红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

王国壮， 梁承春， 孙招锋， 徐　超

(中国石化华北油气分公司采油一厂，甘肃庆阳 745000)



红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

王国壮， 梁承春， 孙招锋， 徐超

(中国石化华北油气分公司采油一厂，甘肃庆阳 745000)

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减，但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题，地层能量无法得到有效补充。分析认为，长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小，其次是注入水与地层水不配伍、结垢，加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此，提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明，多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好，具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明，多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染，恢复、提高地层渗透率，达到降压增注的目的。

特低渗透油气藏；注水井；欠注；多元复合酸；降压增注；红河油田

延长组长6特低渗油藏是红河油田重要的增储上产油藏之一。该油藏原始地层压力13.2 MPa，压力系数0.76，油层温度59.3 ℃，是常温、异常低压油藏，天然能量较弱。近年来，长6特低渗油藏依靠注水补充能量，总体开发形势较好，平均注水压力17.6 MPa。但随着注水开发的进行，注水井的注水压力呈上升趋势，注水变得困难，达不到配注要求的井逐年增多，其中注水压力在19.0 MPa以上的井接近总注水井的三分之一，注水井吸水指数大幅度降低。因此，亟需对该油藏注水井的欠注原因进行分析，并采取相应的降压增注措施。

酸化和酸压是注水井降压增注的主要技术手段，但长6特低渗油藏天然裂缝发育，酸压过程中可能沟通天然裂缝，出现裂缝性水淹，故酸化成为主要的处理措施。20世纪30年代，人们尝试将氢氟酸用于砂岩地层酸化，随着土酸的推广应用，更是揭开了地层酸化技术大规模应用的序幕。近年来，螯合酸、泡沫酸、变黏酸、氧化型缓速酸等酸化技术得到了推广应用，均在不同程度上改善了土酸酸化存在的腐蚀管线、可能引起油井出砂等问题，但它们在低渗透、特低渗透油藏的酸化施工中存在二次沉淀伤害储层的严重问题。多元复合酸具有配伍性好、腐蚀率低、防膨能力强、缓速性能好、有效降低储层二次伤害的特点，能够有效提高酸化增注效果，近年来在低渗透、特低渗透油藏中得到广泛应用。因此，为了解决长6特低渗油藏注水井欠注的问题，试验应用了多元复合酸酸化技术，8口井的现场试验效果表明，多元复合酸酸化能够达到注水井降压增注的目的，对该类特低渗油藏具有可行性。

1　注水井欠注原因分析与对策

影响注水井欠注的原因很多，包括注入目的层的内在特性(如储层物性、储层岩石敏感度等)、外来影响因素(如注入水与地层水的配伍性)以及管线腐蚀产物等。因此，只有全面分析内在及外在因素的影响，才能找出应对注水井欠注的对策。

1.1注水井欠注原因分析

1.1.1储层物性差

长6特低渗油藏的岩性以长石石英砂岩为主，碎屑颗粒以次棱状为主，孔隙式胶结，孔隙主要为粒间残余孔和次生溶孔[1-2]。JT1井和HH2井为该油藏探井，用这2口井的资料来分析长6特低渗油藏的岩性、电性及含油气性等。采用这2口井不同井深的岩样进行室内压汞试验，测得了岩样的基本参数，见表1。

表1　JT1井和HH2井不同井深岩样的基本参数

由表1可知，长6特低渗油藏岩石颗粒分选中等—好，孔喉较小且连通性差。

通过分析12口井77个长6特低渗油藏岩心所得的试验数据可知，该油藏平均孔隙半径为16.1 μm，喉道半径为0.15 μm，平均孔隙度为14.5%，渗透率为1.4 mD，且渗透率、孔隙度分布差异大，非均质性强，属于典型的低孔-特低渗非均质储层。

储层物性差，导致长6特低渗油藏启动压力高，部分注水井在投注初期注水压力已达19.0 MPa，而该油藏的最低破裂压力为22.0 MPa。只有当注水压力克服启动压力后，水才能被注入地层并起到驱替作用[3-8]。因此低孔-特低渗是该油藏注水压力高、注入困难、欠注井多的主要原因。

