BZ油田注水井调剖酸化联作体系研究

2019-04-22刘平礼张峰超陶卫东冉进喜皇扶杉

油气藏评价与开发 2019年2期

刘平礼，张峰超，高尚，陶卫东，冉进喜，皇扶杉

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300000；3.中国石油大港油田公司第四采油厂，天津300000；）

在注水开发过程中，注水井地层的非均质性会导致注水能力下降，油井过早见水，储层能量不能得到有效释放。目前改善注水井注水剖面的措施主要有酸化和调剖两种[1]。但单一酸化、调剖无法同时满足增注和减小层间矛盾的要求，两种方法在实施过程中由于地层非均质性，工作液都会优先进入高渗层进行处理。结果就是调剖封堵高渗层，低渗层不能启动；酸化虽然可以解堵低渗层，但高渗层吸酸更多，进一步加剧层间矛盾。

针对BZ油田注水井地层非均质性强，渗透率极差大，层间压力差异大，层间层内矛盾突出等特点，通过室内实验研究了一套酸化、调剖配套联作工作液体系。配套调剖剂体系采用耐酸性阴离子型聚合物调剖体系，可以调堵地层高渗层，改善注水剖面。配套酸液采用了单步酸体系，简化了海上油田注水井酸化施工模式[2-8]。配套酸液可以使调剖后的地层得到均质酸化，减小层间矛盾。通过双岩心酸化、调剖联作模拟实验，取得了很好的室内效果，为现场施工提供了重要的施工参数。

1 配套酸液体系确定及性能评价

1.1 酸液配方的确定

针对BZ油田堵塞机理，设计酸液配方主体液由HCl、ABF（含F-铵盐）和螯合剂组成。盐酸优选实验选取BZ34—1五个层位的岩粉，再配制6%、8%、10%、12%四种浓度的HCl溶液，按岩、酸比例1∶10加入到各个烧杯中，70℃水浴加热2 h后取出，用蒸馏水10倍稀释反应液，过滤、冲洗、烘干、称量，计算溶蚀率，得到盐酸优选浓度区间为8%～10%。

ABF的优选实验，向浓度为8%的HCl溶液中，分别加入3%、4%、5%、6%的ABF，再对BZ34—1的五个层位岩粉进行溶蚀实验，绘制溶蚀率曲线（图1），得到ABF的优选浓度区间为3%～4%。

确定配套酸液体系配方为：8%盐酸+3%ABF+3%螯合剂+1%缓速剂+1%缓蚀剂+其他添加剂（铁稳剂、防膨剂、破乳剂等）。

1.2 酸液体系缓速性能

参照SY—T 5886—2015标准，量取50 mL配套酸液、HCl溶液，分别向其中滴加1 mol/L的NaOH溶液，用PHS—3C型高精度pH计、ECS—304高分子pH电极测定两种酸液体系的酸度曲线（图2）。再分别移取50 mL酸液体系、土酸和多氢酸，分别加入10 g岩粉（岩粉反应量足够），70℃水浴加热，测定不同时刻酸液中的H+浓度，绘制酸岩反应有效作用时间曲线（图2）。结果表明：配套酸液的酸岩反应有效作用时间长于土酸和多氢酸，其酸度曲线缓慢上升，随H+的消耗后，溶液中还会有H+逐渐电离以达到电离平衡，说明解堵液具有缓速和深穿透效果。

图1 酸液溶蚀曲线Fig.1 Corrosion curve of acid

图2 酸液酸度曲线和有效作用时间曲线Fig.2 Curves of acidity and effective action time

1.3 酸液体系螯合性能

配套酸液中螯合剂采用的是氨基酸类新型螯合剂。根据GB T21884-2008标准，进行配套酸液和土酸（12%HCl+2%HF）对钙、镁和铁离子的螯合能力评价实验。结果表明：土酸体系基本不具备螯合能力；配套酸液对钙、镁、铁离子螯合能力分别为520 mg/g、190.15 mg/g、470.5 mg/g，可以有效抑制二、三次沉淀的产生。配套酸液在pH值较高时，仍然对钙、镁、铁离子具有较强的螯合能力，可以防止在酸液返排时产生沉淀（表1）。

