樁古40-多4 高溫井深部酸化技術研究及應用

何 琛，蔣建方，孫占武，張 銘，李詩豪，金 玲，馮章語

（1.中國石油大學非常規油氣科學技術研究院，北京 102249；2.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽 745000）

勝利樁西油田古潛山油藏孔隙度小，主要分布在5%～10%，滲透率特低，平均滲透率0.145×10-3μm2，天然裂縫較發育，儲層巖性以白云質灰巖為主[1]，埋藏深，平均深度達到4 153 m，溫度在160 ℃以上，屬于異常高溫地層[2]，地層壓力系數較低。以往對該區塊實施過大規模基質酸化和酸壓，由于高濃度酸液的過度使用會溶蝕近井地帶，造成微粒運移堵塞，儲層傷害嚴重，因此在初期取得了一定的增產效果后生產水平逐漸降低。結合樁古40-多4 高溫井的生產歷史動態來看，由于生產過程中原油大量脫氣，儲層受到了有機物的傷害，加上地層微粒運移、堵塞、結垢等無機傷害[3-5]，分析認為，雖然該井酸化前產量不高，但地層原有的天然裂縫還可以通過酸化措施進一步溝通，仍具有較大增產潛力，因此，采用適合該井儲層潛力、技術改造特點、具有較強經濟性的酸化增產技術。

酸化是油井增產、注水井增注的一項有效措施，和水力壓裂、酸化壓裂合稱為油藏改造三大措施[6]，常規酸化技術已經發展的比較成熟，在國內外許多油田得到了廣泛應用，而高溫深井酸化技術在近幾年也得到快速發展，并取得了不錯的現場效果，特別是在評價酸液體系高溫緩蝕性能、高溫緩速性能、配伍性、降阻性、鐵離子穩定性、防膨性等方面以及技術發展前景與趨勢的研究比較深入，發表了大量相關文獻；劉富強等[7]從酸液緩蝕性能、配伍性能、緩速性能等方面對石南油田現場使用的氟硼酸酸液體系進行了較為全面的室內靜態評價和巖心酸化動態評價實驗，現場酸化效果佳，巖石骨架結構破壞小，有效控制了微粒運移，達到了深部防膨酸化解堵的目的，實驗溫度為90 ℃，遠低于勝利樁西油田古潛山油藏的地層溫度，所用緩蝕劑靜態腐蝕速率為6.01 g/（m2·h），反應6 min 時氟硼酸的酸巖反應速度為1.517×10-5mol/（cm2·s）。姚遠等[8]針對目前高溫碳酸鹽巖儲層酸化時存在酸巖反應速度快、管柱腐蝕、二次污染等問題，通過對緩蝕劑、緩速劑、助排劑和鐵離子穩定劑等進行評價與優選，確定了適合高溫碳酸鹽儲層的稠化緩速酸液體系并對酸液體系綜合性能進行了評價，該酸液體系對高溫碳酸鹽儲層有明顯改造作用，滿足了現場酸化施工的要求，實驗溫度最高時達到120 ℃，所用緩蝕劑動態腐蝕速率為60.35 g/（m2·h）。于夢紅等[9]針對重度污染儲層，采用快反應低濃度土酸和緩速酸復配形成的復合酸，利用緩速酸穿透距離長的優點，在土酸快速解除近井污染同時對地層深部污染進行酸化解堵，恢復儲層滲透率，提高油井產能，實驗溫度為160 ℃，復合酸動態腐蝕速率為72.17 g/（m2·h）。高溫深井酸化技術在勝利樁西古潛山這類異常高溫（大于160 ℃）油藏中應用還比較少，因為該類油藏對酸液體系性能要求很高，施工難度很大，需要進一步優選酸液配方和優化施工管柱設計。為此，在室內對現場選用酸液體系進行了高溫緩蝕性能、緩速性能、綜合性能評價實驗，以此為依據優選了適合該區塊油藏的酸液配方，進行了該井的酸化施工優化設計。

1 儲層酸化地質概況

勝利樁西油田古潛山油藏孔隙度低，主要分布在5%～10%，滲透率特低，平均滲透率為0.145×10-3μm2，屬低孔特低滲儲層，天然裂縫不發育、溝通差；巖性以白云質灰巖為主，儲層埋藏深，平均深度可達4 153 m，本次施工井段4 008.67～4 121.84 m，地層溫度在160 ℃以上，為異常高溫儲層，屬于高溫深井酸化作業；儲層中深地層壓力為33.13～35.89 MPa，壓力系數為0.81～0.88，比較低；地層存在比較嚴重的污染，導致地層滲流阻力增加。儲層總體上滲透性差，而且堵塞嚴重，需要通過酸化解除地層傷害[10-11]。同時由于地層高溫、埋藏深、天然裂縫溝通差，增大了酸化施工難度[12]。