1.1.2注入水与地层水不配伍

长6特低渗油藏注入水为洛河组地层水，注入水类型为碳酸氢钠型，矿化度为2 300～5 400 mg/L。长6特低渗油藏地层水类型为氯化钙型，矿化度为100 000～114 000 mg/L。在60 ℃下(与油层温度相当)进行了长6特低渗油藏地层水与注入水的配伍性试验，结果为：注入水和地层水的体积比为1︰0，3︰1，1︰1，1︰3和0︰1时，72 h后的结垢量分别为18，402，292，36和46 mg/L。这说明洛河组地层水(注入水)与长6特低渗油藏地层水不配伍。通过配伍性试验还发现，注入水与地层水在混合初期，结垢趋势明显，即易在近井地带结垢堵塞地层。分析认为，注入水造成地层温度下降，加剧了垢的生成，而结垢可能加快注水管柱的腐蚀，为细菌的繁殖和生长提供场所，带来新的腐蚀、堵塞问题[9-10]。对于长6特低渗油藏，结垢更容易造成近井地带孔隙堵塞，渗透率降低，从而导致注水压力升高。

1.1.3黏土膨胀、运移

长6特低渗油藏胶结物含量9.5%～17.5%(平均为13.5%)，成分以高岭石、伊利石和绿泥石为主，并含有少量铁方解石、铁白云石及硅质。高岭石占黏土矿物的比例为24.0%，由于其在孔隙中的固着力较小，在外来流体作用下会发生机械运移[11-14]，极易伤害地层。伊/蒙混层占黏土矿物的比例为16.0%，蒙脱石在遇到比自身矿化度低的淡水时，会因强烈的水敏性而发生膨胀，长时间注水开发易引起脱落、运移。根据Barkman和Davidson对悬浮物在多孔介质中渗流过程的研究：当颗粒粒径大于三分之一的地层孔喉直径时，会在岩石表面形成滤饼造成堵塞[15]。由此可知，对于长6特低渗油藏，粒径大于0.1 μm的微小颗粒就会堵塞地层中的喉道，造成储层渗透率降低，使注水压力升高。

1.1.4腐蚀产物的影响

注入水中不可避免地含有杂质、溶解氧和细菌氧等。溶解氧可对注水系统造成腐蚀，产生铁锈等堵塞地层。以腐生菌、铁细菌和硫酸盐还原菌为代表的细菌，在注水过程中沉附在注水管线或地层岩石上，在适宜的条件下生长繁殖，形成球状或链状结构堵塞管线或地层。此外，细菌还能将管线中的铁转化为氢氧化亚铁或硫化亚铁，并将其剥离下来，形成铁腐蚀产物然后沉淀，堵塞近井地层。

1.2处理措施

针对长6特低渗油藏注水井欠注问题，红河油田从提高注入水的水质入手，通过洗井、补孔等措施提高注水井的吸水能力，具体措施为：1)采用“注水站两级精细过滤”和“井口精细过滤”2种模式，严格控制注入水水质；2)不断优化注入水中杀菌剂、絮凝剂等药剂的复配及用量，降低腐蚀产物等对储层的伤害；3)对注入压力高的注水井进行洗井作业，清洗井筒、吸水渗滤面上的污染物或堵塞物；4)对吸水能力差的注水井采取补孔措施，增大吸水面积，提高注水井的吸水能力。

以上措施在长6特低渗油藏注水井欠注处理方面取得了一定效果，但并不理想。因为该油藏注水井欠注的主要原因是储层物性差、低孔-特低渗非均质，其次是注入水与地层水不配伍，结垢造成近井地带孔隙堵塞、渗透率降低。酸化是解决上述问题的主要手段，但常规的螯合酸、泡沫酸等酸化技术容易对储层造成二次伤害，因此红河油田通过酸液配伍性、腐蚀速率及岩心溶蚀速率等室内试验，优选多元复合酸来解决长6特低渗油藏注水井欠注问题。

多元复合酸由前置液、主处理液和后置液等3部分组成：前置液主要由13.0%盐酸+2.0%缓蚀剂+2.0%铁稳剂+2.0%活性剂组成，作用是浸泡射孔井段，对油管及射孔炮眼进行预清洗，驱走地层水中的Ca2+、Na+和K+等离子，防止CaSiF6、Na2SiF6、Na3AlF6和K2SiF6等二次沉淀的生成；主处理液主要由12.0%复合处理剂+3.0%氢氟酸+2.0%缓蚀剂+2.0%铁稳剂+2.0%活性剂+1.0%助排剂+1.0%调节剂组成，作用是依靠复合处理液中的H+溶蚀储层矿物颗粒及孔隙填充物，解除无机垢、铁类腐蚀产物的堵塞，增大储渗空间；后置液主要由0.3%活性剂+0.5%防膨剂+0.5%修复液组成，作用是顶替主处理液，使酸液进入地层深部，抑制黏土膨胀，降低毛管阻力，延长酸化有效期。多元复合酸主处理液由多种无机酸和有机酸复配而成，利用无机酸和中强有机酸逐级电离的性质，保持酸液中H+的浓度在较长时间内稳定，以提高酸化解堵半径、实现缓速和深部酸化的目的。

