油田废弃井改造成地热井的水层酸洗方案研究

王登峰，王培义

(中国石化集团新星石油有限责任公司,北京 100083)

0 引言

油田废弃井改造技术是重新利用报废井的经济价值，将其进行二次开发并深度挖掘可利用价值资源的一种手段(甄华和莫中浩，2007；邓春来，2008；闫家泓等，2007;刘均荣，2013)。油田废弃井改造为地热井技术主要应用于完钻后未钻遇油气层或钻遇情况差、不具有投产开采价值的探井及产量低于经济极限的井(王社教等，2004；刘澍和刘铁敏，2014，董秋生等，2016)。目前废弃井改造成地热井的主要工艺流程包括井口整改、泵室段改造、压力恢复测试、酸洗井、测井、下电泵、抽水测试等(环衍忠等，2002；阚长宾等，2008；卜宪标等，2011，王培义等，2017)，但一直未形成系统改造方案设计方法。本文以中原油田东濮106井为例，探索废弃井改造方案设计方法，通过实验，并对实验数据进行详细分析，选择出最优酸洗改造方案，再应用于现场，对东濮地区废弃井酸洗改造方案的设计具有引导意义。

1 东濮106井地质工程概况

中原油田东濮106井自上而下钻遇新生界第四系、新近系及古近系，古生界二叠系、石炭系、奥陶系及寒武系(梁富康,2010;尹万才和彭涛，2015，王培义等，2017)。根据东濮106井的单井综合柱状图(图1)可知，古生界石炭系-二叠系之下发育奥陶系，其石炭系-二叠系岩性主要为暗色泥岩，厚度约为200 m，相对于下部碳酸盐岩溶热储是良好的隔热保温层，从而形成了东濮106井下部良好的热储盖组合。

东濮106井位于东濮区块，是一口勘探井，其井身结构图如图2所示。该井于1985年10月钻至井深3938.55 m时完钻，完井技术为裸眼完井。工作人员通过分析该井试井所得到的参数发现：油气测试井段所在地层为奥陶系，未见油气反应。但在测试过程中产出较丰富的水，产水量可达124.8 m3/d，水温在90℃左右。东濮106井所钻遇的奥陶系厚度为600 m以上，通过研究发现该井酸化改造有利于产出地热水，因此改造目的层即为含水层，即奥陶系。东濮106井技术套管位置下至3147.95 m，靠近奥陶系顶部，该层也为热水的目的层。由于使用技术套管隔开目的层资源与上部砂岩，不会出现上下层水互窜导致温度降低的情况(周晓奇，2018)。

图1 中原油田东濮106井综合柱状图Fig.1 Stratigraphic column of the well Dongpu 106 in the Zhongyuan oilfield

图2 东濮106井身结构图Fig.2 Well structure of the well Dongpu 106

新星石油公司从事中深层地热研究开发与利用，根据地热资源条件和供热负荷开钻地热井，由地热井泵抽取地热水，经地热管网输送至供热站，通过换热器进行热交换，将地热水热量传递给供暖循环水，温度升高的供暖循环水经过供热管网输送至热用户，供用户使用(李曦滨,2000;周总瑛，2015；马伟斌，2016；光新军和王敏生，2016；李亚琛等，2016)。东濮106井未见油气反应，成为油田废弃井，经初步判断，该井经过改造后，可产出用于供暖的地热水，为当地居民冬季供暖提供热源，从而实现废弃井的重新利用，并产生良好的经济效益。

2 东濮106井水样及垢样分析

2.1 东濮106井产出水水样分析

依据SY/T5523-92《油气田水分析方法》对东濮106井产出水进行了离子含量分析，分析数据见表1。产出水呈淡黄色，透明度为清，无气味，无沉淀物，pH值6.0，呈弱酸性，密度为1.05 g/cm3，矿化度比较高。产出水中含铁元素(3.62 mg/L)相对比较高，而通常地层水中极少存在天然的铁元素，通过分析可以得到：产出水中存在一定含量的铁元素表示发生着金属的腐蚀；产出的热水水质比较差(毛平平，2007)。

表1 东濮106井产出水离子分析

2.2 东濮106井垢样分析

应用美国OLI公司开发研制的Scale Chem软件，对东濮106井产出水的水样进行了结垢趋势分析及成垢类型的初步判定，产出水结垢趋势图如图3。软件分析表明：产出水的SI值为0.36，存在较强的结垢趋势，其结垢类型以碳酸钙为主，并且水样中还有较强的硫酸钙和碳酸亚铁结垢趋势。因此，在正常生产情况下，应定期对井筒进行除垢处理(魏翠，2015)。

