長3油層組儲層緩速酸解堵體系研究及應用

付文耀，鄭建剛 (中石油長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅 慶陽 745100 )

鄭延成，印柱 (長江大學化學與環境工程學院，湖北 荊州 434023)

莊73區位于鄂爾多斯盆地中部的陜北斜坡和天環坳陷的南部，主力開發層系為長31油層，動用含油面積為38.83×104km2，動用地質儲量2064.2×104t，可采地質儲量393.46×104t ，油層厚度14.9m，平均孔隙度15%，平均氣相滲透率6.7mD。長3油層組砂巖粒度細，泥質含量較高。長3油層組儲層屬于低滲儲層，存在注水難的問題。酸化是油水井解堵增產、增注的有效措施之一[1～5]。長3油層組儲層長期以來采用常規土酸和弱土酸對地層進行解堵，堵塞程度和深度發生了變化，現場酸液已經不適應儲層解堵需要。筆者針對長3油層組儲層弱酸敏、弱速敏、水敏的現狀，分析了礦化水堵塞的原因，結合室內試驗，研究出了適用于水源井和采出水混注的防垢緩速酸化體系，評價了體系的增注性能，并進行了現場試驗。

1 試驗部分

1.1 試驗材料

巖心取自長慶油田的莊30油井和莊73油井，經苯-甲醇混合溶劑抽提后，干燥、抽空飽和地層水。酸液添加劑：鐵離子穩定劑WT-100，防膨劑ACE以及緩蝕劑MH-16，IST(雜環季銨鹽)，ACI(咪唑啉季銨鹽)，取自長慶油田。防水鎖劑PWB是由烷醇酰胺與氟碳表面活性劑構成的復配體系[6]。油田水樣有4種：地層水、聯合站處理后的莊轉水，兩種水源井的水樣ZH36S8和Z9S7，水樣的離子組成見表1。

表1 地層水和注入水組成

1.2 試驗方法

阻垢劑性能測試參照SY/T 5673—93《油田用阻垢劑性能評定方法》執行，試驗結果取兩次滴定的平均值；巖心滲透率測試按照標準SY/T5358—2010進行；黏土防膨劑的性能評價參照標準SY/T 5762—1995進行。采用失重法評價酸液對N80掛片的腐蝕速率。具體參見SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法》。

2 礦化水結垢堵塞原因分析

2.1 儲層無機垢的形成及其防護

2.2 礦化度降低對滲透率的影響

圖1 礦化度對低滲透率巖心滲透率的影響 圖2 礦化度對較高滲透率巖心滲透率的影響

考慮到水源井水與莊轉水的混合配注導致水樣礦化度降低問題，試驗配制總礦化度為14000mg/L的模擬水，與蒸餾水按照不同質量比混合配成7000、5000、3000、1000mg/L的礦化水，注入巖心，分別驅替至流速、壓力穩定時得到滲透率。圖1和圖2分別示出了滲透率低于0.04mD(1#與2#)和大于0.1mD(3#)的巖心在驅入不同礦化度鹽水后滲透率的變化趨勢。

可見，滲透率越低，礦化度降低后巖心的滲透率下降越大。對于滲透率為0.137mD的高滲巖心，當礦化度在14000～5000mg/L內變化時滲透率變化不大，當礦化度降到3000mg/L時，巖心滲透率降低5.9%。對于水相滲透率為0.035mD(1#)和0.014mD(2#)的低滲巖心，礦化度降到7000mg/L時，巖心滲透率分別降低5.14%和7.14%，表現出一定程度的水敏，這主要是由于黏土礦物膨脹造成孔喉縮小的緣故[8]。因此，對于低滲儲層注入水要加黏土穩定劑，防止黏土膨脹。

3 酸液體系的篩選

3.1 酸液體系溶蝕性能

酸液組成：①前置酸(12%HCl +5%HAC)；②土酸(12%HCl+3%HF)；③緩沖酸(HCA)；④HCG(10%HCl+5%NH4F+5%胺基膦酸)。取莊73井和莊30井儲層巖心，105℃恒溫4h。取出冷卻，碾成粉末。用80目的篩子過篩備用，稱量0.5000g巖屑于塑料試管中，再加入10mL酸液，密閉，在50℃下恒溫測定2、4、8、12h時的溶蝕率。4種酸體系對2種巖屑的溶蝕試驗結果見圖3、4。

從反應時間與溶蝕率的關系看出，同樣濃度的酸液對2種巖屑的溶蝕率差別較大，土酸對莊73井巖屑的溶蝕率在70%以上，而莊30井巖屑溶蝕率在36%左右，可見，莊73井含有較多的碳酸鹽。

圖3 莊73井酸液溶蝕率曲線 圖4 莊30井酸液溶蝕率曲線

對于莊73井巖屑來說，HCG在12h的溶蝕率為61.82%，比HCA高5.98%，比土酸低6.94%，其緩速性能好于HCA和土酸。對于莊30井巖屑來說，HCG 12h時溶蝕率很高，達到35.53%，比土酸溶蝕率略低，比HCA高8.34%，而且還有較好的緩速性能，8h比2h溶蝕率高5.15%?，F場用的HCA溶蝕率較低，需要提高其溶蝕能力，而HCG酸液對以上2種巖心均有較高的溶蝕率和較好的緩速性能，可用作長3油層組儲層的主體酸。