2　多元复合酸室内试验

2.1酸液配伍性

在60 ℃(与油层温度相当)条件下进行多元复合酸主处理液与注入水、地层水的配伍性试验，结果发现，酸液呈透明状，无沉淀产生，表明多元复合酸主处理液与注入水、地层水的配伍性良好，能够满足现场酸化要求。室内试验还发现，酸液表面张力为31.6 mN/m，有明显降低表面张力的作用，黏度较低(仅有2.9 mPa·s)。低表面张力和低黏度可以降低毛细管阻力，提高入井流体的渗流能力，使酸液到达地层深处，从而解决地层深部堵塞的问题。

2.2酸液腐蚀速率

酸化过程中需要降低酸液的腐蚀速率，减小对注水设备和井下金属管柱的腐蚀。在多元复合酸主处理液中加入2.0%缓蚀剂，测试其对钢片的腐蚀速率，结果见表2。

表2常规土酸、多元复合酸腐蚀速率测试结果

Table 2Test results of corrosion rate for conventional mud acid and polybasic recombination acid

腐蚀介质腐蚀速率/(g·m-2·h-1)腐蚀描述常规土酸21.4钢片点蚀多元复合酸5.8均匀腐蚀

由表2可知，多元复合酸的腐蚀速率远小于土酸，其缓蚀性能较好。另由试验结果可知，在多元复合酸液中的钢片主、侧面均匀腐蚀，未出现点蚀现象，说明其能够有效减小对注水管柱的腐蚀，以及对地层的二次伤害。

2.3黏土膨胀率

长6特低渗油藏的地层黏土矿物中蒙脱石、伊利石的含量相对较高，酸化过程中易水化膨胀和分散运移，在孔隙弯曲处造成堵塞，伤害酸化层。在多元复合酸主处理液中加入一定量的高效防膨剂进行黏土膨胀率试验，结果见表3。

表3常规土酸、多元复合酸黏土膨胀率试验结果

Table 3Test results of clay swelling rate for conventional mud acid and polybasic recombination acid

酸液黏土初始体积/mL酸处理不同时间后的黏土体积/mL4h8h12h8h体积膨胀率,%常规土酸4.65.55.86.327.5多元复合酸4.64.74.95.07.2

由表3可知，多元复合酸的黏土膨胀速率仅为常规土酸的1/4，说明多元复合酸能够有效抑制酸化过程中的黏土膨胀，降低酸化对地层造成的二次伤害。

2.4岩心溶蚀速率

岩心溶蚀速率是评价酸液缓释作用时间长短和地层穿透距离远近的重要参数。为此，笔者进行了60 ℃条件下相同浓度常规土酸和多元复合酸对岩心的溶蚀试验，结果如图1所示。

图1　不同酸液溶蚀率曲线Fig.1　Dissolution rate curve of different acid solutions

从图1可以看出：在60 ℃时，土酸的溶蚀速率开始较大(溶蚀率变化较快)，随着反应的进行，溶蚀速率的增大趋势变缓，90 min后基本失去反应能力，作用时间较短；多元复合酸在开始阶段溶蚀速率相对较小，但其溶蚀率的变化较为稳定，90 min后仍具有一定的溶解能力(分析认为，这是由于主处理液中无机酸和中强有机酸逐级电离，酸液中的H+被逐渐释放出来)，而且反应时间可延长至120～150 min，多元复合酸的最终溶蚀率与土酸相当。试验结果表明，多元复合酸的缓速效果明显，具有较强的深穿透能力。

3　现场应用

截至2016年2月，多元复合酸酸化技术已经在红河油田长6特低渗油藏注水井应用8口井，其中7口井有效，有效率达87.5%，累计增注17 530.3 m3，有效井酸化前平均注水压力22.1 MPa，酸化后平均注水压力降至16.9 MPa，注水压力平均下降5.2 MPa(见表4)，极大改善了长6特低渗油藏注水井欠注

