渤海油田注水井酸化低效对策研究

2016-12-20孟向丽蒋林宏刘常清

特种油气藏 2016年3期

关键词：处理剂酸液渤海

孙林，孟向丽，蒋林宏，刘常清，张宁

(1.中海油能源发展股份有限公司，天津 300452；2.中国石油大学(北京)，北京 102249；3.中海石油(中国)有限公司，天津 300452)

渤海油田注水井酸化低效对策研究

孙林1，孟向丽1，蒋林宏2，刘常清3，张宁3

(1.中海油能源发展股份有限公司，天津 300452；2.中国石油大学(北京)，北京 102249；3.中海石油(中国)有限公司，天津 300452)

针对渤海油田注水井酸化低效的问题，分析了其产生原因，并提出了综合对策：海上油田日注水量较大，在注入水水质相同的情况下，储层伤害更为严重，因此，建立了更加严格的注入水水质标准；加入有机处理剂前置段塞，加强有机解堵，并防止原油与酸液反应形成酸渣；在原有酸液体系中加入表面活性剂，增强酸化洗油处理；采用多元复合酸体系解决渤海油田无机垢、注水污油、微粒运移、泥质堵塞等综合伤害问题；在不改变现有注水流程情况下，使用注水井在线酸化工艺，克服平台作业空间小的问题，同时提高酸化处理规模。综合对策经过现场应用，日注水量和视吸水指数较以往酸化提高了1.1～2.0倍，酸化有效期延长了50%以上。该技术对国内外类似油田的开发具有借鉴意义。

注水井；酸化；多元复合酸；在线酸化；渤海油田

0 引言

渤海油田主要包括蓬莱19-3、绥中36-1、秦皇岛32-6等数个亿吨级大油田，油田多为中高孔、中高渗疏松砂岩稠油油藏，在渤海已开发的油田中，疏松砂岩稠油油藏占80%左右[1-2]。从20世纪80年代起，海上油田开始规模实施酸化技术[3-7]，取得了较为明显的增产增注效果。但目前渤海油田注水井面临酸化低效的问题，平均有效期为3～4个月，部分井甚至不到1个月，造成平台施工作业量增加，作业成本攀升。为解决该问题，针对注水水质、注采强度、酸化规模等渤海油田酸化低效原因，提出了改善注水水质、加强有机解堵及酸化洗油处理、酸液体系升级和注水井在线酸化工艺等对策，以提高渤海油田注水井酸化效果。

1 注水井酸化低效原因

1.1 注水水质因素

渤海油田多采用油田生产污水和水源井水混合注入方式，但水质长期不达标，含有大量悬浮固体和油污，容易产生铁氧化物、碳酸盐等无机垢伤害和残余油污染，可引起储层渗透率显著降低，注水压力上升[8]。

1.2 注采强度因素

强注强采是海上油田的普遍生产方式，为弥补地层亏空，平均单井日注水量为400 m3/d以上[9]。强注强采，特别是在注入水长期冲刷和反复酸化溶蚀下，易导致微粒运移及出砂现象，造成注水压力快速升高。

1.3 酸化规模因素

目前海上油田受平台空间限制，主体酸液用量多为20～60 m3，酸化半径多为1 m左右，仅可解决近井筒周围的部分储层伤害，而堵塞还会不断累积，因此，渤海油田酸化有效期越来越短。

1.4 其他因素

储层方面，渤海油田储层胶结疏松，生产过程中极易造成微粒运移伤害和泥质堵塞伤害。其次，渤海油田注水井多为油井转注井，注水层位存在一定的残余油，且地层原油黏度较高，有机质含量高，部分油田还存在酸值含量高[10]的特点，容易形成乳化堵塞。

2 注水井酸化低效对策

2.1 改善注水水质

海上油田的日注水量是陆地油田的十余倍至几十倍，堵塞沉积量和污染带半径相应也更大。因此，考虑到日注水规模，针对不同渗透率地层建立了更为严格的注水水质指标(表1)。

2.2 加强有机解堵

针对储层有机堵塞，同时为防止原油与酸液反应形成酸渣，一般采取增加有机处理剂前置段塞的措施。但常规有机处理剂主要以油相为主，由于油水密度差异，存在有机处理剂难以注入的问题。

