碱酸复合解堵技术的研究与应用

张 振 顺

（中原油田公司采油三厂，山东莘县 252429）

碱酸复合解堵技术的研究与应用

张 振 顺

（中原油田公司采油三厂，山东莘县 252429）

针对卫城油田浅层区块低温、低压、低含水率、高黏度井采用常规土酸酸化效果不佳的情况，提出了碱酸复合解堵技术。该技术借鉴综合了三元复合驱和CO2驱的优点，采用前置驱油体系和后置酸液体系，前置驱油体系主要组分为瓜胶、交联剂、烷基苯磺酸钠、Na2CO3和NaHCO3，利用三元复合驱驱油原理，剥离驱替黏附于岩石孔隙表面的原油，避免生成酸渣；后置酸液体系为常规土酸酸液，主要作用是除污扩孔，以及与前置驱油体系反应放出热量、CO2气体降黏、促排。室内实验和现场应用结果表明，碱酸复合解堵技术前置驱油体系能为后置酸液体系解除地层污染创造良好条件，酸碱反应生成大量的CO2气体及放出的热量与酸液有效结合能很好解决低温、低能和低含水井的有机污染和无机污染问题。

碱酸复合解堵；三元复合驱；CO2驱；卫城油田

中原油田采油三厂卫城油田部分浅层区块（＜ 1 600 m）具有低温（＜ 60 ℃）、低压、原油高黏（＞1 500 mPa·s）的特点。在日常维护洗井和作业中，部分低含水井极易受到入井液侵入造成无机污染；生产过程中，原油中少量蜡质、沥青质析出造成近井地带有机堵塞污染，该类双重污染井采用常规土酸工艺解堵效果甚微。分析原因，一是油层岩石孔隙长期被地层原油浸泡，酸液与黏附于岩石孔隙表面原油中的沥青质混合产生酸渣，此物质不但难以清除，且阻碍酸液和污染物及岩石反应，难以清除污染和扩孔；二是地层能量低，酸渣和反应产物无法有效从地层排出，产生二次污染。针对常规土酸解堵效果差的实际状况，开展了碱酸复合解堵技术的研究与应用。

1 碱酸复合解堵机理

碱酸复合解堵技术借鉴综合了三元复合驱和CO2驱的优点，前置驱油体系主要成分为羟丙基瓜胶、交联剂、烷基苯磺酸钠、Na2CO3和NaHCO3，后置酸液体系为常规土酸体系［1-4］。

1.1 前置驱油体系的主要作用

前置驱油体系采用羟丙基瓜胶体系，其在碱性条件下交联，发挥自身效能后，后置酸液体系及化学反应放出的热量可促使交联后的羟丙基瓜胶降解，避免造成油层伤害。

1.1.1 驱替作用 前置驱油体系和地层原油流度比接近，可将地层孔隙中的原油驱替至地层深部，避免原油和后置酸液体系接触产生酸渣，加剧地层污染堵塞。

1.1.2 剥离作用 前置驱油体系具有超低界面张力，可有效剥离黏附于岩石孔隙和污染物表面的原油，使其表面裸露出来，为后置酸液体系充分发挥其效能创造良好的条件，便于酸液与岩石孔隙及污染物表面充分接触反应，扩孔和清除污染。

1.1.3 转向作用 前置驱油体系具有较高黏度，可提高后置酸液体系的泵注压力，迫使后置酸液转向进入中、低渗透层，防止酸液沿高渗透层窜走，可以更加有效清除中、低渗透层伤害，提高酸液波及范围和利用率，改善产液剖面。

1.2 后置酸液体系的作用

1.2.1 解除地层污染和扩孔 酸液可与地层岩石和污染物反应，解除污染及扩大地层岩石孔隙和连通性，恢复或提高地层渗透率，降低渗流阻力。

1.2.2 降黏作用 首先，羟丙基瓜胶是在碱性条件下交联的，酸液可显著降低其黏度，便于返排；其次，酸液在地层与前置驱油体系中的Na2CO3和NaHCO3接触反应产生大量的热量和CO2气体，热量使局部温度迅速升高，降低前置驱油体系和地层原油黏度，从而增加流动性，起到热解堵的作用；CO2气体与原油有很好的互溶性，能显著降低原油黏度，原油初始黏度越高，降低后的黏度差越大，黏度降低后原油流动能力增大，提升原油产量。

1.2.3 膨胀作用 生成的CO2气体溶解于原油中，可使原油体积膨胀10%～33%，原油体积增加，其结果不仅增加了原油的内动能，而且大大减少了原油流动过程中毛管阻力和流动阻力，大幅提升了原油的流动能力［5-7］。

