渤海油田注水井酸化低效對策研究

孫 林，孟向麗，蔣林宏，劉常清，張 寧

(1.中海油能源發展股份有限公司，天津 300452；2.中國石油大學(北京)，北京 102249；3.中海石油(中國)有限公司，天津 300452)

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渤海油田注水井酸化低效對策研究

孫 林1，孟向麗1，蔣林宏2，劉常清3，張 寧3

(1.中海油能源發展股份有限公司，天津 300452；2.中國石油大學(北京)，北京 102249；3.中海石油(中國)有限公司，天津 300452)

針對渤海油田注水井酸化低效的問題，分析了其產生原因，并提出了綜合對策：海上油田日注水量較大，在注入水水質相同的情況下，儲層傷害更為嚴重，因此，建立了更加嚴格的注入水水質標準；加入有機處理劑前置段塞，加強有機解堵，并防止原油與酸液反應形成酸渣；在原有酸液體系中加入表面活性劑，增強酸化洗油處理；采用多元復合酸體系解決渤海油田無機垢、注水污油、微粒運移、泥質堵塞等綜合傷害問題；在不改變現有注水流程情況下，使用注水井在線酸化工藝，克服平臺作業空間小的問題，同時提高酸化處理規模。綜合對策經過現場應用，日注水量和視吸水指數較以往酸化提高了1.1～2.0倍，酸化有效期延長了50%以上。該技術對國內外類似油田的開發具有借鑒意義。

注水井；酸化；多元復合酸；在線酸化；渤海油田

0 引 言

渤海油田主要包括蓬萊19-3、綏中36-1、秦皇島32-6等數個億噸級大油田，油田多為中高孔、中高滲疏松砂巖稠油油藏，在渤海已開發的油田中，疏松砂巖稠油油藏占80%左右[1-2]。從20世紀80年代起，海上油田開始規模實施酸化技術[3-7]，取得了較為明顯的增產增注效果。但目前渤海油田注水井面臨酸化低效的問題，平均有效期為3～4個月，部分井甚至不到1個月，造成平臺施工作業量增加，作業成本攀升。為解決該問題，針對注水水質、注采強度、酸化規模等渤海油田酸化低效原因，提出了改善注水水質、加強有機解堵及酸化洗油處理、酸液體系升級和注水井在線酸化工藝等對策，以提高渤海油田注水井酸化效果。

1 注水井酸化低效原因

1.1 注水水質因素

渤海油田多采用油田生產污水和水源井水混合注入方式，但水質長期不達標，含有大量懸浮固體和油污，容易產生鐵氧化物、碳酸鹽等無機垢傷害和殘余油污染，可引起儲層滲透率顯著降低，注水壓力上升[8]。

1.2 注采強度因素

強注強采是海上油田的普遍生產方式，為彌補地層虧空，平均單井日注水量為400 m3/d以上[9]。強注強采，特別是在注入水長期沖刷和反復酸化溶蝕下，易導致微粒運移及出砂現象，造成注水壓力快速升高。

1.3 酸化規模因素

目前海上油田受平臺空間限制，主體酸液用量多為20～60 m3，酸化半徑多為1 m左右，僅可解決近井筒周圍的部分儲層傷害，而堵塞還會不斷累積，因此，渤海油田酸化有效期越來越短。

1.4 其他因素

儲層方面，渤海油田儲層膠結疏松，生產過程中極易造成微粒運移傷害和泥質堵塞傷害。其次，渤海油田注水井多為油井轉注井，注水層位存在一定的殘余油，且地層原油黏度較高，有機質含量高，部分油田還存在酸值含量高[10]的特點，容易形成乳化堵塞。

2 注水井酸化低效對策

2.1 改善注水水質

海上油田的日注水量是陸地油田的十余倍至幾十倍，堵塞沉積量和污染帶半徑相應也更大。因此，考慮到日注水規模，針對不同滲透率地層建立了更為嚴格的注水水質指標(表1)。

2.2 加強有機解堵

針對儲層有機堵塞，同時為防止原油與酸液反應形成酸渣，一般采取增加有機處理劑前置段塞的措施。但常規有機處理劑主要以油相為主，由于油水密度差異，存在有機處理劑難以注入的問題。

表1 海上碎屑巖油藏注水水質指標

渤海油田有機處理劑前置段塞的主劑采用ZG有機處理劑，其成分以聚氧乙烯脂肪胺復合烴和BoLa表面活性劑為主，由于含有1個疏水鏈連接2個親水基團構成的兩親化合物，所以處理劑除了能溶解原油以外，還可以任意比例分散于注入水中，解決常規有機處理劑難以注入的問題。

