安塞油田影响油井酸化解堵效果的因素分析

黎 成(西北大学地质学系，陕西 西安710069；长庆油田公司第一采油厂，陕西 延安716000）

王鹏军，张延东(长庆油田公司第一采油厂，陕西 延安716000）

陈 令(华北油田物探研究院，河北 仁丘062552）

安塞油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，为微向西倾斜的单斜构造，构造活动十分微弱，地层产状平缓，属湖泊三角洲沉积，岩性为长石砂岩，为岩性油气藏。主要开采层位为三叠系上三叠统延长组长2油层组、长4＋5油层组及长6油层组。长2油层组属三角洲平原分流河道亚相，天然微裂缝不发育。长4＋5油层组为湖泊三角洲前缘水下分流河道亚相。长6油层组为三角洲前缘亚相。长2油层组和长6油层组存在天然微裂缝，在地层条件下大多闭合。安塞油田为特低渗透油田，具有低渗(渗透率（1～14）×10-3μm2）、低压(压力系数0．7～0．8），低产(平均单井日产1．5t／d）的特点。该油田已开采28年，开发较早的一些区块已进入开发中后期，产量下降较快，综合含水升高。针对上述状况，对油井采取了酸化解堵措施，取得了较好效果，但在实施措施过程中存在一些影响解堵效果的因素。为此，笔者进行了相关分析并提出相应对策，以便为该油田开发提供参考。

1 酸化解堵实施情况

1999～2005年，安塞油田实施酸化解堵的油井有188口，其中开采长2油层组油井43口和长6油层组油井145口。188口解堵井中有效井共140口，有效率74．5%，平均单井日增油1．46t／d，平均单井有效天数426d，到2005年9月酸化措施累计增油65213t（见表1）。

表1 1999～2005年安塞油田油井酸化解堵有效率统计表

2 酸化解堵影响因素分析

2．1 开采层位

开采层位不同，各层位的渗透率、粘土矿物种类及含量、地层裂缝发育程度和注入水配伍好坏等是不相同的，上述情况对酸化解堵效果都会产生影响[1]。

1）渗透率差异 长2油层组平均埋深900m，比较浅，压实作用较弱，而长6油层组平均埋深1200m，较深，压实作用较强，导致有效渗透率长2油层组(3．4×10-3μm2）高于长6油层组(1．05×10-3μm2），因而酸化解堵后长2油层组增油效果更明显。

2）粘土矿相对含量 安塞油田粘土矿物主要为绿泥石和伊利石，含少量伊-蒙混层(见表2）。绿泥石对储层的最大潜在危害是当储层进行酸化处理时，绿泥石被溶解并析出铁，最终形成氢氧化铁沉淀而堵塞喉道，降低储层的渗透率[2]。伊利石在酸性水的浸蚀下其中的钾离子被取代后的降解作用可引起膨胀。此外，伊利石遇淡水易破碎而产生颗粒运移，而以桥状、絮状充填于砂岩粒间孔中的伊利石易在高速流体作用下被打碎，并随流体迁移而使喉道发生堵塞。长6油层组的绿泥石含量(95%）明显高于长2油层组含量(75%），因而长6油层组比长2油层组对酸更敏感。

表2 安塞油田长6油层组与长2油层组粘土矿物含量一览表

3）裂缝发育程度 长2油层组裂缝不发育，注入水相比均匀驱油，水驱效率较高。长6油层组裂缝较发育，注入水淹裂缝方向突进，驱油不均匀，裂缝主向油井容易水淹，而侧向油井受效较差，水驱效率较低，最终导致长2油层组酸化解堵效果好于长6油层组。在长6油层组油藏内部，以孔隙驱油方式为主的裂缝相对不发育的区域，水驱较均匀，酸化解堵效果好于裂缝发育区域。在长6油层组油藏内部的裂缝区，主向地层压力高于侧向地层压力，因而酸化解堵效果相对要好一些。

4）注入水配伍性程度 一般来说，纵向上层位距离越近，地层水配伍性越好。安塞油田注入水大部分来自埋深200m的洛河层水，长2油层组(埋深860～1100m，平均950m）距离洛河层要比长6油层组(埋深1300m）近，因而注入水与长2油层组水的配伍性较长6油层组好，油层不易结垢。

