花场油田酸化解堵用酸液体系的评价与应用

尹光伟，王玉忠，李诗仙，姜有才，刘玉虎（渤海钻探井下技术服务公司，天津　300283）

花场油田酸化解堵用酸液体系的评价与应用

尹光伟，王玉忠，李诗仙，姜有才，刘玉虎
（渤海钻探井下技术服务公司，天津300283）

本文针对海南福山花场油田注水井井筒近井地带污染，导致其渗流能力降低，注入压力升高，注入量达不到配注要求的问题，开发了低渗储层解堵酸液体系。室内实验系统地进行了缓蚀、稳定粘土能力、稳定铁离子能力等性能评价，并用岩心驱替实验检验了其解堵性能。该酸液体系在花场油田5口注水井进行施工，应用效果良好。

花场油田；注水井；酸液体系；酸化；解堵

海南福山油田属于福山凹陷，是北部湾盆地的一部分，位于海南岛的琼北丘林和琼州海峡之中。花场油田是海南福山主要油田之一，地质条件较为复杂，属小型断块构造，油层渗透率低，泥质含量较高。近年来，花场油田采用注水补充地区能量和驱油，渐渐地注水井注入压力升高，注入量减少，达不到配注要求。针对此开发出了适合花场油田注水井酸化解堵用的酸液体系并进行了系统的实验室内评价，该体系在注水井降压增注施工中得到了成功应用。

1　福山油田地质特征

福山油田注水井主要分布在花场油田，集中在流一段。花场流一段砂岩陆源岩屑组分主要由石英、长石、岩屑组成，其中石英平均含量为62.5％。长石为10.7％，岩屑以变质岩为主，平均含量为26.8％，连通性较差。岩心常规物性分析，孔隙度最大21.2％，最小仅0.3％，平均11.29％，渗透率最大75.7×10-3μm2，最小0.00×10-3μm2，平均16×10-3μm2左右。为中孔、低渗储层，碳酸岩含量低，平均为0.22％。注水层位埋藏较深，酸处理难度大，为此根据花场油田的特点，做了相对应的酸液研究及优选。

2　注水井面临主要问题

对于注水井来说，需要进行改造的注水井一般注入压力比较高，而且由于长期注水，使得炮眼附近的近井地带渗流面积大大减小，地层污染比较严重，从而难以达到配注的要求，甚至于停注。另外，一般注水井的层数较多，井段跨度大，射孔厚度大，层间的非均质比较严重，渗透率变异系数差异大，孔隙喉道多为细喉型，孔隙通道迂回曲度大，易造成水锁损害，粘土膨胀等［1］。

3　酸液体系优选

结合花场油田注水井资料分析，对注水井进行酸化解堵。优选酸液体系为：（1）预处理液清理井筒及岩石表面的有机物，避免酸液与储层中的原油接触产生酸渣。（2）前置酸（即20％HCl+缓蚀剂+铁离子稳定剂+长效粘土稳定剂+破乳助排剂）处理储层中的钙质、铁质等。（3）主体酸为土酸酸液体系（即12％HCl+3％HF+缓蚀剂+铁离子稳定剂+长效粘土稳定剂+破乳助排剂+沉淀抑制剂），处理近井地带的泥浆污染造成的堵塞，改造低渗层，提高注水能力。

3.1酸液体系评价

3.1.1配伍性评价

（1）添加剂之间的配伍性：添加剂之间的配性实验结果（见表1）。

表1　添加剂之间配伍性实验结果

（2）添加剂与酸液的配伍性：各添加剂与酸液的配伍性实验结果（见表2）。

以上实验说明：该体系中各添加剂之间以及添加剂与酸液体系均具有良好的配伍性，不会产生沉淀，造成堵塞。

表2 添加剂与20％HCl配伍性实验结果

3.1.2腐蚀性评价向酸液中加入缓蚀剂，可以有效缓解酸液对施工设备和管柱的腐蚀［2］，参照行业标准SY/T 5405-1996《酸化用缓蚀剂性能实验方法及评价指标》，采用N80钢片进行腐蚀速率进行缓蚀性能评价。根据评价实验（见表3）可知酸液对钢材的腐蚀速率符合标准要求。

表3　酸液缓蚀性能评价结果

3.1.3沉淀抑制性能评价主体酸中加入沉淀抑制剂可以控制酸化产生的CaF2、K2SiF6、Na2SiF6等沉淀。CaF2是一种非常难溶的化合物，K2SiF6、Na2SiF6等六氟硅酸盐在地层中呈胶状物沉淀，它们对地层产生很大危害，必须加以消除。评价结果（见表4）证明：加入沉淀抑制剂的酸液，酸化过程中不会有CaF2、K2SiF6、Na2SiF6等沉淀的生成，不会对地层造成二次伤害，从而提高酸化后的效果。

表4　溶蚀能力评价实验

表5　铁离子稳定实验

3.1.4铁离子稳定性能评价酸化中铁化物沉淀主要是Fe（OH）3。目前国内外对该沉淀采用两种方式处理。（1）还原：将Fe3+还原成Fe2+；（2）络合：将Fe3+形成可溶性稳定的络合离子。使Fe3+与OH-无法形成Fe（OH）3。目前国内外普遍使用Fe3+稳定剂进行稳铁处理［3］。该酸液的Fe3+稳定剂稳铁实验（见表5）说明其能有效地控制Fe3+与OH-发生反应生成沉淀。

