàn)場工藝應用與效果

4.1工藝選井條件

根據(jù)轉向酸酸化在油藏的應用目的與特點，確定了如下選井原則：

（1）地層能量充足，減產原因為近井地帶污染且污染半徑較小。

（2）根據(jù)地層離子對轉向酸的影響因素，選定地層礦物含量中碳酸巖的含量大于5%的油井。

（3）套管及固井質量完好，避免酸化過程出現(xiàn)管外串及溝通水層。

（4）油水層之間隔層發(fā)育完善的生產層，酸化過程中不會溝通水層。

從巖性，地層礦物組分的角度，對酸化主要應用油田陳堡油田的兩個主力砂層組進行了篩選。

根據(jù)以上選井原則，區(qū)塊篩選結果以及轉向酸的特性，最終選取了陳3-51井作為首口試驗井。

4.2施工參數(shù)設計

4.2.1酸化半徑及酸液用量的確定由于陳堡油田油井存在問題主要為近井地帶的污染堵塞，因此，酸化工藝的措施目的為近井地帶污染堵塞的解除，以提高近井地帶的地層滲流能力，所以設計酸處理半徑在1 m～2 m。酸液的用量下式計算：

式中：V-酸液的用量，m3；r-酸處理半徑，m；h-處理層厚度，m；Ф設計-孔隙度，%。

4.2.2施工壓力計算考慮到陳堡油田進入中后期生產過程時，所出現(xiàn)的油水界面復雜，泰州組與赤山組之間隔層發(fā)育不完善，底水上移等因素，確定現(xiàn)場施工中以地層破裂壓力的85%與施工排量下管柱摩阻之和為施工設計壓力：

式中：τ-破裂壓力梯度，MPa/m，陳堡地區(qū)實壓測得的該參數(shù)為：0.017 43 MPa/m；h-地層深度，m；P液-靜液柱壓力，P液=h×ρ泡沫×g，MPa；P摩-施工排量下的管柱摩阻，MPa。

表5　酸液段塞設定

4.3現(xiàn)場應用

圖7　陳3-51井轉向酸酸化前后生產曲線

該工藝首次在陳3-51進行了應用試驗。該井2014年9月出現(xiàn)產液量、產油量持續(xù)下降，采取原層補孔措施后持續(xù)時間較短。

該井此次施工前的生產情況為：日產液量液3.3 t，日產油量0.6 t，含水79.7%，酸化后初期生產情況基本穩(wěn)定在日產液量液21 t，日產油量4 t，含水81.1%。（見圖7）。

酸化后，日均增油量3.4 t，液面由1 145 m上升至1 367 m，動液面上升了778 m，顯示酸化后地層供液能力得到有效提高。

5　結論

（1）與常規(guī)酸化相比，轉向酸具有濾失小、粘度高等特點，油井措施后液面測試數(shù)據(jù)顯示解堵效果較好，增油效果顯著。

（2）該工藝在江蘇油田試采一廠油井酸化工藝上屬首次應用，并取得成功，可為低產井及重復酸化井的儲層改造提供新的技術儲備和技術思路。

（3）進一步加大選井選層力度，繼續(xù)推廣應用該工藝，下步擬在陳堡油田陳3-92井開展轉向酸酸化施工。

（4）在加強該工藝的適應性研究的基礎上，嘗試在中高滲油藏酸化應用的基礎上，篩選低滲特低滲油藏開展轉向酸酸壓儲層改造。

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.015

TE357.2

A

1673-5285（2015）02-0056-05

2014－12-31