表4　多元复合酸酸化技术现场应用效果

问题。分析认为，1口井多元复合酸酸化无效的主要原因是：射孔段渗透率低(0.25～0.75 mD)，投注初期注水压力较高，而酸化作业中仅注入酸液35 m3，注入酸液量相对较少，酸化过程中解堵半径短，降压增注能力有限。

以ZJ5-5井为例，介绍多元复合酸的现场应用情况。该井在2013年3月对长6层进行补孔注水，配注量15 m3/d，井口油管压力18.5 MPa，日注水12 m3。2013年6月将配注量提高至30 m3/d后，井口油管压力逐渐上升至23.2 MPa,注水泵和注水管网超过安全允许压力运行，且注水能耗大幅升高。2014年11月对该井进行多元复合酸酸化作业，累计注入酸液65 m3，活性水洗井液40 m3，施工参数见图2。

图2　ZJ5-5井酸化施工参数Fig.2　Acidizing operation parameters of Well ZJ5-5

ZJ5-5井酸化后井口油管压力降至16.0 MPa，注水压力下降7.2 MPa，配注20.0 m3/d，实注20.0 m3/d，目前井口油管压力17.8 MPa，配注20.0 m3/d，实注20.2 m3/d，措施后累计增注1 527 m3，降压增注效果较好(如图3所示)。

4　结　论

1) 红河油田长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是储层孔喉半径小，渗透率低，自身储层物性差；其次是注入水与地层水不配伍而结垢，加之注水过程中的黏土膨胀运移等作用，堵塞了狭小喉道，进一步降低了储层的渗透率。

2) 室内试验表明，多元复合酸对注水设备的腐蚀性小，能够抑制黏土膨胀，且具有缓速、深穿透的性能，能够满足红河油田长6特低渗油藏酸化的需要。

3) 8口井的现场应用表明，多元复合酸酸化技术具有显著的降压增注作用，且成功率高，能够有效解决长6特低渗油藏注水井欠注问题。

图3　ZJ5-5井措施后注水曲线Fig.3　Curve of water injection after acidizing of Well ZJ5-5

4) 现场酸化施工中，应根据注水井井况优化酸液使用量及排量。对原始物性条件差、初始注水压力高的井，在加大主体酸用量的同时，应提高施工排量，以增大酸化解堵半径，从而提高酸化的有效率。

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[编辑令文学]

Decompression and Augmented Injection Technology with Polybasic Recombination Acid for Chang-6 Ultra-Low Permeability Reservoir in Honghe Oilfield

WANG Guozhuang, LIANG Chengchun, SUN Zhaofeng, XU Chao

(No.1ProductionPlant,SinopecNorthernChinaOilandGasBranch，Qingyang，Gansu, 745000,China)

In recent years, Chang-6 ultra-low permeability reservoir of Honghe Oilfield has reduced production decline by means of water injection, but there are also problems of high water injection pressure, insufficient injection and even water injection failure, the formation energy can not be replenished effectively. The analysis showed that the main causes for insufficient injection in Chang-6 ultra-low permeability reservoir were poor reservoir properties, low permeability and small pore throat radius; the secondary causes were not compatible with injected water and formation water as well as scale formation. Additionally, clay swelling and migration in the water injection process could also reduce the reservoir permeability. In order to solve the insufficient injection problem in the reservoir, the polybasic recombination acid technology has been introduced. Laboratory test results showed that the polybasic recombination acid was highly compatible with injected water and formation water, and it could provide low corrosion rate and clay swelling rate, and keep slow rate of core dissolution. According to field applications in eight wells, the polybasic recombination acid technology can eliminate pollution near water injection well, restore and improve formation permeability to achieve decompression and augmented injection.

ultra-low permeability reservoir; water injection well; insufficient injection; polybasic recombination acid；depressurization augmented injection；Honghe Oilfield

2016-04-19；改回日期：2016-06-20。

王国壮(1970—)，男，河北衡水人，1992年毕业于石油大学(华东)油藏工程专业，2004年获中国石油大学(华东)石油与天然气工程专业硕士学位，高级工程师，主要从事致密砂岩油藏开发与管理工作。E-mail：dxcwang@sohu.com。

国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”(编号：2016ZX05048)资助。

doi:10.11911/syztjs.201604017

TE357.2

A

1001-0890(2016)04-0096-06

◀油气开发▶