长3油层组储层缓速酸解堵体系研究及应用

2018-04-20付文耀郑建刚中石油长庆油田分公司第十二采油厂甘肃庆阳745100

长江大学学报(自科版) 2018年7期

付文耀，郑建刚 (中石油长庆油田分公司第十二采油厂，甘肃庆阳 745100 )

郑延成，印柱 (长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434023)

庄73区位于鄂尔多斯盆地中部的陕北斜坡和天环坳陷的南部，主力开发层系为长31油层，动用含油面积为38.83×104km2，动用地质储量2064.2×104t，可采地质储量393.46×104t ，油层厚度14.9m，平均孔隙度15%，平均气相渗透率6.7mD。长3油层组砂岩粒度细，泥质含量较高。长3油层组储层属于低渗储层，存在注水难的问题。酸化是油水井解堵增产、增注的有效措施之一[1～5]。长3油层组储层长期以来采用常规土酸和弱土酸对地层进行解堵，堵塞程度和深度发生了变化，现场酸液已经不适应储层解堵需要。笔者针对长3油层组储层弱酸敏、弱速敏、水敏的现状，分析了矿化水堵塞的原因，结合室内试验，研究出了适用于水源井和采出水混注的防垢缓速酸化体系，评价了体系的增注性能，并进行了现场试验。

1 试验部分

1.1 试验材料

岩心取自长庆油田的庄30油井和庄73油井，经苯-甲醇混合溶剂抽提后，干燥、抽空饱和地层水。酸液添加剂：铁离子稳定剂WT-100，防膨剂ACE以及缓蚀剂MH-16，IST(杂环季铵盐)，ACI(咪唑啉季铵盐)，取自长庆油田。防水锁剂PWB是由烷醇酰胺与氟碳表面活性剂构成的复配体系[6]。油田水样有4种：地层水、联合站处理后的庄转水，两种水源井的水样ZH36S8和Z9S7，水样的离子组成见表1。

表1 地层水和注入水组成

1.2 试验方法

阻垢剂性能测试参照SY/T 5673—93《油田用阻垢剂性能评定方法》执行，试验结果取两次滴定的平均值；岩心渗透率测试按照标准SY/T5358—2010进行；黏土防膨剂的性能评价参照标准SY/T 5762—1995进行。采用失重法评价酸液对N80挂片的腐蚀速率。具体参见SY/T 5405—1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法》。

2 矿化水结垢堵塞原因分析

2.1 储层无机垢的形成及其防护

2.2 矿化度降低对渗透率的影响

图1 矿化度对低渗透率岩心渗透率的影响图2 矿化度对较高渗透率岩心渗透率的影响

考虑到水源井水与庄转水的混合配注导致水样矿化度降低问题，试验配制总矿化度为14000mg/L的模拟水，与蒸馏水按照不同质量比混合配成7000、5000、3000、1000mg/L的矿化水，注入岩心，分别驱替至流速、压力稳定时得到渗透率。图1和图2分别示出了渗透率低于0.04mD(1#与2#)和大于0.1mD(3#)的岩心在驱入不同矿化度盐水后渗透率的变化趋势。

可见，渗透率越低，矿化度降低后岩心的渗透率下降越大。对于渗透率为0.137mD的高渗岩心，当矿化度在14000～5000mg/L内变化时渗透率变化不大，当矿化度降到3000mg/L时，岩心渗透率降低5.9%。对于水相渗透率为0.035mD(1#)和0.014mD(2#)的低渗岩心，矿化度降到7000mg/L时，岩心渗透率分别降低5.14%和7.14%，表现出一定程度的水敏，这主要是由于黏土矿物膨胀造成孔喉缩小的缘故[8]。因此，对于低渗储层注入水要加黏土稳定剂，防止黏土膨胀。

3 酸液体系的筛选

3.1 酸液体系溶蚀性能

酸液组成：①前置酸(12%HCl +5%HAC)；②土酸(12%HCl+3%HF)；③缓冲酸(HCA)；④HCG(10%HCl+5%NH4F+5%胺基膦酸)。取庄73井和庄30井储层岩心，105℃恒温4h。取出冷却，碾成粉末。用80目的筛子过筛备用，称量0.5000g岩屑于塑料试管中，再加入10mL酸液，密闭，在50℃下恒温测定2、4、8、12h时的溶蚀率。4种酸体系对2种岩屑的溶蚀试验结果见图3、4。

从反应时间与溶蚀率的关系看出，同样浓度的酸液对2种岩屑的溶蚀率差别较大，土酸对庄73井岩屑的溶蚀率在70%以上，而庄30井岩屑溶蚀率在36%左右，可见，庄73井含有较多的碳酸盐。