1.2.4 改善油水流度比、降低油水界面张力 生成的CO2气体溶于水后，可使水黏度和流度有所增加，同时随着原油流度的降低，油水流度比和油水界面张力将进一步减小，更利于水驱油。

1.2.5 溶解气驱作用 当油井开井生产，油层压力降低，大量的CO2气体从原油中游离、膨胀而脱出，将原油驱入井筒。

1.2.6 冲刷、携带作用 在一定的压差下，一部分CO2游离气在向井筒运移过程中，对油层的堵塞物具有较强的冲刷和携带作用，可以有效地将酸化副产物驱替返吐出来，疏通因二次污染造成的地层堵塞，恢复单井产能。

2 室内研究

通过岩心驱替实验和界面张力实验研究确定前置驱油体系，通过降黏实验分析研究CO2气体对原油的降黏效果。

2.1 驱替实验

2.1.1 实验仪器 旋转滴界面张力仪（TEXAS-500），布氏黏度计（BROOK-Ⅱ），岩心驱替装置（DY-Ⅰ）等。2.1.2 岩心模型 选用三维纵向均质人造岩心（和单一油层物性参数接近），模型尺寸45 cm×45 cm× 1.35 cm，渗透率200 mD，孔隙半径3.21 µm，孔隙度20.27%。

2.1.3 实验用水、油及化学剂 实验用水是实验室配制的矿化度为6 778 mg/L的模拟地层水，用于模型饱和水。

实验用油根据地下原油的黏度，由矿场脱水原油与航空煤油按一定比例配制而成，黏度为80～100 mPa·s。

实验用剂：濮阳宏大化工总厂生产的烷基苯磺酸钠，响水县宏润植物胶有限公司生产的羟丙基瓜胶，NaOH、NaCl、Na2CO3、NaHCO3等均为固体试剂（分析纯）。

2.1.4 实验方法 见表 1。

具体步骤：（1）岩心抽空饱和实验用水，计算孔隙体积和孔隙度；（2）岩心饱和模拟油，计算含油饱和度；（3）水驱油至出口含水率达90%以上，求水驱采收率；（4）前置体系驱油至出口见前置体系，计算前置体系驱油采收率。上述实验步骤的驱替速度均为0.4 mL/min。

配置3组前置驱替剂样品，具体组成见表2。实验一：进行前置躯替体系与配制模拟油间界面张力对比实验；实验二：在饱和油的情况下，分别进行水驱实验、A、B、C样品驱替洗油实验，根据采收率的大小确定最佳配方。

表1 物理模拟驱油实验方法及要求

表2 复合驱替剂的配方

2.1.5 实验结果 驱油实验结果见表3，可以看出，模拟油与前置驱油体系样品间的界面张力可以达到10–3mN/m数量级；样品相比地层水具有较好的洗油驱替效果，样品A界面张力和采收率最佳，但从黏度（地下原油黏度82 mPa·s左右）和成本角度考虑，样品B相对满足要求。

表3 物理模拟驱油实验结果

2.2 降黏实验

2.2.1 实验仪器及原油样品 采用RUSKA落球式黏度计与RUSKA高压PVT实验装置。原油样品为卫城油田卫58区块原油，油藏埋深为1 565～1 586 m，原始地层压力约15.5 MPa，目前地层压力为9.62 MPa，地层温度为56 ℃，气油比为87.2 m3/m3，泡点压力为10.4 MPa，地下原油黏度为82 mPa·s。

2.2.2 实验方法 实验步骤严格按照相关行业标准进行［8］：（1）将油气样按照气油比配制油藏流体；（2）根据设计的CO2摩尔分数，向配制油藏流体中充入CO2；（3）将落球式黏度仪用石油醚洗3次后，抽真空30 min；（4）将含CO2的油藏流体压入落球式黏度仪，加压直至黏度仪中油为单相；（5）设定温度为油藏温度，恒温4 h；（6）将含CO2的油藏流体加压至15 MPa，恒定1 h；（7）分别在黏度仪23°、45°、70°的倾斜角度下测定黏度，计算黏度时以3个倾斜角度所得黏度的平均值为准；（8）降压1 MPa，恒定1 h；（9）以1 MPa为间隔，重复步骤（7）～（8）直至常压，注意测定低于泡点压力下的黏度，打开黏度仪放气阀排气降压，且稳定时间应延长4～5 h；（10）重复步骤（2）～（9），测定不同CO2摩尔分数下的原油黏度。

