朱蘇青，李 興，李景輝

(中國石化江蘇油田分公司采油一廠，江蘇 揚(yáng)州 225265)

陳堡油田油井自轉(zhuǎn)向酸化解堵試驗(yàn)研究

朱蘇青，李 興，李景輝

(中國石化江蘇油田分公司采油一廠，江蘇 揚(yáng)州 225265)

針對(duì)陳堡油田供液變差井酸化改善效果有限的問題，采用自轉(zhuǎn)向酸酸化技術(shù)以實(shí)現(xiàn)酸化過程中酸液自動(dòng)轉(zhuǎn)向和深部穿透的目的，且酸化后遇烴自動(dòng)破膠，返排徹底，無二次傷害，可以高效、均勻地酸化儲(chǔ)層。通過縮合反應(yīng)和季銨化反應(yīng)合成出了一種具有自轉(zhuǎn)向性能的粘彈性表面活性劑，并通過實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了濃度、pH值、溫度等因素對(duì)該自轉(zhuǎn)向劑粘度的影響。優(yōu)選陳堡油田主力單元水平井進(jìn)行自轉(zhuǎn)向酸化解堵試驗(yàn)，取得很好的增油效果。

自轉(zhuǎn)向酸化 表面活性劑 性能評(píng)價(jià) 現(xiàn)場試驗(yàn) 陳堡油田

陳堡油田K2t13砂層組為層狀油藏，巖性為塊狀含礫砂巖，平均滲透率為382.9×10-3μm2，平均孔隙度為22.3%，膠結(jié)方式以孔隙-接觸式膠結(jié)為主。自2008年以來，陳堡油田部分油井出現(xiàn)供液能力突然變差的情況，此后每年呈不同程度的遞增趨勢(shì)，嚴(yán)重影響陳堡油田的正常穩(wěn)產(chǎn)。引起問題井供液變差的原因主要有井底結(jié)垢(鋇垢堵塞)、井筒套損(產(chǎn)出液不匹配)、中高含水產(chǎn)出液的乳化問題等等，但主要原因是儲(chǔ)層顆粒運(yùn)移造成的。陳堡油田采用“控制生產(chǎn)壓差+泡沫酸化解堵”的治理方法，取得一定效果，但也出現(xiàn)了新的開發(fā)難題，例如多輪次酸化效果逐輪變差，酸化后含水上升，酸化后易出砂。

改善陳堡油田供液變差井酸化效果的關(guān)鍵技術(shù)就是如何讓酸液轉(zhuǎn)向進(jìn)入到低滲區(qū)域。采用酸化措施初期，泡沫酸可以實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向酸化的目的，但隨著酸化輪次的增加，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性差異加大，致使泡沫酸化效果逐輪變差。采油廠在問題井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化、措施調(diào)整效果、堵塞機(jī)理等分析總結(jié)的基礎(chǔ)上，提出了自轉(zhuǎn)向酸酸化技術(shù)，并在陳3平8井、陳3平7井進(jìn)行礦場試驗(yàn)，取得初步的試驗(yàn)效果。

1 自轉(zhuǎn)向酸酸化機(jī)理

自轉(zhuǎn)向酸酸化技術(shù)是一種無傷害的轉(zhuǎn)向酸化技術(shù)[1]，酸化過程中能夠自動(dòng)轉(zhuǎn)向[2-3]進(jìn)入低滲透區(qū)，酸化后遇烴自動(dòng)破膠，返排徹底，無殘?jiān)?。自轉(zhuǎn)向酸泵入儲(chǔ)層后，酸液與前端巖石發(fā)生酸巖反應(yīng)，產(chǎn)生大量的鈣鎂離子；與此同時(shí)，因酸液的消耗而導(dǎo)致余酸pH值上升，酸液粘度升高，并具備獨(dú)特的粘彈性[4]，對(duì)儲(chǔ)層高滲孔隙產(chǎn)生暫時(shí)堵塞，對(duì)酸液的繼續(xù)進(jìn)入產(chǎn)生阻礙作用，導(dǎo)致注酸壓力持續(xù)上升，迫使酸液進(jìn)入次低滲或損害較嚴(yán)重的區(qū)域[5-6]。轉(zhuǎn)向后酸化過程繼續(xù)進(jìn)行，進(jìn)入該區(qū)域的酸液粘度再次增加，迫使酸液進(jìn)入更低滲或損害更嚴(yán)重的區(qū)域[7-10]。這一過程交替進(jìn)行，在儲(chǔ)層巖石中形成酸蝕蚓孔，酸液對(duì)不同滲透率或損害程度的儲(chǔ)層加以改造，增加儲(chǔ)層巖心的導(dǎo)流能力，使油氣層增產(chǎn)。