2 酸液體系性能評價

2.1 高溫緩蝕性能評價

2.1.1 實驗原理及儀器、材料

2.1.1.1 實驗原理 在實驗所規定的壓力、溫度下，依據失量法采用高溫高壓動態腐蝕設備進行實驗，按照式（1）計算得到高溫高壓動態腐蝕速率[13]。

式中：vi-單片腐蝕速率，g/（m2·h）；Δmi-試片腐蝕失量，g；Ai-腐蝕試片表面積，mm2；Δt-腐蝕時間，h。

2.1.1.2 儀器、材料 FS-Ⅲ高溫高壓動態腐蝕儀、AC-2.0 高溫高壓動態反應與腐蝕測試系統、XS205DU雙量程電子天平、游標卡尺、鹽酸、FL-A 和FL-B 緩蝕劑、乙酸、氯化銨、生料帶、N80 實驗試片等。

2.1.2 實驗評價結果及分析 根據行業標準SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價標準》中高溫緩蝕劑高溫高壓動態腐蝕速率評價方法，對緩蝕劑FL-A 和FL-B 的緩蝕性能進行了評價。設定了三個溫度為130 ℃、150 ℃、170 ℃，壓力為15 MPa，轉速為60 r/min，腐蝕時間為4 h，結果見表1。由表1 可知，在150 ℃下，采用6.0%緩蝕劑FL-A 時，腐蝕速率提高到38.46 g/（m2·h），滿足了高溫動態腐蝕行業標準要求的小于70.00 g/（m2·h），當溫度為170 ℃時，6.0%緩蝕劑FL-A 腐蝕速率為130.27 g/（m2·h），6.0%緩蝕劑FL-B的腐蝕速率為95.27 g/（m2·h），均大于70.00 g/（m2·h），不能滿足施工的基本要求。將濃度提高到6.5%時，FLA 依然不能滿足現場酸化施工的行業標準，FL-B 勉強達到了行業標準，考慮到現場施工可能出現的各種情況，以此濃度施工存在一定風險。當提高濃度到7.0%時，FL-A 的腐蝕速率雖然有所降低，但依然超標；FL-B 的腐蝕速率下降較多，為37.82 g/（m2·h），低于行業標準要求的小于70.00 g/（m2·h），因此，7.0%的FL-B 可在現場酸化施工中使用。為了進一步確定緩蝕劑FL-B的可靠性，進行了7.0%緩蝕劑FL-B 的靜態腐蝕實驗，靜態腐蝕速率為7.64 g/（m2·h），低于10.00 g/（m2·h）的行業標準。根據不同條件下的金屬腐蝕速率[14]（表2）可知，在140 ℃下，酮醛胺縮合類、曼尼希堿類、季銨鹽類三種緩蝕劑的腐蝕速率都遠大于170 ℃下7.0%緩蝕劑FL-B 的腐蝕速率，均不能達到行業標準要求，因此，分析認為7.0%緩蝕劑FL-B 在高溫下的緩蝕性能好，可以在該井的酸化施工中使用。

表1 緩蝕劑高溫腐蝕實驗性能評價

表2 不同條件下金屬腐蝕速率

2.2 高溫緩速性能評價

2.2.1 實驗原理及儀器、材料

2.2.1.1 實驗原理 依據酸堿中和滴定的原理，測定巖石反應前后酸液中氫離子的變化量，從而計算酸液中氫離子濃度的變化值[15]。

式中：ΔCHCl-氫離子濃度變化量，mol/L；VNaOH-氫氧化鈉體積，L；CNaOH-氫氧化鈉濃度值，mol/L；VHCl-鹽酸體積，L。

考慮到巖樣的面容比后，酸巖反應動力學方程為：

式中：K-反應速度常數，（mol/L）-m·（mol/cm2·s）；J-反應速度，即單位時間內流到單位巖石面積上的物流量，mol/（cm2·s）；C-t 時刻酸液的濃度，mol/L；m-反應級數，無因次；V-參與反應的酸液體積，L；S-巖盤反應表面積，cm2。