2.2.3 实验结果与分析 CO2的注入一般可使原油黏度降到原来的10%～70%，有利于解除沥青质、蜡质析出堵塞污染。从图1测定结果可以看出，CO2的注入可使实验油样黏度降为原来的60%，具有很好的降黏解堵作用。同时还发现，在泡点压力以上，原油黏度随压力的减小而减小；在泡点压力以下，由于CO2从原油中析出，而且还会抽提出一部分轻质原油组分，使原油黏度随压力的减小而迅速增大。另外，随着CO2注入摩尔分数的增大，原油黏度随压力的变化幅度减小。

图1 不同CO2注入摩尔分数下原油黏度曲线

3 现场应用

卫58块地层矿物黏土含量较高，易水敏；地面原油黏度为1 619.64～1 944.4 mPa·s，凝固点26 ℃，含蜡量19.8%。2013年以来，在卫城油田58块应用碱酸复合解堵技术施工8井次，累积增油1 744 t，单井日均增油2.3 t，投入产出比1∶6.52。

卫58-24井，生产层段1 585.6～1 595.6 m，正常情况下日产液6.8 m3，日产油4.5 t，含水33.8%，因蜡卡停井洗井污染，洗井后日产液2.8 m3，日产油1.5 t，含水46.4%。应用碱酸复合解堵技术施工，分5部分注入：（1）12 m3前置驱油体系，成分主要为0.2%羟丙基瓜胶+0.14%交联剂+2.0% （Na2CO3+NaHCO3）+0.5%表面活性剂，驱替剥离相对高渗层岩石孔隙及其表面的原油；（2）2 m3隔离液，活性剂质量分数为0.5%的水，隔离酸碱，避免在井筒反应；（3）12 m3前置酸，成分主要为10%HCl及相关添加剂，溶蚀部分碳酸盐类胶结物与无机污染物，以及与前置体系反应释放出CO2气体及热量，降黏、驱油和解除有机污染；（4）12 m3主体酸，8%HCl+2%HF及其他相关酸液添加剂，溶蚀部分黏土类胶结物和硅酸盐，扩充地层孔隙，提高近井地带孔隙度与渗透率；（5）6 m3质量分数1%的活性液，将管柱中酸液顶挤至地层。措施后该井日增液6.5 m3，日增油3.6 t效果显著。

4 结论与认识

（1）碱酸复合解堵技术机理主要是酸液溶蚀扩孔，酸碱反应放热降黏和生成CO2气体增能促排，可有效解决低温、低能、低含水井的有机和无机双重污染问题，可在一定程度上改善油井产液剖面，挖掘中、低渗透层的潜力，强化差层动用。

（2）碱酸复合解堵技术的成功实施，为解决低温、低压油藏油井的作业或洗井污染问题提供一条有效的工艺途径，建议在类似的油藏推广应用。

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［8］SY/T 5542—2000，地层原油物性分析方法［S］.

（修改稿收到日期 2014-05-25）

〔编辑 朱 伟〕

Research and application of alkali-acid composite plug removal technology

ZHANG Zhenshun
（No.3Oil Production Plant of SINOPEC Zhongyuan Oilfield Company,Shenxian252429,China）

In view of the fact that conventional mud acid acidizing effect is not satisfactory for wells with low temperature,low pressure,low watercut and high viscosity in shallow blocks of Weicheng Oilfield,this paper presents this alkali-acid composite plug removal technology,which integrates the advantages of ASP flooding and CO2flooding,and uses the previa flooding system and post acid system.The previa flooding system is mainly composed of guar,crosslinking agent,sodium alkyl benzene sulfonate,Na2CO3and NaHCO3,which adopts the principle of ASP flooding,stripping and displacing the crude oil attached to the surface of rocks pore to avoid residues.The post acid system is conventional mud acid liquid,the function of which is to remove dirt,enlarge pores and also react with the previa flooding system to give off heat and CO2to reduce viscosity and enhance emission.Its plug removal effect was studied by micro-model and physical model.The experiment and field application showed that,in the alkali-acid composite plug removal technology,the previa flooding system created favorable conditions for post acid system to remove formation pollution;the reaction between alkali and acid produced large amount of CO2and heat,which combined with acid and effectively solved the problem of organic pollution and inorganic pollution in wells of low temperature,low pressure and low watercut.

alkali-acid composite plug removal;ASP flooding;CO2flooding;Weicheng Oilfield

张振顺.碱酸复合解堵技术的研究与应用［J］.石油钻采工艺，2014，36（4）：97-100.

TE357.3

：B

1000–7393（2014）04–0097–04

10.13639/j.odpt.2014.04.024

张振顺，1964年生。1987年毕业于武汉地质学院石油地质专业，现从事油田开发工作，高级工程师。电话：0393-4831673。E-mail：yunzhanghe@126.com。