一種高壓注酸解堵技術在渤海注水井的應用

徐雅峰

（中海油服油田生產事業(yè)部，天津 300459）

受平臺海管壓力及注水泵功率限制，渤海地區(qū)注水井最大井口壓力[1，2]一般為 10 MPa～15 MPa，常規(guī)基質酸化泵注解堵液壓力為井口限壓的1.2～1.5倍。注水井多輪次解堵措施后[3]，近井地帶的酸可溶物變少，需開展深部解堵。酸壓[4]是有效的增注措施，一般針對碳酸鹽巖進行儲層改造，但施工設備多，海上油田場地受限，且經濟成本高。提出了將基質酸化和酸壓結合的高壓注酸解堵技術，優(yōu)選高溫緩蝕劑，引入有機緩速酸[5]，用于高溫深井砂巖儲層酸化[6]，提高注水井解堵效果。以渤海B油田B-09注水井為例，井深2 970 m，井溫120℃，解堵體系中加入了高溫緩蝕劑MC-16，采用高壓擠注有機緩速酸工藝，降壓增注效果顯著。

1 儲層特點

B油田構造發(fā)育于渤南低凸起與萊北低凸起之間，黃河口凹陷東洼東部斜坡帶，緊鄰黃河口生油凹陷。B油田的含油層系發(fā)育于古近系東營組和沙河街組。主要開發(fā)層東營組以構造油藏為主，油層在縱向上集中分布在東二下段Ⅱ油組和東三段，油藏埋深-2 403 m～-2 723 m。東營組儲層主要為中-細粒長石巖屑砂巖，石英含量22.0%～32.0%，長石含量19.0%～27.0%，巖石孔隙發(fā)育，連通性較好。孔隙度主要分布在15.0%～25.0%，滲透率主要分布在100.0 mD～5 000.0 mD，儲層具有中孔高滲的儲集物性特征。

B油田壓力梯度為1.000 MPa/100m，溫度梯度為4.03℃/100m，地質壓力系數(shù)在1.0左右。流體性質中等，地面原油具有輕～中等密度、中等黏度、高凝固點、高含蠟量、膠質瀝青質含量中等的特點。地層水礦化度為11 940 mg/L～12 710 mg/L，水型為碳酸氫鈉型。整體來說，B油田屬于高溫中孔高滲油田。

2 儲層傷害分析

B平臺注水為水源井的清水和處理后的原油污水，注入水部分指標（見表1）。

表1 B油田注水水質分析

采用飽和指數(shù)法對水樣的碳酸鈣結垢趨勢進行預測[7]公式如下（1）～（3）：

式中：SI-飽和指數(shù)；pH-水樣pH值；K-修正系數(shù)（由離子強度與水溫度的關系圖版查得）；pCa-Ca2+濃度（mol/L）的負對數(shù)；pAlK-總堿度（mol/L）的負對數(shù)；u-離子強度；C-離子濃度（mol/L）；zi-離子價數(shù)。

飽和指數(shù)SI＜0表示水中碳酸鈣未飽和，不結垢；SI＞0表示結垢；SI=0表示穩(wěn)定。通過計算可知B油田水樣的飽和指數(shù)為1.85，表明該注入水存在碳酸鈣結垢趨勢。

結垢原理如下（4）～（6）：

在pH低于7.5時，只有極少數(shù)的HCO3-離解為CO32-，油田水的pH一般都大于7.5，多數(shù)地層水質都不含或含有少量CO32-。地層水碳酸鈣結垢主要受pH、溫度和礦化度影響。pH較高時會產生更多的碳酸鈣沉淀；當溫度升高CaCO3在水中的溶解度降低而析出；礦化度的增加會使CaCO3的溶解度增加。

以B平臺B-09井為例，該井2014年5月投注，井深2 970 m，井底溫度120℃，砂巖儲層疏松，由于經過4次解堵作業(yè)，近井地帶存在微粒運移，受注水水質影響，深部存在結垢趨勢。傷害主要為：清污混注后鐵離子相關的沉淀物以及產生CaCO3結垢；清污混合水不配伍，在地層條件下靜態(tài)時會發(fā)生作用，生成一定的懸浮物或沉淀；油田注入水含油，長期注入會形成有機堵塞。在解堵體系選擇時，需考慮高溫、緩速、深部解堵及解堵液對復合垢的溶解能力。

3 實驗

3.1 緩蝕劑的選擇

根據(jù)行業(yè)標準《SY/T 5405-1996酸化用緩蝕劑性能實驗方法及評價指標》測試，壓力16 MPa，攪拌速度60 r/min，掛片為N80鋼材，結果（見表2）。被評價的酸化用緩蝕劑 COH（咪唑啉）、TC-3（脂類）、MC-16（希夫堿）的緩蝕效果均滿足行業(yè)標準要求，TC-1（無機類）不滿足要求。酸化用緩蝕劑MC-16的緩蝕效果最好，優(yōu)選其作為緩蝕劑。

