王勇 王爾珍 隋蕾 張頂學(xué) 高偉

1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室 2.長江大學(xué)石油工程學(xué)院

鎮(zhèn)北油田是典型的低孔、低滲透油藏，由于儲層物性較差、非均質(zhì)性強(qiáng)，注水難度較大。自2013年以來，欠注井?dāng)?shù)逐年上升，目前有欠注井95口，占總開井?dāng)?shù)的10.3%，日均欠注1 268 m3，平均注水壓力達(dá)到22.5 MPa，且逐年上升。受欠注影響，目前地層壓力僅為14.1 MPa，保持水平79.7%，保持水平較低且逐年降低。油藏遞減大，2017年自然遞減率為18.6%，較2016年上升6.7%，并且單井產(chǎn)能低，僅為0.76 t/d。因此，欠注已成為制約油田開發(fā)的主要矛盾。尋找新的降壓增注技術(shù)，對保持鎮(zhèn)北油田長期穩(wěn)定注水、實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)極為重要。

酸化是注水井常用的增注措施。多種酸液體系都在低滲透油藏中廣泛應(yīng)用，并取得了較好的應(yīng)用效果[1-6]。但是，由于儲層物性的差異，鎮(zhèn)北油田應(yīng)用了磷酸、多氫酸、鰲和酸、有機(jī)土酸、膠束酸等多種酸液體系，效果不夠理想，主要原因是滲透率過低使得酸液很難進(jìn)入地層。水力沖壓與酸化復(fù)合解堵是一種物理化學(xué)相結(jié)合的復(fù)合解堵技術(shù)。其通過水力沖壓在近井地帶形成許多放射狀微細(xì)裂縫，顯著改善近井地帶的油層物性，使得后續(xù)酸液更容易進(jìn)入地層深部。該技術(shù)曾在寶浪油田進(jìn)行過試驗(yàn)并取得成功[7]，但其油藏滲透率要高于鎮(zhèn)北油田長8油藏。在該技術(shù)的基礎(chǔ)上，優(yōu)化酸液體系，提出了一種緩速酸沖壓酸化技術(shù)。在水力沖壓的基礎(chǔ)上，再通過緩速酸進(jìn)行酸化解堵，這樣能夠增加酸液的有效作用距離，達(dá)到深部酸化的目的。在鎮(zhèn)北油田進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)，有效率達(dá)到100%，且大大地延長了措施有效期。

1 欠注原因與增注現(xiàn)狀分析

通過對鎮(zhèn)北油田儲層物性、流體特征以及垢樣研究表明，其欠注的原因是由于儲層物性差、采出水回注而導(dǎo)致注入水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)及注入水與地層水的不配伍而結(jié)垢3個(gè)方面。

從2017年至2018年上半年，采用了酸化、酸壓和壓裂來降壓增注。在酸化方面，采用了氟硼酸、深穿透復(fù)合酸、土酸、多元復(fù)合酸、緩速硫酸鹽、多氫酸、乳化酸、暫堵酸等酸化體系進(jìn)行注水井增注。累計(jì)實(shí)施124井次，措施效果不夠理想，平均有效期96天。實(shí)施酸壓增注27井次，有效19井次，有效率70.3%，平均有效期97天。實(shí)施大排量加砂壓裂增注工藝，實(shí)施5口，1口有效，有效期167天，增注效果仍然欠佳。

2 酸液體系設(shè)計(jì)

2.1 主體酸液優(yōu)選

鎮(zhèn)北油田樣品X衍射全巖礦物成分分析結(jié)果顯示，黏土礦物主要以綠泥石為主，其次為伊蒙混層。因此，在注水或酸化過程中，易造成微粒運(yùn)移、水化膨脹以及各種敏感性堵塞物的生成?？紤]到儲層低孔低滲、堵塞物中無機(jī)物和有機(jī)物均有，以及水質(zhì)不配伍性易結(jié)垢的特點(diǎn)，主體酸液應(yīng)具有深部穿透性、低腐蝕性以及沉淀抑制性的性能。

為了提高酸液的深部穿透性，達(dá)到深部酸化的效果，應(yīng)控制酸液中H+的電離速度，在常規(guī)土酸的基礎(chǔ)上，加入磷酸和氟硼酸兩種多級電離的酸。氟硼酸作為一種緩速酸可以緩慢水解生成氫氟酸，其酸液體系可以始終保持較低的氫氟酸含量，提高酸液的有效作用距離；而且氟硼酸還具有化學(xué)凝聚黏土微粒的作用，凝聚后的黏土微粒在原地膠結(jié)，對地層產(chǎn)生的破壞較小。