表1 海上碎屑岩油藏注水水质指标

渤海油田有机处理剂前置段塞的主剂采用ZG有机处理剂，其成分以聚氧乙烯脂肪胺复合烃和BoLa表面活性剂为主，由于含有1个疏水链连接2个亲水基团构成的两亲化合物，所以处理剂除了能溶解原油以外，还可以任意比例分散于注入水中，解决常规有机处理剂难以注入的问题。

如表2所示(65 ℃、2 h水浴实验结果)，ZG有机处理剂具有较好的解除有机垢作用，与注入水的配伍性也较好。

表2 ZG有机处理剂性能指标

2.3 加强酸化洗油处理

针对储层残余油伤害，在酸液体系中增加表面活性剂。采用的表面活性剂为FT-01氟碳表面活性剂，其具有较低的表面张力性能，采用悬滴法测定0.10%FT-01水溶液的表面张力值为14.85 mN/m。具有较好的洗油作用，针对N80挂片上以及200目筛网中黏附的现场稠油，经过常温10 min的洗油，便可达到95%以上的洗油效果。与酸液配伍性好，0.20% FT-01活性酸液表面张力为12.77 mN/m，按现场活性酸与水的常用比例1∶2配制的混合溶液的表面张力为20.19 mN/m，低于常用酸液表面张力值(大于27.00 mN/m)。

2.4 多元化酸液体系

针对渤海油田注水井存在无机垢、注水污油、微粒运移、泥质堵塞等诸多伤害问题，且酸化规模受平台空间限制的问题，研发了HX-01多元活性酸体系。

HX-01活性酸体系采用多元化成分，包含盐酸、氟膨酸、三元有机酸和六元有机酸等主剂。成分中的盐酸可清洗钙质；氟膨酸为缓速酸，可溶蚀黏土和长石，具有黏合疏松砂岩的作用；三元有机酸和六元有机酸可快速螯合Ca2+，有效防止与地层中碳酸盐矿物和注入水产生CaF2二次沉淀。

该组成特点可以减少常用砂岩酸化体系中前置段塞或后置段塞(以盐酸为主)的使用量，并使用浓缩液设计，现场采用平台注入水配制或者与注入水混注，降低了常规配液用水所占的酸罐体积，节省了平台空间。以30 m3活性酸使用量为例，可达到以往90～150 m3的总酸液的处理规模。HX-01活性酸水溶液各项性能指标如表3所示。

表3 HX-01活性酸液水溶液性能指标

2.5 注水井在线酸化工艺

为了配合多元化酸液的使用，克服平台作业空间小的限制，同时提高酸化处理规模，采用注水井在线酸化工艺，工艺流程如图1所示。在采油树清蜡阀门上单独连接在线酸化流程，包括高压管线、酸化泵、数据采集系统(实时监测酸化泵注压力和排量数据)、低压管线和35 m3酸化罐。HX-01活性酸和注入水按一定比例在酸化罐中进行混合，利用酸化泵增压后和注入水一起混注，其中注入水替代了以往的配液水。该酸化流程与以往流程相比，简化了酸化作业设备，同时扩大了酸化处理规模，缩短恢复注水时间，降低了因开关注水井产生的压力激动影响。

图1 渤海油田在线酸化流程

3 应用效果

多元复合酸体系于2015年8月在B油田13井和S油田15井进行了试验应用，效果优良。日注水量和视吸水指数较往次酸化提高1.1～2.0倍，酸化有效期延长50%以上。

以B油田13井为例。该井射开油层的斜深为2 626.3～2 651.0 m，有效射孔厚度为20.4 m，孔隙度为21.2%～26.3%，渗透率为25.2×10-3～289.9×10-3μm2，泥质含量为16.2%～31.1%。该井存在注水无机垢和污油伤害、有机质堵塞及泥质堵塞问题，曾进行过2次酸化，但酸化有效期都较短，仅为36～39 d。该井第3次酸化采用了多元复合酸体系，首先泵注20 m3的ZG有机处理剂段塞，泵注排量从0.24 m3/min提高至0.32 m3/min，泵注压力从11.7 MPa降至10.3 MPa，近井地层渗流环境明显改善。然后按照酸液和注入水1∶1的混注比例，在线泵注28 m3的HX-01活性酸液，注入压力为10.3 MPa，泵注排量从0.32 m3/min提高至0.64 m3/min，施工效果显著。第3次酸化相对前2次酸化的有效期延长了172%以上，酸化后日注入量提高1.35倍以上，视吸水指数提高1.66倍(相对第2次酸化)，3次酸化效果对比如表4所示。