表1 酸液螯合能力Table1 Chelating ability of acid

1.4 酸液对油田垢样的溶蚀能力

取配套酸液、10%盐酸、土酸（12%HCl+1%HF）、多氢酸各50 mL，各加入3 g油田垢样，70℃水浴加热2 h，过滤、冲洗、烘干、称量，计算溶蚀率。溶蚀率对应分别为55.3%、39.63%、53.72%、51.38%，配套酸液溶蚀率跟土酸溶蚀率相近，对目标垢样有较强的溶蚀能力。

1.5 岩心酸化实验

岩心：现场岩心和人造岩心两种，人造岩心用BZ34—1岩屑和10%油田垢样构成。用恒压泵向岩心分别泵入3%NH4Cl溶液—配套酸液体系—3%NH4Cl溶液；通过测定流出流量Vi和取样时间Δti观察不同时刻下岩心渗透率Ki变化情况；绘制Ki/KO～PV关系曲线（图3）。

实验结果显示，现场岩心在经过酸化后，岩心渗透率升为原始渗透率的1.39倍；人造岩心渗透率升为原始渗透率的3.20倍；酸化后岩心端面没有出现岩心破损、岩屑脱落现象，改善效果良好。

2 配套调剖剂配方及性能

2.1 调剖剂配方及成胶性能

调剖剂和其形成的凝胶耐酸是否是调剖、酸化联作的关键点，配套调剖剂主剂是部分水解聚丙稀酰胺，属于阴离子型聚合物，具有很好的耐酸性。体系配方：主剂SA—P（部分水解聚丙稀酰胺）+助剂（酚醛类交联剂、助凝剂、酸性催化剂）。

经过浓度优选实验确定调剖剂配方为：0.5%SA—P（分子量1 800万）+0.01%交联剂+0.15助剂+0.1%催化剂CAT—1。

调剖剂成胶时间在5～6 h左右。凝胶静态黏度过万，凝胶稳定性好，抗剪切性能强。凝胶在一定浓度的降解剂作用下可以有效降解。

2.2 调剖剂凝胶耐酸和耐盐性能

配制SA—P调剖剂体系，形成凝胶；将解堵液、15 000 ppm的NaCl溶液与凝胶分别按1∶1的比例混合，70℃恒温水浴加热，观察凝胶溶解或收缩现象。结果（图4）表明：SA—P体系胶凝后与解堵液、NaCl溶液配伍性能好，没有破胶现象；盐溶液中，随时间的增长凝胶大小没有发生收缩；酸溶液中，随时间的增长凝胶有逐渐收缩的趋势，6 h以内不明显，而24 h以后凝胶收缩比较明显，可以满足联作施工时间要求。

图3 岩心酸化渗透率变化曲线Fig.3 Permeability curve of acidification of core

图4 调剖剂凝胶耐酸Fig.4 Acid resistance property of profile control gel

2.3 调剖剂封堵岩心能力

参照SY/T5590-2004标准，将岩心用3%的NH4Cl溶液驱替岩心，再注入1.5 PV的调剖剂，70℃恒温静置7 h，保证调剖剂形成凝胶，再用3%的NH4Cl溶液正向驱替，保持流量0.5 mL/min，记录注入压力随时间的变化。实验中测到突破压力为13.5 MPa，突破压力梯度为168 MPa/m，渗透率降低90%以上；达到突破压力后注入压力在减小一定幅度后基本保持不变，说明调剖剂形成的凝胶具有较强的耐冲刷性能，如表2所示。

表2 突破后注入压力随时间变化Table2 Injection pressure changes with time after breakthrough

3 调剖—酸化联作模拟评价实验

3.1 实验装置

所设计的双岩心夹持流动装置（图5），主要由酸液注入系统、岩心夹持系统、数据采集系统组成；酸液注入系统有恒压泵、三个储液罐组成，通过控制阀门可以控制流入岩心的液体成分；岩心夹持系统可以加持两块渗透率不同的岩心，两岩心两端所加持的压力差相同，可以用来模拟非均质地层；数据采集系统可以采集岩心端压力、流出液体流量等数据。