图3 庄73井酸液溶蚀率曲线图4 庄30井酸液溶蚀率曲线

对于庄73井岩屑来说，HCG在12h的溶蚀率为61.82%，比HCA高5.98%，比土酸低6.94%，其缓速性能好于HCA和土酸。对于庄30井岩屑来说，HCG 12h时溶蚀率很高，达到35.53%，比土酸溶蚀率略低，比HCA高8.34%，而且还有较好的缓速性能，8h比2h溶蚀率高5.15%。现场用的HCA溶蚀率较低，需要提高其溶蚀能力，而HCG酸液对以上2种岩心均有较高的溶蚀率和较好的缓速性能，可用作长3油层组储层的主体酸。

3.2 酸液缓蚀剂筛选

在酸液中加缓蚀剂可以有效地防止腐蚀，常用的缓蚀剂产品种类较多，主要为含氮化合物、含硫化合物、醛类、醇类以及表面活性剂等。笔者采用的缓蚀剂为季铵盐MH-16、咪唑啉ACI和咪唑啉季铵盐IST。在盐酸、土酸、HCA和HCG中分别加入0.5%缓蚀剂，酸液中置入N80挂片，测定50℃下腐蚀速率，试验结果见表2。

表2 缓蚀效果

由以上试验结果可知，50℃下3种缓蚀剂在加量0.5%时对所有的酸液均有较好的缓蚀性能，腐蚀速率均在5g/m2·h以内。比较酸液腐蚀性大小可以看出，加缓蚀剂后，盐酸和土酸的腐蚀速率均降到1g/m2·h以下，均达到缓蚀剂评价指标的一级标准。HCA的腐蚀性较强，其次是HCG。咪唑啉季铵盐IST对4种酸的缓蚀效果均较好。

3.3 铁离子稳定剂

在酸化过程中，金属腐蚀以及氧化铁、硫化亚铁及含铁矿物在酸中的溶解，都可产生Fe3+。随着酸化反应的进行，H+浓度越来越低，pH值上升到2.2以上，溶液中铁离子与水作用生成Fe(OH)3沉淀，就会堵塞地层。该试验采用丙二酸、乙酸和乙二胺四乙酸按照质量比1∶1∶0.2复配成一定浓度的溶液得到铁离子稳定剂FEA，采用石油行业酸化用铁离子稳定剂性能评价方法测得FEA稳铁能力为255.6 mg/g，而现场用铁离子稳定剂WT-100的稳铁能力为178.3mg/g。因此，选取2%FEA作为酸化用铁离子稳定剂。

3.4 防水锁助排剂

酸化作业完成后，外来流体的侵入使得地层含水饱和度增加，渗透率降低导致水锁效应的产生[9]。以前的试验工作中研制了由烷醇酰胺与氟碳表面活性剂构成的复配防水锁剂PWB，试验采用0.5%PWB水溶液处理长3油层组储层岩片后，水的接触角为42.26°，表面张力为26.52mN/m，因此，PWB既可降低表/界面张力又可增大接触角，降低毛细管阻力，使酸化残液顺利排出。

4 酸液体系HCG解堵效果评价

以上试验筛选出的添加剂体系为：1%SCA+0.5%IST+0.5%PWB+2%FEA+2%ACE。前置酸为10%HCl + 3%HAC+2%FEA +添加剂；主体酸为10%HCl+5%NH4F+5%胺基膦酸+添加剂。

试验步骤：①用乙醇—苯清洗岩心，烘干，称重。再抽空饱和矿化水，放置24h以上，测定饱和了液体后岩心的重量，计算岩心的孔隙度和孔隙体积；②用3%NH4Cl正向测原始渗透率K1，流体注入量20PV(孔隙体积)以上，测得渗透率稳定值；③正向注入前置酸2PV，反应2h；④注入主体酸2PV，恒温一段时间；⑤再用3%NH4Cl测岩心渗透率K2。

表3 反应时间对渗透率的影响

按照试验步骤测定了5#、6#和7#岩心分别恒温4、8、12h下酸化前后渗透率，试验结果见表3。

由试验结果可知：反应时间越长，酸化后渗透率提高幅度越大。反应4h时，岩心渗透率由酸化前的0.0117mD提高到酸化后的0.115mD，提高9.82倍；当反应8h时，岩心渗透率由酸化前的0.0157mD提高到酸化后的0.4993mD，提高了31.84倍；反应12h后，岩心渗透率由酸化前的0.0016mD提高到酸化后的0.136mD，提高76.12倍。由此可见，随着反应时间的延长酸化效果提高，但一般来说，渗透率越低酸化后渗透率提高幅度越大。考虑反应时间与提高渗透率程度的关系，反应时间可以取8～12h，以8h为宜。