2 粘彈性表面活性劑的優(yōu)選及性能

2.1 自轉(zhuǎn)向酸體系的性能

自轉(zhuǎn)向酸進(jìn)入儲(chǔ)層后，鮮酸與接觸的儲(chǔ)層巖石發(fā)生酸巖反應(yīng)，導(dǎo)致鮮酸的消耗以及酸液pH值的上升，同時(shí)隨著巖石礦物的溶蝕產(chǎn)生大量Ca2+和Mg2+。自轉(zhuǎn)向酸之所以能夠自動(dòng)轉(zhuǎn)向，主要因?yàn)檎硰椥员砻婊钚詣┰趐H值上升及Ca2+、Mg2+離子存在的環(huán)境下膠束形態(tài)發(fā)生改變，使得殘酸粘度升高，迫使后續(xù)鮮酸轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲區(qū)域。因此評(píng)價(jià)粘彈性表面活性劑的轉(zhuǎn)向能力就是評(píng)價(jià)其對(duì)殘酸體系的增粘性能，為此后續(xù)實(shí)驗(yàn)通過人為補(bǔ)充Ca2+(加入CaCl2)以及升高酸液體系pH值來模擬殘酸體系環(huán)境，評(píng)價(jià)粘彈性表面活性劑的增粘轉(zhuǎn)向能力。

2.1.1 表面活性劑濃度對(duì)殘酸粘度的影響

自轉(zhuǎn)向酸殘酸體系配制條件：22%CaCl2，溫度為60 ℃，pH值為5.4，剪切速率為150 r/min。改變粘彈性表面活性劑的濃度(分別為4%，5%，6%，7%和8%)，測(cè)定酸液體系的粘度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 殘酸體系粘度與十八烷基丁基二羥乙基溴化銨濃度的關(guān)系曲線

由圖1可以看出，當(dāng)粘彈性表面活性劑濃度低于5%時(shí)，殘酸體系粘度不足100 mPa·s，這主要是粘彈性表面活性劑濃度較低，體系中的膠束多以球狀膠束形態(tài)存在，而球狀膠束的增粘能力有限，致使體系粘度較低。

隨著粘彈性表面活性劑濃度的不斷升高，殘酸體系粘度迅速顯著增大。當(dāng)粘彈性表面活性劑濃度達(dá)到6%時(shí)，體系粘度達(dá)到523.1 mPa·s，此時(shí)體系中膠束多以棒狀膠束形態(tài)存在，導(dǎo)致體系粘度的大幅提高。

2.1.2 體系pH值對(duì)殘酸粘度的影響

自轉(zhuǎn)向酸殘酸體系配制條件：粘彈性表面活性劑濃度為6%，22%CaCl2，溫度為60 ℃，剪切速率為150 r/min。測(cè)定pH值分別為4、5、6、7時(shí)的酸液體系粘度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 殘酸體系粘度與pH值的關(guān)系曲線

由圖2可以看出，隨著殘酸pH值的升高，殘酸體系的粘度也隨之升高。當(dāng)殘酸pH>5時(shí)，體系粘度可達(dá)520 mPa·s以上，此后隨著pH值的升高，酸液體系粘度增加不再明顯。

2.1.3 溫度對(duì)殘酸粘度的影響

自轉(zhuǎn)向酸殘酸體系配制條件：粘彈性表面活性劑濃度為6%，22%CaCl2，pH值為5.4，剪切速率為150 r/min。測(cè)定不同溫度下的酸液體系粘度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