应用XD-2型X射线衍射仪分析岩样及悬浮物矿物，可得详细成分，分别见表2和表3。

图3 产出水结垢趋势图Fig.3 Scaling trends of producing water

3 酸洗设计方案

通过上述井口结垢采样及地热水的水样分析研究表明，地热水的粘土、石盐含量也相对较高。由于该井储层岩性为碳酸盐岩，对强酸和强碱非常敏感，因此所选用的酸洗液体体系需要避免因与储层发生反应而生成沉淀，从而导致储层阻塞，这是本次实验处理储层的关键部分(王伟等，2012)。

4 酸液体系选择及酸洗体系添加剂的筛选

通过对该井3350.05～3354.05 m段岩心在90℃采用盐酸体系、土酸酸液体系、磷酸体系和有机酸酸液体系溶蚀反应2h的实验溶蚀数据见表4。

表2 全岩分析X射线衍射报告

以上实验的反应时间均为2 h左右。通过表4数据可以看出：盐酸溶液体系的反应速度较快，且无缓速作用；土酸溶液体系的反应会生成CaF2这一沉淀物质，易堵塞地层，造成产水量降低。通过在酸溶液体系中溶液加入5%缓速酸，可以减缓20 min的反应时间；而加了HEDP药品后，缓速时间为45 min左右，同时溶蚀率急剧上升，表明在该体系下容易发生地层垮塌的现象。在上述实验的基础上又进行了有机酸溶液体系的溶蚀性实验，在该体系下反应时间达100 min，反应时间长于其余实验，减缓效果比较明显。综合考虑反应溶蚀率、减缓效果及酸洗体系价格等因素后，选择最为适宜的15% HAc体系作为酸洗液体系。

表4 东濮106井岩屑溶蚀数据表

续表4

通过对东濮106井地质资料调查并结合该井矿物组分分析，通过岩屑溶蚀试验，筛选了适于该井解堵的低浓度复合有机酸。该酸液体系属于缓速有机酸种类，具有酸洗反应速率小、反应半径长、在不产生沉淀物的同时不易造成地层垮塌等优点。实验数据表明低浓度有机酸复合溶液体系的前期反应速度为稀土酸溶液体系反应速度的1/4，稀土酸溶液体系在高温下30min内即停止反应，并产生大量沉淀反应物，低浓度复合有机酸120min仍在反应，溶蚀量随时间增加，在整个过程中无明显二次沉淀产生(图4)。

图4 东濮106井溶蚀率试验曲线Fig.4 Dissolution rate curves of well Dongpu 106

4.1 缓蚀溶剂的筛选

选择3种前期应用效果较好的水溶性酸化缓蚀剂进行实验，该实验按照《酸化缓蚀剂技术要求》(Q/SH 0352-2010)执行，实验温度模拟地层水温度为90℃(表5)。工作人员观察这三种缓蚀剂在15%HAc溶液体系中的缓蚀效果。

通过对实验数据进行分析可以看出，缓蚀剂A溶剂溶蚀速度过快，不能达到现场的使用条件。而缓蚀剂B溶剂和C溶剂的静态溶蚀效果均优于A溶剂，缓蚀剂C溶剂的效果略优于缓蚀剂B溶剂。三个浓度中，浓度为1.0%时效果最好，浓度升高，腐蚀速率有所增大。经过工作人员综合分析考虑，决定将缓蚀剂浓度定为0.5%。

4.2 酸液表面活性剂的筛选

为了提高残酸返排速度，防止二次伤害的发生，酸液必须具有较低的表界面张力——液体会产生使表面尽可能缩小的力，这个力称为“表面张力”。不同于界面张力，表面是特殊的界面，界面是指任何两相间的分隔区域，包括气固界面、气液界面、液液界面、液固界面、固固界面。

表5 缓蚀剂结果

以前采用的非离子、阴离子表面活性剂虽能将界面张力降至1×10-3N·m-1以下，但是表面张力降低的程度却比较有限，只能达到30×10-3N·m-1左右。从20世纪80年代以来，科学人员发现了含氟表面活性剂，它能将表面张力降至16×10-3N·m-1左右，随后该添加剂广泛运用于油田开发。

