一种高压注酸解堵技术在渤海注水井的应用

2018-05-22徐雅峰

石油化工应用 2018年4期

徐雅峰

（中海油服油田生产事业部，天津 300459）

受平台海管压力及注水泵功率限制，渤海地区注水井最大井口压力[1，2]一般为 10 MPa～15 MPa，常规基质酸化泵注解堵液压力为井口限压的1.2～1.5倍。注水井多轮次解堵措施后[3]，近井地带的酸可溶物变少，需开展深部解堵。酸压[4]是有效的增注措施，一般针对碳酸盐岩进行储层改造，但施工设备多，海上油田场地受限，且经济成本高。提出了将基质酸化和酸压结合的高压注酸解堵技术，优选高温缓蚀剂，引入有机缓速酸[5]，用于高温深井砂岩储层酸化[6]，提高注水井解堵效果。以渤海B油田B-09注水井为例，井深2 970 m，井温120℃，解堵体系中加入了高温缓蚀剂MC-16，采用高压挤注有机缓速酸工艺，降压增注效果显著。

1 储层特点

B油田构造发育于渤南低凸起与莱北低凸起之间，黄河口凹陷东洼东部斜坡带，紧邻黄河口生油凹陷。B油田的含油层系发育于古近系东营组和沙河街组。主要开发层东营组以构造油藏为主，油层在纵向上集中分布在东二下段Ⅱ油组和东三段，油藏埋深-2 403 m～-2 723 m。东营组储层主要为中-细粒长石岩屑砂岩，石英含量22.0%～32.0%，长石含量19.0%～27.0%，岩石孔隙发育，连通性较好。孔隙度主要分布在15.0%～25.0%，渗透率主要分布在100.0 mD～5 000.0 mD，储层具有中孔高渗的储集物性特征。

B油田压力梯度为1.000 MPa/100m，温度梯度为4.03℃/100m，地质压力系数在1.0左右。流体性质中等，地面原油具有轻～中等密度、中等黏度、高凝固点、高含蜡量、胶质沥青质含量中等的特点。地层水矿化度为11 940 mg/L～12 710 mg/L，水型为碳酸氢钠型。整体来说，B油田属于高温中孔高渗油田。

2 储层伤害分析

B平台注水为水源井的清水和处理后的原油污水，注入水部分指标（见表1）。

表1 B油田注水水质分析

采用饱和指数法对水样的碳酸钙结垢趋势进行预测[7]公式如下（1）～（3）：

式中：SI-饱和指数；pH-水样pH值；K-修正系数（由离子强度与水温度的关系图版查得）；pCa-Ca2+浓度（mol/L）的负对数；pAlK-总碱度（mol/L）的负对数；u-离子强度；C-离子浓度（mol/L）；zi-离子价数。

饱和指数SI＜0表示水中碳酸钙未饱和，不结垢；SI＞0表示结垢；SI=0表示稳定。通过计算可知B油田水样的饱和指数为1.85，表明该注入水存在碳酸钙结垢趋势。

结垢原理如下（4）～（6）：

在pH低于7.5时，只有极少数的HCO3-离解为CO32-，油田水的pH一般都大于7.5，多数地层水质都不含或含有少量CO32-。地层水碳酸钙结垢主要受pH、温度和矿化度影响。pH较高时会产生更多的碳酸钙沉淀；当温度升高CaCO3在水中的溶解度降低而析出；矿化度的增加会使CaCO3的溶解度增加。

以B平台B-09井为例，该井2014年5月投注，井深2 970 m，井底温度120℃，砂岩储层疏松，由于经过4次解堵作业，近井地带存在微粒运移，受注水水质影响，深部存在结垢趋势。伤害主要为：清污混注后铁离子相关的沉淀物以及产生CaCO3结垢；清污混合水不配伍，在地层条件下静态时会发生作用，生成一定的悬浮物或沉淀；油田注入水含油，长期注入会形成有机堵塞。在解堵体系选择时，需考虑高温、缓速、深部解堵及解堵液对复合垢的溶解能力。

3 实验

3.1 缓蚀剂的选择

根据行业标准《SY/T 5405-1996酸化用缓蚀剂性能实验方法及评价指标》测试，压力16 MPa，搅拌速度60 r/min，挂片为N80钢材，结果（见表2）。被评价的酸化用缓蚀剂 COH（咪唑啉）、TC-3（脂类）、MC-16（希夫碱）的缓蚀效果均满足行业标准要求，TC-1（无机类）不满足要求。酸化用缓蚀剂MC-16的缓蚀效果最好，优选其作为缓蚀剂。