如表2所示(65 ℃、2 h水浴實驗結果)，ZG有機處理劑具有較好的解除有機垢作用，與注入水的配伍性也較好。

表2 ZG有機處理劑性能指標

2.3 加強酸化洗油處理

針對儲層殘余油傷害，在酸液體系中增加表面活性劑。采用的表面活性劑為FT-01氟碳表面活性劑，其具有較低的表面張力性能，采用懸滴法測定0.10%FT-01水溶液的表面張力值為14.85 mN/m。具有較好的洗油作用，針對N80掛片上以及200目篩網中黏附的現場稠油，經過常溫10 min的洗油，便可達到95%以上的洗油效果。與酸液配伍性好，0.20% FT-01活性酸液表面張力為12.77 mN/m，按現場活性酸與水的常用比例1∶2配制的混合溶液的表面張力為20.19 mN/m，低于常用酸液表面張力值(大于27.00 mN/m)。

2.4 多元化酸液體系

針對渤海油田注水井存在無機垢、注水污油、微粒運移、泥質堵塞等諸多傷害問題，且酸化規模受平臺空間限制的問題，研發了HX-01多元活性酸體系。

HX-01活性酸體系采用多元化成分，包含鹽酸、氟膨酸、三元有機酸和六元有機酸等主劑。成分中的鹽酸可清洗鈣質；氟膨酸為緩速酸，可溶蝕黏土和長石，具有黏合疏松砂巖的作用；三元有機酸和六元有機酸可快速螯合Ca2+，有效防止與地層中碳酸鹽礦物和注入水產生CaF2二次沉淀。

該組成特點可以減少常用砂巖酸化體系中前置段塞或后置段塞(以鹽酸為主)的使用量，并使用濃縮液設計，現場采用平臺注入水配制或者與注入水混注，降低了常規配液用水所占的酸罐體積，節省了平臺空間。以30 m3活性酸使用量為例，可達到以往90～150 m3的總酸液的處理規模。HX-01活性酸水溶液各項性能指標如表3所示。

表3 HX-01活性酸液水溶液性能指標

2.5 注水井在線酸化工藝

為了配合多元化酸液的使用，克服平臺作業空間小的限制，同時提高酸化處理規模，采用注水井在線酸化工藝，工藝流程如圖1所示。在采油樹清蠟閥門上單獨連接在線酸化流程，包括高壓管線、酸化泵、數據采集系統(實時監測酸化泵注壓力和排量數據)、低壓管線和35 m3酸化罐。HX-01活性酸和注入水按一定比例在酸化罐中進行混合，利用酸化泵增壓后和注入水一起混注，其中注入水替代了以往的配液水。該酸化流程與以往流程相比，簡化了酸化作業設備，同時擴大了酸化處理規模，縮短恢復注水時間，降低了因開關注水井產生的壓力激動影響。

圖1 渤海油田在線酸化流程

3 應用效果

多元復合酸體系于2015年8月在B油田13井和S油田15井進行了試驗應用，效果優良。日注水量和視吸水指數較往次酸化提高1.1～2.0倍，酸化有效期延長50%以上。

以B油田13井為例。該井射開油層的斜深為2 626.3～2 651.0 m，有效射孔厚度為20.4 m，孔隙度為21.2%～26.3%，滲透率為25.2×10-3～289.9×10-3μm2，泥質含量為16.2%～31.1%。該井存在注水無機垢和污油傷害、有機質堵塞及泥質堵塞問題，曾進行過2次酸化，但酸化有效期都較短，僅為36～39 d。該井第3次酸化采用了多元復合酸體系，首先泵注20 m3的ZG有機處理劑段塞，泵注排量從0.24 m3/min提高至0.32 m3/min，泵注壓力從11.7 MPa降至10.3 MPa，近井地層滲流環境明顯改善。然后按照酸液和注入水1∶1的混注比例，在線泵注28 m3的HX-01活性酸液，注入壓力為10.3 MPa，泵注排量從0.32 m3/min提高至0.64 m3/min，施工效果顯著。第3次酸化相對前2次酸化的有效期延長了172%以上，酸化后日注入量提高1.35倍以上，視吸水指數提高1.66倍(相對第2次酸化)，3次酸化效果對比如表4所示。

表4 B油田13井酸化效果對比(截至2015年12月9日)

4 結 論

(1) 渤海油田注水井酸化面臨酸化低效等問題，目前平均有效期為3～4個月左右，部分井甚至不到1個月。

(2) 渤海油田注水井酸化低效原因主要包括：注入水水質差；注采強度過大，使儲層變得疏松，極易出砂；酸化規模小，無法解決遠井地層傷害；儲層物性影響及轉注措施影響。

(3) 針對渤海油田酸化低效問題，提出了綜合對策，包括改善注入水水質、加強有機解堵及酸化洗油處理、酸液體系升級和注水井在線酸化工藝。綜合對策取得了較好的效果，酸化后日注水量和視吸水指數較往次酸化提高了1.1～2.0倍，酸化有效期延長50%以上。

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編輯 孟凡勤

20151109；改回日期：20160317

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”子課題“海上油田化學驅配套技術”(2011ZX05024-004-09)

孫林(1983-)，男，工程師，2006年畢業于西南石油大學石油工程專業，現從事海上油氣田酸化壓裂工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.035

TE357.46

A

1006-6535(2016)03-0144-04