圖3 殘酸體系粘度與溫度的關(guān)系曲線

由圖3可以看出，殘酸體系的粘度隨溫度的升高而降低。在實(shí)驗(yàn)過程中，布氏粘度計(jì)所能測(cè)定的最大粘度為8 000 mPa·s，當(dāng)溫度低于47.1 ℃時(shí)，殘酸體系的粘度已經(jīng)超過了粘度計(jì)的最大測(cè)量范圍，此時(shí)的溶液呈漿糊狀，粘度極高。當(dāng)溫度高于80 ℃時(shí)，殘酸體系粘度在60～80 mPa·s之間。由此看出，粘彈性表面活性劑的自轉(zhuǎn)向酸適用于80 ℃左右的儲(chǔ)層酸化。

溫度對(duì)自轉(zhuǎn)向酸粘度的影響可以從分子熱運(yùn)動(dòng)角度解釋。高溫時(shí)熱能的增加會(huì)加劇分子熱運(yùn)動(dòng)，分子間相互纏繞進(jìn)而形成蠕蟲狀的膠束運(yùn)動(dòng)速率也會(huì)加快。反之，低溫時(shí)分子熱運(yùn)動(dòng)較弱，此時(shí)分子將會(huì)以相互纏繞方式形成網(wǎng)狀膠束，體現(xiàn)出較高的表觀粘度。

2.2 殘酸破膠性能評(píng)價(jià)

自轉(zhuǎn)向酸殘酸體系配制條件：粘彈性表面活性劑濃度為6%，22%CaCl2，pH=2.5，加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的有機(jī)溶劑和去離子水，充分?jǐn)嚢?0 min后測(cè)量60 ℃，170 s-1下的酸液粘度。通過對(duì)粘度變化規(guī)律的分析，研究地層油氣及加入的破膠劑對(duì)自轉(zhuǎn)向酸殘酸溶液粘度的影響。有機(jī)溶劑和水的破膠數(shù)據(jù)見表1和表2。

表1 有機(jī)溶劑破膠情況(60 ℃，170 s-1)

表2 水破膠情況(60 ℃，170 s-1)

由表1看出，有機(jī)溶劑煤油和乙二醇的加入均使自轉(zhuǎn)向酸的殘酸粘度降低，破膠效果明顯。相比之下，加入乙二醇的殘酸粘度下降幅度更大，其中加入5%乙二醇的乏酸粘度接近于水的粘度，表面活性劑膠束幾乎完全破壞。當(dāng)網(wǎng)狀膠束遇到地層烴類物質(zhì)或有機(jī)溶劑時(shí)，由于這些有機(jī)物具有親油性，將被增溶進(jìn)膠束的疏水基核心，蠕蟲狀膠束膨脹，最終分解成為較小的球形膠束，空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)破壞，體系粘度降低。

由表2看出，去離子水對(duì)殘酸破膠的作用效果。隨著去離子水加入量的增大，殘酸粘度迅速降低，加入300%去離子水時(shí)體系粘度即達(dá)到2.2 mPa·s，稀釋降粘所用時(shí)間短，破膠效果明顯。加水后膠束被稀釋，濃度減小，分子間的纏繞等相互作用減弱，已形成的空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)分解，使乏酸粘度降低。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)及其效果評(píng)價(jià)

3.1 酸化方式優(yōu)選

陳3平8井生產(chǎn)層位K2t13有8，9#兩個(gè)小層，儲(chǔ)層巖性為塊狀含礫砂巖，碳酸鹽含量為8.6%，粘土含量2.4%，因儲(chǔ)層碳酸鹽巖含量少，因此采用自轉(zhuǎn)向土酸體系進(jìn)行酸化處理。

采用自轉(zhuǎn)向酸酸化優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件進(jìn)行預(yù)測(cè)(見圖4)，發(fā)現(xiàn)常規(guī)酸與自轉(zhuǎn)向酸處理后均不能使儲(chǔ)層均勻酸化，即不能讓更多的酸進(jìn)入到低滲區(qū)，因此本設(shè)計(jì)采用增效自轉(zhuǎn)向酸兩級(jí)酸化工藝。

圖4 自轉(zhuǎn)向酸優(yōu)選評(píng)判模塊

表3 陳3平8井酸化工作液配方

3.2 工作液配方確定

根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與前期礦場試驗(yàn)結(jié)果，結(jié)合本次改造目的，確定采用前置酸+主體酸配方體系，具體酸液配方見表3，酸化程序見表4。