表2 高温缓蚀剂的筛选

3.2 酸液配方优选

高温深井中，引入有机酸可以更好地控制酸岩反应速度，起到缓蚀和缓速的作用。砂岩储层常用土酸来处理，但其与黏土的反应过快，达不到深部解堵的目的。多氢酸体系[8]是用一种复合膦酸与氟盐地下反应生成HF，这种新型复合膦酸含有多个氢离子，因此被称为“多氢酸”或“五氢酸”。多氢酸酸液体系能长时间的保持HF的浓度较低，且能长时间的维持这个状态。高温条件下，土酸与黏土更容易发生二次反应，产生沉淀。多氢酸的反应速率要低于土酸，可有效避免二次沉淀的产生达到深部酸化的目的。

通过溶蚀实验筛选酸液配方（见表3），称取岩粉2.0 g，反应温度95℃，反应后105℃干燥2 h，称重。预处理液配方，6%～10%盐酸对B油田3组岩样的平均溶蚀率为16.8%，最高为19.32%，选取8%浓度合理。采用8%的盐酸加入3%～7%的有机酸HAc观察缓速效果，优选综合指标高的5%HAc。处理液配方，6%HCl+（4%～6%）MH+（1%～4%）MF对 B 油田 6组岩样的平均溶蚀率为26.5%，最高为27.82%，从优化效果和节约成本的角度考虑选取6%HCl+4%MH+2%MF作为处理液。

3.3 配伍性能评价

按照酸液推荐浓度，将有机酸溶液、多氢酸溶液分别与高温缓蚀剂、铁稳剂、黏稳剂、助排剂混合，实验结果（见表4、表5）。由实验结果可知，配方酸液具有良好的配伍性，无沉淀、分层现象。

表3 酸液配方的筛选

表5 多氢酸与添加剂的配伍性

4 现场应用

4.1 井史

B-09井是B油田的一口注水井，射孔层位为E3d2LⅡ油组，油层中部垂深2 514.2 m。2014年5月投注，第一至四段合注，全井日配注400 m3，实际日注水400 m3，井口注入压力13 MPa。2014年10月后该井吸水量逐渐下降，至12月日注水量174 m3，注入压力13.8 MPa。12月笼统酸化作业，措施后日注水量578 m3，注入压力11 MPa。2015年3月日注水量150 m3，4月笼统酸化作业，措施后日注水量478 m3，达到配注，但注水压力高。11月分层配注，井口压力10.5 MPa时第一至四防砂段无水嘴，第一段吸水260 m3/d、第二段吸水6 m3/d，第三段吸水15 m3/d，第四段不吸水。2016年1月分层酸化第三、四段，酸化后达到配注。6月注水压力高达不到配注。10月分层流量测试，井口压力8 MPa时，第一层吸水158 m3/d、第二层吸水63 m3/d、第三层吸水5.4 m3/d、第四层不吸水。一、二层达到配注，三、四层欠注。2016年11月第三、四段高压挤注实验，最高挤注压力30.7 MPa，测试挤注措施后三、四层合注10.2 MPa时注水50 m3/d，达不到配注。

4.2 工艺设计

结合B-09井污染原因，设计了预处理液解堵近井地带，缓速酸处理深部的方案，解堵半径2.5 m。在高于破裂压力下[9]挤注酸液，B-09井口破裂压力为20.46MPa（忽略摩阻）。结合井下工具压力等级P施工max=34.5-1.79-0.5≈32 MPa＞P破。

4.3 现场施工及效果

2017年3月16日，B-09井高压酸化作业，挤注预处理液25 m3，处理液40 m3，顶替液25 m3，最高施工压力30.7 MPa。施工中采用了酸化动态数据采集和评价系统，它能连续监测酸化施工过程和实时评价酸化效果。酸化施工曲线（见图1）。从施工曲线分析可以看出，在预处理液到达储层与储层矿物和外来物质反应后压力明显下降，处理液进入储层后，进一步溶解深部污染物，排量大幅提升，持续高压注酸后，降低排量测视吸水指数（单位压力下的日注水量），酸液效果明显。作业前注水压力13 MPa，日注水量30 m3，配注400 m3/d，视吸水指数2.3 m3/d/MPa。作业后注水压力2 MPa，日注水量400 m3，达到配注，视吸水指数增加85.7倍，持续有效。注水效果（见图2）。