3.2 酸液緩蝕劑篩選

在酸液中加緩蝕劑可以有效地防止腐蝕，常用的緩蝕劑產品種類較多，主要為含氮化合物、含硫化合物、醛類、醇類以及表面活性劑等。筆者采用的緩蝕劑為季銨鹽MH-16、咪唑啉ACI和咪唑啉季銨鹽IST。在鹽酸、土酸、HCA和HCG中分別加入0.5%緩蝕劑，酸液中置入N80掛片，測定50℃下腐蝕速率，試驗結果見表2。

表2 緩蝕效果

由以上試驗結果可知，50℃下3種緩蝕劑在加量0.5%時對所有的酸液均有較好的緩蝕性能，腐蝕速率均在5g/m2·h以內。比較酸液腐蝕性大小可以看出，加緩蝕劑后，鹽酸和土酸的腐蝕速率均降到1g/m2·h以下，均達到緩蝕劑評價指標的一級標準。HCA的腐蝕性較強，其次是HCG。咪唑啉季銨鹽IST對4種酸的緩蝕效果均較好。

3.3 鐵離子穩定劑

在酸化過程中，金屬腐蝕以及氧化鐵、硫化亞鐵及含鐵礦物在酸中的溶解，都可產生Fe3+。隨著酸化反應的進行，H+濃度越來越低，pH值上升到2.2以上，溶液中鐵離子與水作用生成Fe(OH)3沉淀，就會堵塞地層。該試驗采用丙二酸、乙酸和乙二胺四乙酸按照質量比1∶1∶0.2復配成一定濃度的溶液得到鐵離子穩定劑FEA，采用石油行業酸化用鐵離子穩定劑性能評價方法測得FEA穩鐵能力為255.6 mg/g，而現場用鐵離子穩定劑WT-100的穩鐵能力為178.3mg/g。因此，選取2%FEA作為酸化用鐵離子穩定劑。

3.4 防水鎖助排劑

酸化作業完成后，外來流體的侵入使得地層含水飽和度增加，滲透率降低導致水鎖效應的產生[9]。以前的試驗工作中研制了由烷醇酰胺與氟碳表面活性劑構成的復配防水鎖劑PWB，試驗采用0.5%PWB水溶液處理長3油層組儲層巖片后，水的接觸角為42.26°，表面張力為26.52mN/m，因此，PWB既可降低表/界面張力又可增大接觸角，降低毛細管阻力，使酸化殘液順利排出。

4 酸液體系HCG解堵效果評價

以上試驗篩選出的添加劑體系為：1%SCA+0.5%IST+0.5%PWB+2%FEA+2%ACE。前置酸為10%HCl + 3%HAC+2%FEA +添加劑；主體酸為10%HCl+5%NH4F+5%胺基膦酸+添加劑。

試驗步驟：①用乙醇—苯清洗巖心，烘干，稱重。再抽空飽和礦化水，放置24h以上，測定飽和了液體后巖心的重量，計算巖心的孔隙度和孔隙體積；②用3%NH4Cl正向測原始滲透率K1，流體注入量20PV(孔隙體積)以上，測得滲透率穩定值；③正向注入前置酸2PV，反應2h；④注入主體酸2PV，恒溫一段時間；⑤再用3%NH4Cl測巖心滲透率K2。

表3 反應時間對滲透率的影響

按照試驗步驟測定了5#、6#和7#巖心分別恒溫4、8、12h下酸化前后滲透率，試驗結果見表3。

由試驗結果可知：反應時間越長，酸化后滲透率提高幅度越大。反應4h時，巖心滲透率由酸化前的0.0117mD提高到酸化后的0.115mD，提高9.82倍；當反應8h時，巖心滲透率由酸化前的0.0157mD提高到酸化后的0.4993mD，提高了31.84倍；反應12h后，巖心滲透率由酸化前的0.0016mD提高到酸化后的0.136mD，提高76.12倍。由此可見，隨著反應時間的延長酸化效果提高，但一般來說，滲透率越低酸化后滲透率提高幅度越大。考慮反應時間與提高滲透率程度的關系，反應時間可以取8～12h，以8h為宜。

5 酸化現場試驗

考慮到地層污染深度大，設計酸液處理半徑為4.5m。按照以下方法進行試驗：用活性水清洗井筒管壁，注入前置酸后關井2h，注入主體酸后關井8h，反排。采用優選出來的緩速酸體系對2口水井和1口油井進行酸化，酸化效果見表4。

表4 酸化施工效果

固63-59井和75-67井兩口井經過酸化處理后，壓力分別下降3MPa和2.8MPa，滲透率高的儲層酸化增注效果好。對于油井固65-77井來說，酸化前日產油0.2m3，酸化后增油1.2m3，取得了較好的酸化效果。

6 結論

1)分析了長3油層組儲層注清水地層傷害的原因，探討了礦化度降低對儲層傷害的影響。注入水礦化度為地層水礦化度一半時，低滲巖心滲透率降低7%以上。

2)篩選了適宜儲層的緩速酸液體系：HCG+1%SCA+0.5%IST+ 0.5%PWB+2%FEA+2%ACE。巖心物模試驗結果表明，在低滲儲層的巖心中注入酸體系2PV后，55℃下恒溫反應8h，酸化后滲透率提高30倍。

3)采用緩速酸體系對2口水井和1口油井進行了酸化施工，水井增注100d以上，油井增產258t，取得了較好的酸化解堵效果。

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