表4 陳3平8井酸化程序

3.3 應(yīng)用效果

該酸化措施于2015年4月15日在陳3平8井實(shí)施，該井酸化前日產(chǎn)液5.2 t，日產(chǎn)油2.5 t，含水52.2%，酸化后日產(chǎn)液28 t，日產(chǎn)油7 t，含水75.1%，日均增油量4.5 t(見圖5)。

圖5 陳3平8井酸化效果

4 結(jié)論

(1)與常規(guī)酸化相比，自轉(zhuǎn)向酸具有濾失小、粘度高等特點(diǎn)，油井措施后解堵效果較好，增油效果顯著。

(2)自轉(zhuǎn)向酸殘酸體系粘度與十八烷基丁基二羥乙基溴化銨濃度、體系pH值正相關(guān)，與溫度負(fù)相關(guān)。

(3)當(dāng)溫度高于80 ℃時(shí)，自轉(zhuǎn)向酸殘酸體系粘度依然較高，可以滿足陳堡油田的轉(zhuǎn)向酸化需求。

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(編輯 謝 葵)

江蘇油田耐高溫表面活性稠化酸儲(chǔ)層改造技術(shù)獲得突破

常規(guī)酸液存在酸巖反應(yīng)快，布酸不均，造縫能力差等技術(shù)瓶頸，而聚合物類稠化酸又存在殘?jiān)鼈Φ葐栴}。為此，江蘇油田分公司工程院設(shè)計(jì)合成了耐溫90 ℃、120 ℃、150 ℃的新型表面活性稠化劑，具有易于工業(yè)生產(chǎn)、使用濃度低等特點(diǎn)，有效降低了稠化酸應(yīng)用成本。

采用非炔醇類酸液緩蝕劑，構(gòu)建了穩(wěn)定的表面活性稠化酸液配方，針對(duì)不同油藏類型，制定了與之相適應(yīng)的稠化酸酸化(壓)體系配方；同時(shí)，研制了配套的酸巖反應(yīng)模擬試驗(yàn)設(shè)備，提高了智能化控制水平及測(cè)試精度，為稠化劑研發(fā)和現(xiàn)場應(yīng)用優(yōu)化設(shè)計(jì)提供準(zhǔn)確的酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)參數(shù)。

該技術(shù)適用于灰?guī)r、砂巖等巖性儲(chǔ)層油、氣、水井的酸化、酸壓，在江蘇油田不同油藏類型應(yīng)用62井次，其中，油井37井次，注水井25井次，平均單井增油1 756.5 t，平均單井增注1.2×104m3，增產(chǎn)增注效果顯著，而且，能夠釋放常規(guī)儲(chǔ)層改造技術(shù)無法動(dòng)用的地質(zhì)儲(chǔ)量，使欠注井達(dá)到地質(zhì)配注要求，提高了油藏采收率。

此項(xiàng)研究成果擁有授權(quán)國家發(fā)明專利6項(xiàng)，榮獲2016年度江蘇油田科技進(jìn)步一等獎(jiǎng)。

(虞建業(yè))

Study on plugging removal by self-diverting acidization for Chenbao Oilfield

Zhu Suqing,Li Xing,Li Jinghui

(No.1OilProductionPlantofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225265,China)

To solve the problem of limited effect in conventional acidizing for wells with low fluid production in Chenbao Oilfield,the self-diverting acidization technology was proposed.The self-diverting acid fluid can automatically redirect and penetrate deeply target layers in the process of acidizing.The gelatinous self-diverting acid can be broken by contacting hydrocarbon after acidizing.And then the reacted acid can flow back easily without residuals and secondary damage.As a result,the target formation can be homogeneously and effectively acidized by the self-diverting acidization technology.A kind of viscoelastic surfactant with self-diverting property was developed through condensation reaction and quaterisation reaction.It was carried out evaluation on the effect of concentration,pH value and temperature on the viscosity of self-diverting acid fluid.The technology was implemented in horizontal well in Chenbao Oilfield.The obvious oil increasing oil effect was obtained.

self-diverting acidizing;surfactant;property evaluation;field test;Chenbao Oilfield

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.01.014

2016-06-24；改回日期：2016-09-07。

朱蘇青(1972—)，碩士，高級(jí)工程師，現(xiàn)從事采油工程研究與管理工作。電話：0514-86763505，E-mail：zhusuq.jsyt@sinopec.com。

TE39

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