3.1.5抑制粘土晶格膨胀性能评价粘土晶格膨胀的预防方法，一是防止水进入晶格内部，二是水一旦进入晶格内部，采取一定措施夺取其水份。解决这类问题主要是在酸液中加入粘土稳定剂（阳离子聚合物），它对粘土膨胀有影响作用［4］。加入粘土稳定剂可以降低粘土膨胀率，实验结果（见表6）。

表6　粘土稳定实验结果

3.2岩心酸化驱替实验

实验温度和压力，是根据花场油田油藏实际情况确定的。在筛选出的酸化用液基础上，考虑到酸化施工的注液程序，对泥浆污染后的岩心依次注入以下实验工作液：3％NH4Cl溶液作前置液；20％盐酸+添加剂作前置酸；主体酸分别为标准土酸（12％盐酸+3％氢氟酸）+添加剂；3％NH4Cl作后置液或顶替液。根据渗透率与初始渗透率的比值K/K0，判断酸化解堵效果。实验岩心取自H114-6x井，岩心直径25 mm，实验结果（见图1）。

图1说明注入前置酸后被污染的岩心渗透率有了提高，而注入主体酸后，被污染的岩心渗透率提高明显。顶替完成后岩心渗透率提高至原始渗透率的1.4倍。该实验说明采用该酸液体系和泵注程序，可以解除泥浆污染造成的空隙堵塞，提高岩心渗透率。

图1　岩心酸化模拟实验结果

4　现场应用及效果分析

4.1现场实验概况

2014年3月～10月，利用原井注水管柱，采用降压增注技术处理了花场油田5口注水井（施工用液详见表7），均获得成功，取得了良好的降压增注效果。

4.2典型井例分析

H114-6x井注水层位为流一段，射孔井段层位为227-247#层，2 602.8 m～2 708.5 m，总厚度25.9 m。于2013年5月转注，初期注水压力18MPa日注水量30m3。2013年8月因地质需要上调配注量至40 m3，注入压力上升到22.5 MPa；2014年2月注入压力24 MPa，无法达到配注量。综合分析，该井注水困难的主要原因是井筒周围杂质污染低层，造成吸水能力下降，注入压力升

表7　5口施工井酸液用量统计表

图2H114-6x井施工曲线

高。工艺设计为：土酸酸液体系，处理近井地带的泥浆污染造成的堵塞，改造低渗层，提高注水能力。

2014年3月2日进行了酸化解堵施工，设计程序为正挤前置处理液10 m3，排量0.6 m3/min～0.9 m3/min，正挤前置酸15 m3，排量0.9 m3/min～1.3 m3/min，正挤主体酸30 m3，排量1.3 m3/min，正挤主体酸30 m3，排量1.3 m3/min挤顶替液20 m3，排量1.3 m3/min。关井反应后立即注水，现场施工曲线（见图2）。

施工后，该井注水压力从酸化前24 MPa降为酸化后11 MPa，日注水量由酸化前30 m3提升到40 m3，达到了配注要求，降压增注效果明显。

5　结论

（1）针对福山花场油田注水井降压增注研制的酸液体系各添加剂配伍性好，其缓蚀效果、稳定铁离子能力、稳定粘土能力、抑制沉淀能力等性能均优良。

（2）岩心酸化驱替实验证明该酸化液可以有效解除地层污染，提高岩心渗透率。

（3）现场应用表明该体系针对福山花场油田注水井解堵性能良好，成功率高，有效地起到了降压增注的效果。

［1］孙晶.注水井暂堵酸化技术研究［J］.科技视界，2012，（25）：405-406.

［2］许东莉，刘鹏飞，等.缓蚀剂的性能研究［J］.广东化工，2012，39（11）：129-130.

［3］韩洁，马喜平，等.铁离子稳定剂的实验室评价［J］.化学工程与装备，2010，（9）：18-20.

［4］马喜平，罗岚，等.聚季铵粘土稳定剂的性能评价［J］.钻井液与完井液，1995，（2）：48-51.

The evaluation and application of acidizing fluid for acidizing and plugging removal of Huachang oilfield

YIN Guangwei，WANG Yuzhong，LI Shixian，JIANG Youcai，LIU Yuhu
（Downhole Technology Service Company，BHDC，Tianjin 300283，China）

Concerning the problem of contamination around the wellbore of water injection well，which resulting in the decrease of seepage flow ability，increase of injection pressure and failing to reach the require injection volume，an acidizing fluid was developed for the plugging removal of low permeability formation.The properties，such as corrosion inhabitability，clay stabilizing ability and iron ion stabilizing ability were evaluated systematically in laboratory tests.Core flooding experiment was also performed to evaluate the plugging removal ability. This system was successfully used in 5 water injection wells of Huachang oilfield.

Huachang oilfield；water injection well；acidizing fluid system；acidizing；plugging removal

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.008

TE357.62

A

1673-5285（2015）01-0030-04

2014－11-03

尹光伟（1986-），工程师，主要从事压裂酸化措施研究工作。