2．2 地层压力保持水平

如果地层压力保持水平较低，底层能量不充足，油井解堵后，大多数油井的产量会下降。例如王21-171和王10-11油井，2005年酸化解堵时地层压力保持水平分别为57%和49%，措施后日产液皆下降，酸化解堵无效，说明采取措施的油井保持较高地层压力水平很关键(见表3）。

表3 地层压力保持水平较低的2口油井酸化解堵前后产量对比表

2．3 酸液体系

安塞油田常用的酸液体系有7种，即分别为超低阻胶束酸液体系、低碳有机酸液体系、复合深部酸液体系、微乳化液体系、普通酸液体系、多元复合酸液体系及多元缓速有机酸液体系。从措施效果来看，对于长2油层组，除了没有进行试验的多元缓速有机酸液体系，其他6种酸液体系效果均较好，总有效率达93%，说明长2油层组基本上对各种酸液体系适应性皆较好。对于长6油层组，超低阻胶束酸液体系、复合深部酸液体系及微乳化液体系效果较好，有效率达80%以上，说明上述酸液体系较适合长6油层组的堵塞特征，具体特点如下[3]：①超低阻胶束酸液体系具有表面／界面张力低、防乳破乳、悬浮固体微粒、水润湿地层岩石及延缓酸岩反应等特点，能使酸化产物彻底从井底反出，达到较彻底清除油层和井筒堵塞物的目的，因而适合于堵塞较严重的油井。②复合深部酸液体系具有复合酸与地层水及原油有配伍性好、能有效地降低有机聚合物的粘度、解除有机物对地层的污染、能全部杀死硫酸盐还原菌的特点，从而可以达到提高地层渗透率的目的，适合于有机物堵塞严重、硫酸盐还原菌大量繁殖的油井。③微乳酸液体系具有对油(套）管的腐蚀性小、缓慢作用于岩石颗粒、对岩石颗粒之间胶结物破坏程度低的特点，因而适合于生产时间较长套管状况较差的堵塞油井(见表4）。

2．4 施工过程

若施工过程中若存在问题，如酸化解堵前未洗井、管线刺漏、施工过程不连续、井筒存在漏失，酸液未完全挤入地层、措施后洗井不及时等，这都会影响措施效果。比如王10-271油井，在2004年4月21日进行多元复合酸化解堵时，再向地层挤酸液前没有按要求洗井，同时再挤酸液过程中，因管线破损更换用时1h，造成挤酸液过程不连续，最终使该井酸化解堵无效。

表4 7种酸液体系油井酸化解堵效果对比表

2．5 套管破损情况

安塞油田部分老油井的油井套管腐蚀较严重，如果对上述油井进行酸化解堵，套管破损的几率很大。在188口解堵井中，9口出现了酸化解堵后套管破损的现象，日损失原油3t，因而这部分油井不宜进行酸化解堵，可采取简单的隔采措施，但由于封隔器座封不严等因素影响，有效期很短，多次座封无效后，只能报废或转注。对于使用小套管的油井，不能进行座封，只能直接报废或转注。

3 结 语

酸化解堵是安塞油田主要增产措施之一，但酸化解堵效果受多种因素影响，主要有层位、地层压力保持水平、酸液体系类型、施工过程及套管破损等。总体来看，长2油层组油藏酸化解堵增油效果好于长6油层组油藏，长6油层组油藏内部孔隙区效果好于裂缝区，裂缝区裂缝主向又好于裂缝侧向，因为地层压力越高，酸化解堵效果越明显。长2油层组油藏对各种酸液体系都能适应，而长6油层组油藏只适应超低阻胶束酸液体系、复合深部酸液体系及微乳化液体系。施工过程不规范可能会导致措施无效或失败。套管腐蚀较严重的油井，酸化解堵后会导致套管破损，从而影响措施效果。因此，在采取酸化解堵措施时，应综合考虑多方面因素，最终才能达到较好的效果。

[1]朱磊 ．低渗透强水敏砂岩地层酸处理技术研究 [D]．大庆：大庆石油学院，2008．

[2]赵仁保，岳湘安，侯吉瑞，等 ．微乳酸的缓蚀行为及其在岩心中的酸化效果 [J]．应用化学，2006，23（2）：149-152．

[3]陈平中，马光阳 ．酸化解堵体系研究及应用现状 [J]．内蒙古石油化工，2006（7）：77-79．