對式（3）兩邊取對數得到方程lgJ=lgK+mlgC，再采用最小二乘法對lgJ 和lgC 做線性回歸處理，得到m 和K 的值，從而確定酸巖反應動力學方程。

2.2.1.2 儀器、材料 SY－3 型酸巖反應旋轉巖盤儀、氯化銨、氫氧化鈉、酚酞、鹽酸、RVA-2 緩速劑、膠凝酸、碳酸鈣。

2.2.2 實驗評價結果及分析 采用SY－3 型酸巖反應旋轉巖盤儀進行酸巖反應動力學實驗，根據實驗結果，確定了不同酸液體系在不同時間內的酸巖反應速度。高溫緩速性能評價主要是15%常規鹽酸加一定濃度RVA-2 緩速劑和以往現場使用過的膠凝酸進行了對比，結果見表3 和圖1。由結果可知，15%HCl 加入6.0%RVA-2 緩速劑后，可以降低酸巖反應速度，但降低幅度不是很大，大致上和以往現場使用過的膠凝酸緩速性能一般，然而將RVA-2 緩速劑濃度提高到7.0%以后，酸巖反應速度明顯降低，緩速性能明顯提高，繼續提高RVA-2 緩速劑濃度至8.0%以后，酸巖反應速度繼續降低，但與7.0%RVA-2 緩速劑的酸巖反應速度相差不多，說明8.0%RVA-2 緩速劑的緩速性能雖然更好，但與7.0%RVA-2 緩速劑相比改善的并不多，比7.0%RVA-2 緩速劑稍好。經過分析認為，在酸液體系中加入7.0%和8.0%RVA-2 緩速劑后酸液的緩速性能都要好于膠凝酸的緩速性能。因此，最終采用7.5%RVA-2 緩速劑與鹽酸形成的緩速酸體系進行本次現場酸化施工。

圖1 緩速酸緩速性能比較實驗

表3 不同酸液體系在不同時間內的酸巖反應速度

2.3 酸液體系綜合性能評價

在進行了異常高溫緩蝕、緩速性能的評價，滿足現場施工的要求之后，進一步評價了酸液體系的其他性能。通過各項實驗的評價，確定緩蝕劑FL-B 和酸液是否滿足現場酸化施工的要求。

2.3.1 外觀性能 FL-B 綜合添加劑為棕紅色均勻液體，無分層、懸浮物、沉淀物等。

2.3.2 酸堿性 用pH 試紙測得綜合添加劑的pH 值大約6.6，呈弱酸性。

2.3.3 在酸液中的分散性 7.0%FL-B 綜合添加劑加入酸液，迅速分散，形成20%HCl+3%HAC+7.0%FL-B+3%NH4Cl 后，成為淡黃色均勻透明液體。

2.3.4 密度 用密度計測得緩蝕劑FL-B 的密度為1.076 g/cm3。

2.3.5 穩定三價鐵離子性能 通過滴定，測得緩蝕劑FL-B 穩定三價鐵離子為3 426 mg/L，滿足碳酸鹽巖地層酸化施工對鐵離子穩定性的要求。

2.3.6 表界面性質 通過表界面張力儀測得90 ℃下，7.0%FL-B 水溶液的表面張力為22.8×10-3N/m，界面張力為1.43×10-3N/m。

2.3.7 破乳性能 采用90 ℃水浴鍋進行了破乳實驗，測得60 min 的破乳率為87.4%。

2.3.8 防膨性能 儲層以灰巖和白云巖為主，含有少量黏土礦物，理論上看水敏不嚴重，巖心膨脹對滲透率的影響不大。根據鄰井測定情況，采用6.0%FL-A 基本滿足要求，FL-B 緩蝕劑在FL-A 的基礎上增加了曼尼希堿和緩蝕增效劑的濃度，也具有FL-A 的陽離子型表面活性劑、酰胺聚合物穩定黏土的功能。使用氯化銨后，具有暫時高效防膨作用。因此，氯化銨的使用濃度比鄰井低，達到1%即可。

通過以上評價可見，緩蝕劑FL-B 和20%HCl+3%HAC+7.0%FL-B+1%NH4Cl 酸液體系各項指標達到行業標準，滿足現場施工的要求。

2.4 酸液體系配方的確定

根據本次實驗評價結果以及以往在該區進行的酸化施工，確定該井本次施工酸液體系配方為：

（1）有機清洗劑：100%OBC-2；（2）前置酸：10%HCl+3%HAC+7.0%FL-B+1%NH4Cl；（3）緩速酸：15%HCl +3%HAC+7.0%FL-B+7.5%RVA-2+1%NH4Cl；（4）頂替液：2%NH4Cl。