表2 高溫緩蝕劑的篩選

3.2 酸液配方優(yōu)選

高溫深井中，引入有機酸可以更好地控制酸巖反應速度，起到緩蝕和緩速的作用。砂巖儲層常用土酸來處理，但其與黏土的反應過快，達不到深部解堵的目的。多氫酸體系[8]是用一種復合膦酸與氟鹽地下反應生成HF，這種新型復合膦酸含有多個氫離子，因此被稱為“多氫酸”或“五氫酸”。多氫酸酸液體系能長時間的保持HF的濃度較低，且能長時間的維持這個狀態(tài)。高溫條件下，土酸與黏土更容易發(fā)生二次反應，產生沉淀。多氫酸的反應速率要低于土酸，可有效避免二次沉淀的產生達到深部酸化的目的。

通過溶蝕實驗篩選酸液配方（見表3），稱取巖粉2.0 g，反應溫度95℃，反應后105℃干燥2 h，稱重。預處理液配方，6%～10%鹽酸對B油田3組巖樣的平均溶蝕率為16.8%，最高為19.32%，選取8%濃度合理。采用8%的鹽酸加入3%～7%的有機酸HAc觀察緩速效果，優(yōu)選綜合指標高的5%HAc。處理液配方，6%HCl+（4%～6%）MH+（1%～4%）MF對 B 油田 6組巖樣的平均溶蝕率為26.5%，最高為27.82%，從優(yōu)化效果和節(jié)約成本的角度考慮選取6%HCl+4%MH+2%MF作為處理液。

3.3 配伍性能評價

按照酸液推薦濃度，將有機酸溶液、多氫酸溶液分別與高溫緩蝕劑、鐵穩(wěn)劑、黏穩(wěn)劑、助排劑混合，實驗結果（見表4、表5）。由實驗結果可知，配方酸液具有良好的配伍性，無沉淀、分層現(xiàn)象。

表3 酸液配方的篩選

表5 多氫酸與添加劑的配伍性

4 現(xiàn)場應用

4.1 井史

B-09井是B油田的一口注水井，射孔層位為E3d2LⅡ油組，油層中部垂深2 514.2 m。2014年5月投注，第一至四段合注，全井日配注400 m3，實際日注水400 m3，井口注入壓力13 MPa。2014年10月后該井吸水量逐漸下降，至12月日注水量174 m3，注入壓力13.8 MPa。12月籠統(tǒng)酸化作業(yè)，措施后日注水量578 m3，注入壓力11 MPa。2015年3月日注水量150 m3，4月籠統(tǒng)酸化作業(yè)，措施后日注水量478 m3，達到配注，但注水壓力高。11月分層配注，井口壓力10.5 MPa時第一至四防砂段無水嘴，第一段吸水260 m3/d、第二段吸水6 m3/d，第三段吸水15 m3/d，第四段不吸水。2016年1月分層酸化第三、四段，酸化后達到配注。6月注水壓力高達不到配注。10月分層流量測試，井口壓力8 MPa時，第一層吸水158 m3/d、第二層吸水63 m3/d、第三層吸水5.4 m3/d、第四層不吸水。一、二層達到配注，三、四層欠注。2016年11月第三、四段高壓擠注實驗，最高擠注壓力30.7 MPa，測試擠注措施后三、四層合注10.2 MPa時注水50 m3/d，達不到配注。

4.2 工藝設計

結合B-09井污染原因，設計了預處理液解堵近井地帶，緩速酸處理深部的方案，解堵半徑2.5 m。在高于破裂壓力下[9]擠注酸液，B-09井口破裂壓力為20.46MPa（忽略摩阻）。結合井下工具壓力等級P施工max=34.5-1.79-0.5≈32 MPa＞P破。

4.3 現(xiàn)場施工及效果

2017年3月16日，B-09井高壓酸化作業(yè)，擠注預處理液25 m3，處理液40 m3，頂替液25 m3，最高施工壓力30.7 MPa。施工中采用了酸化動態(tài)數(shù)據(jù)采集和評價系統(tǒng)，它能連續(xù)監(jiān)測酸化施工過程和實時評價酸化效果。酸化施工曲線（見圖1）。從施工曲線分析可以看出，在預處理液到達儲層與儲層礦物和外來物質反應后壓力明顯下降，處理液進入儲層后，進一步溶解深部污染物，排量大幅提升，持續(xù)高壓注酸后，降低排量測視吸水指數(shù)（單位壓力下的日注水量），酸液效果明顯。作業(yè)前注水壓力13 MPa，日注水量30 m3，配注400 m3/d，視吸水指數(shù)2.3 m3/d/MPa。作業(yè)后注水壓力2 MPa，日注水量400 m3，達到配注，視吸水指數(shù)增加85.7倍，持續(xù)有效。注水效果（見圖2）。

圖1 B-09施工曲線

圖2 B-09注水曲線

表6 四口高壓注酸井效果

B-09井成功經驗的基礎上，高壓注酸解堵技術在B-11、F-08及A-29井進行了推廣應用，降壓增注效果（見表6）。從表6看出，視吸水指數(shù)增加51倍以上。

5 總結

（1）將酸壓和基質酸化結合的高壓注酸解堵技術可有效提高多輪次解堵注水井降壓增注效果。

（2）MC-16高溫緩蝕劑可以滿足高溫條件下酸液體系的性能要求，有機緩速酸體系各添加劑配伍性良好，可以實現(xiàn)砂巖儲層深部解堵。

（3）高壓注酸解堵技術在渤海3個油田應用解堵效果良好，可推廣應用于類似井增注。

參考文獻：

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