為了使得酸液體系的酸化效果達(dá)到最大，在酸液體系中加入螯合劑、緩蝕劑、助排劑等添加劑，發(fā)揮其協(xié)同作用。由于儲層中的黏土礦物主要以綠泥石為主，酸化時(shí)會產(chǎn)生酸敏效應(yīng)，因此在酸液中加入羥基乙叉二膦酸(HEDP)。HEDP是一種有機(jī)磷酸，既是黏土穩(wěn)定劑又是螯合劑，能有效地吸附在黏土表面，防止水敏性礦物水化膨脹及分散運(yùn)移對儲層造成傷害，而且可以與鐵等金屬離子形成穩(wěn)定的絡(luò)合物，從而有效地控制砂巖酸鹽反應(yīng)時(shí)沉淀的產(chǎn)生。最終確定主體酸液配方為：8%(w)HCl+3%(w)HF+1%(w)HBF4+3%(w)HEDP+3%(w)H3PO4。

2.2 緩蝕劑優(yōu)選

緩蝕劑選聚環(huán)氧琥珀酸鈉，其分子極性基團(tuán)中的氧原子具有未共用電子對，可以成為吸附中心，與金屬形成五元環(huán)狀化合物，并吸附于金屬表面，沿金屬表面形成一層致密的保護(hù)膜，從而起到緩蝕作用[8-9]。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見表1)可知，其靜態(tài)腐蝕速率均低于Y/T 5405-2019《酸化用緩蝕劑性能試驗(yàn)方法及評價(jià)指標(biāo)》中的5～8(g/m2·h)。

表1 緩蝕劑效果評價(jià)表酸液體系實(shí)驗(yàn)溫度/℃反應(yīng)時(shí)間/hw(緩蝕劑)/%腐蝕速率/(g·(m2·h)-1)20%(w)HCl20%(w)HCl+3%(w)HF復(fù)合酸60412.512.461.42

在酸液體系中加入一定量的聚環(huán)氧琥珀酸鈉可以起到緩蝕作用，在酸化中保證聚環(huán)氧琥珀酸鈉的質(zhì)量分?jǐn)?shù)不低于1%即可。

2.3 助排劑優(yōu)選

為降低酸液注入壓力且提高殘酸的返排效率，需要在酸液體系中加入助排劑，以降低界面張力，增大巖石表面的潤濕角、毛細(xì)管半徑，從而降低毛細(xì)管壓力，便于殘酸返排[10-11]。幾種助排劑在酸液體系中的界面張力的實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 助排劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)結(jié)果酸液體系σwo/(mN·m-1)表面張力降低率/%酸液49.1酸液+2%(w)ZP-131.236.5酸液+2%(w)ZP-225.947.3酸液+1%(w)聚乙二醇23.153.0酸液+1%(w)SATRO29.340.3

加入聚乙二醇的酸液體系的界面張力下降的幅度最大，可以在一定程度上降低注水壓力，有利于殘酸的返排。因此，選擇聚乙二醇作為助排劑。

實(shí)驗(yàn)室采用TX-500C型界面張力儀測定了在注入水中加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的聚乙二醇的水溶液的界面張力。結(jié)果表明，助排劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.5%以上時(shí)界面張力明顯下降，超過1%時(shí)變化趨于穩(wěn)定。因此，推薦使用聚乙二醇的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%。

3 酸液體系性能評價(jià)

緩速酸酸液體系配方為8%(w)HCl+3%(w)HF+1%(w)HBF4+3%(w)HEDP+3%(w)H3PO4+1%(w)聚環(huán)氧琥珀酸鈉+1%(w)聚乙二醇。為了提高鎮(zhèn)北油田酸化的效果，酸液必須在溶蝕性、緩蝕性和沉淀抑制性上具有較好的性能。

3.1 緩速性能

酸巖反應(yīng)速度決定了酸液的有效作用距離，為了評價(jià)酸液的緩速性能，在室內(nèi)進(jìn)行緩速酸與在用的6個(gè)酸液體系溶蝕性測試的對比實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

從圖1可看出，緩速酸的最終溶蝕率與磷酸和乳化解堵酸體系的相近，但緩速酸的初始溶蝕率比較小，能夠保證酸液進(jìn)入地層深部，達(dá)到深部酸化的目的。其他4種在用酸液體系的最終溶蝕率偏低，很難取得較好的酸化效果。