3 施工管柱優化設計

該井目前人工井底4 153 m，本次酸化施工目的井段為4 008.67～4 121.84 m，從3 973.6 m 到4 121.84 m為101.6 mm 襯管（篩管）完井，目的層總厚度112.84 m。施工井段比較大，所有裸眼井段在施工過程中都將進液，這增大了酸化處理的井段長度，而且地層目前欠壓非常明顯，初期可能出現自吸倒灌現象。若采用88.90 mm油管注入酸液，計算得到在3.5 m3/min 排量下，油管下深為3 950 m 時施工管柱摩阻為26.43 MPa，采用73.02 mm 油管注入酸液，計算得到在3.5 m3/min 排量下油管下深為3 950 m 時施工管柱摩阻為69.53 MPa，采用88.90 mm＋73.02 mm 組合油管注入酸液，計算管柱摩阻為26.98 MPa，和采用88.90 mm 油管注入酸液時管柱摩阻相差不大[16]。此外，施工安全是一個非常重要的工程問題，由于樁古40-多4 井為高溫深井，起下管柱費時間，施工壓力大，酸化過程中會影響橡膠的安全性、強度以及穩定性，封隔器下在88.90 mm 油管上相對有難度，而下在73.02 mm 油管上封隔器的安全性和穩定性更大，根據以往經驗，國內油田管柱設計時封隔器普遍下在73.02 mm 油管上比下在88.90 mm 油管上的性能更好、應用更廣泛，因此，分析認為封隔器下在73.02 mm 油管上（3 920 m 左右）的安全性、把握性以及施工安全性會更好，再結合該井酸化后的措施和管柱摩阻計算分析，建議采用88.90 mm＋73.02 mm組合油管注入酸液，為盡量減小施工壓力，在管柱設計上盡量減小73.02 mm 油管的長度。兩種規格油管的有關參數見表4。由表4 可知N80 油管在抗內壓和抗外擠強度上均滿足施工壓力的要求。因此管柱設計（圖2）為：喇叭口＋Φ73.02 mm 外加厚油管×3 根28.98 m（3 921.02 m）＋封隔器×1.58 m（3 919.44±1 m）＋水力錨×0.60 m（3 918.84 m）＋Φ73.02 mm 外加厚油管×2根19.32 m（3 899.52 m）＋Φ73.02×Φ88.90 mm 變換接頭×0.11 m（3 899.41 m）+Φ88.90 mm 外加厚油管×3 根28.98 m（3 870.43 m）＋伸縮管×1 根2.77 m（3 867.66 m）＋Φ88.90 mm 外加厚油管×5 根48.30 m（3 819.36 m）＋伸縮管×1 根2.77 m（3 816.59 m）＋Φ88.90 mm 外加厚油管×394 根3 806.04 m（10.55 m）＋油管掛＋油補距至井口1000 型采油樹。

圖2 樁古40－多4 高溫井酸化施工管柱結構示意圖

表4 不同規格油管基本數據及強度校核數據

4 現場應用效果

樁古40－多4 井進行酸化前日產油5 t，雖然日產油不高，但能一直連續生產，特別是關井一段時間后，壓力能迅速恢復，之后又能連續生產，該井進行酸化前累計生產原油19 750 t，由此可見，酸化前該井已經和地層深部裂縫有了一定溝通。該井于2021 年12 月1 日實施酸化施工，12 月6 日完井投產，酸化后自噴時日產油最高達到170 t，累計自噴半年以上，之后基本穩產在70～80 t/d，一年時間內累計增油25 500 t，是酸化前累計生產原油的1.3 倍，至今有效，經過該酸液體系酸化施工后提高單井產量效果明顯。說明通過此次大規模酸化施工進一步溝通了地層中原有的天然裂縫，增大了原油滲流通道，降低了滲流阻力，提升了單井產量。

5 認識與結論

（1）該高溫井深部酸化施工取得了一定效果，優選的酸液配方適合該油田的油藏特點，所選用的高溫緩蝕劑具有良好的緩蝕效果、高溫緩速劑具有良好的緩速性能。

（2）該高溫井深部酸化具有一定難度，主要體現在溫度異常高、深度大、井段長、井斜大，這對施工管柱設計有很大的安全性要求，同時應有性能較好的酸液體系作技術保障。

（3）酸化取得了不錯的現場應用效果，說明對這類低壓、低滲、天然裂縫發育的高溫深井，應堅持以大規模酸化施工，進一步溝通地層深部裂縫來提高油井產量，達到增產目的。