3.2 沉淀抑制性能

為了分析對比緩速酸對金屬離子的鰲和抑制性能，分別取鎮(zhèn)北油田在用的6種酸液體系各50 mL放置在燒杯中，加入相同體積的陽離子溶液，觀察沉淀，再將其放入60 ℃恒溫箱中恒溫2 h，觀察沉淀的變化情況，并進(jìn)行過濾、烘干和稱重，計(jì)算金屬離子抑制性，結(jié)果見表3。

從表3可看出，與在用的6種酸液體系相比，緩速酸對Ca2+、Mg2+和Fe3+等金屬離子具有很好的鰲和抑制效果，能起到減少二次沉淀的作用，可以滿足酸化后不返排的要求。

表3 酸液的沉淀抑制性能實(shí)驗(yàn)酸液Ca2+抑制率/%Mg2+抑制率/%Fe3+抑制率/%磷酸11.913.952.68膠束酸46.5363.999.21多氫酸30.8625.7216.47有機(jī)土酸58.4473.2911.05氟硼酸59.4568.3859.95乳化解堵酸59.1057.8356.95緩速酸87.7688.8786.88

3.3 巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)效果

為了評價(jià)酸液對儲層滲透率的改善效果，采用天然巖心進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。其滲透率改善值變化曲線如圖2所示。

從圖2可看出，緩速酸能很好地改善巖心的滲透率。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

2018年，在長8油藏進(jìn)行了3口井的現(xiàn)場試驗(yàn)，成功率100%，有效率100%，措施效果見表4。

從表4可看出，措施后平均注水壓力由22.0 MPa下降到18.1 MPa，下降了3.9 MPa。截至2019年5月30日，平均注水壓力仍下降1.7 MPa，保持在20.3 MPa。3口井日注水量由2 m3上升到53 m3，日增注51 m3，目前持續(xù)有效，有效期已達(dá)到270天，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過原采用措施的有效期，降壓增注效果顯著。

表4 鎮(zhèn)北油田注水井沖壓酸化措施效果統(tǒng)計(jì)表井號措施時(shí)間措施前注水情況措施后注水情況注水情況(2019-05-30)油壓/MPa套壓/MPa配注/m3日注/m3油壓/MPa套壓/MPa配注/m3日注/m3油壓/MPa套壓/MPa配注/m3日注/m3日增注/m3鎮(zhèn)315-7752018-09-0121.521.415119.118.9151520.820.7151514鎮(zhèn)308-8192018-11-0522.322.225117.417.3252518.918.8303029鎮(zhèn)321-7692018-11-0122.322.19017.917.89921.321.2888平均22.021.918.118.020.320.2合計(jì)4924949535351

5 結(jié)論與建議

(1)鎮(zhèn)北油田長8油藏注水壓力高、欠注嚴(yán)重，原有措施效果較差，有效期較短，其主要原因是地層滲透率低，酸液很難達(dá)到地層深部。因此，提出了一種緩速酸沖壓酸化工藝技術(shù)。該技術(shù)在水力沖壓基礎(chǔ)上，在近井地帶形成許多放射狀微細(xì)裂縫，再通過緩速酸進(jìn)行酸化解堵，增加了酸液的有效作用距離，達(dá)到深部酸化的目的。

(2)結(jié)合儲層物性和傷害因素，優(yōu)選的緩速酸酸液體系為8%(w)HCl+3%(w)HF+1%(w)HBF4+3%(w)HEDP+3%(w)H3PO4+1%(w)聚環(huán)氧琥珀酸鈉+1%(w)聚乙二醇。該酸液體系1 h溶蝕率為25.02%，8 h溶蝕率為35.31%；Ca2+抑制率為87.76%，Mg2+抑制率為88.87%，F(xiàn)e3+抑制率為86.88%，沉淀抑制性明顯優(yōu)于目前在用酸化體系；巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)也表明該酸液體系能明顯改善地層的滲透率。

(3)對鎮(zhèn)北油田長8油藏的3口注水井進(jìn)行沖壓酸化現(xiàn)場試驗(yàn)，措施有效率100%，措施后平均注水壓力下降了3.9 MPa，日增注51 m3，有效期已達(dá)到270天，取得了較好的降壓增注效果。但多次施工產(chǎn)生新微裂縫的可能性較小，增注效果勢必會下降，建議加強(qiáng)酸液體系優(yōu)化的研究，進(jìn)一步優(yōu)化適用于后期的酸液體系。