含氟表面活性剂虽然性能优良，但也存在成本高、界面张力性能不好等缺点，我们以该类表面活性剂为主剂，进行了低表界面添加剂的研究。研究表明，FC-01为初步筛选的全氟表面活性剂，其降低表面张力性能优良、水溶性也较好，选择OP-10和ABS与全氟表面活性剂进行复配。采用国产JZY-180界面张力仪，测定不同浓度全氟表面活性剂、OP-10、ABS的表面张力和界面张力，结果见图5、图6

图5 0.2%ABS复配FC-01表界面张力曲线Fig.5 Surface and interface tension curves of compounding FC-01 with 0.2% ABS

和图7。可见0.02%氟表面活性剂+0.2%常用表面活性剂在降低表面张力和界面张力性能方面都比较突出，FC-01和ABS复配效果尤其明显，可作为酸液中低表面和界面张力剂。

图6 0.2%OP-10复配FC-01表界面张力曲线Fig.6 Surface and interface tension curves of compounding FC-01 with 0.2% OP-10

图7 OP-10与ABS不同比例复配FC-01Fig.7 Compounding FC-01 with different proportions of OP-10 and ABS

表面活性剂是油层解堵的必要助剂，活性剂性能的好与差对施工后期的生产或残酸返排起到非常关键的作用。结合本次实验中的岩屑和泥浆样，对所用的低浓度有机缓速酸采用FC-01和ABS复配效果尤其明显，可作为酸液中低表界面张力剂。

4.3 配伍性实验

通过酸液体系和缓蚀剂筛选，酸液溶剂的主体配方为15% HAc与0.5%缓蚀剂(B溶剂和C溶剂混合液)，并相应添加粘土稳定剂、表面活性剂和铁离子稳定剂等药品。考察其室温及地层条件温度90℃下的配伍性，结果如表6和图8、图9所示。

表6 配伍性实验结果

图8 室温，48 h后配伍性实验现象Fig.8 Phenomena of post-compatibility experiment after 48 h at room temperature

试验结果可以看出，缓蚀剂C在高温下与体系不配伍，易产生油状物堵塞地层，因此最终选定B作为体系缓蚀剂，15%HAc与0.5%缓蚀剂B溶剂，并添加粘土稳定剂、表面活性剂和铁离子稳定剂等药品作为试剂溶液。

依据东濮106井室内敏感性评价实验、水样分析、酸液体系和添加剂的筛选结果，最终选用配方为5%HAc与0.5%缓蚀剂B溶剂，并添加粘土稳定剂、表面活性剂和铁离子稳定剂等药品。结合现场试水层位，决定对该井奥陶系裸眼层段(3148.0～3550.0 m)试水前进行酸洗解堵处理，以达到增加试水层产液量的目的。

图9 90℃，6 h后后配伍性实验现象Fig.9 Phenomena of post-compatibility experiment after 6 h at 90℃

根据现场条件，还需要配比酸性溶液处理剂，其用量设计见下表7。

表7 处理剂用量设计

根据上述实验数据表明，主体酸溶液体系的主要成分有缓速酸、表活剂、铁离子稳定剂、有机溶剂、缓蚀阻垢剂以及防膨剂。

5 现场应用

在12月21日8∶00至25日8∶00，工作人员下入Φ90 mm 尖钻头×0.23 m，配套使用Φ73 mm偏梯扣油管与油管挂，将管鞋位于3549.43 m井深处。然后采用清水为溶液进行反洗井操作，清水用量为60 m3。清洗井深度为3549.43 m，泵压达到3.0MPa，清水排量为500 L/min，洗至井口出水与进水水质基本上相一致。

工作人员对目的层进行酸化，层位为奥陶系，井段为3148.0～3550.0 m，完井方式为裸眼完井，目的层厚度为402.0 m。酸化前置酸用量为10 m3，正替清水用量11 m3，采用泵压为3 MPa、排量为300 L/min的参数，关井反应1.5小时的方式进行酸化。

接下来需要排出残余酸溶液，采用泵压5 MPa，排量500 L/min的方式，并使用60 m3清水反洗井，排出残余的酸溶液，直至进出口水质一致，洗井深度为3549.43 m。

工作人员于12月28日8∶00～30日8∶00对东濮106井的温度和压力进行测量。12月30日8∶00～1月1日20∶00再次对温度和压力进行测量。同时对该井进行抽水测试，井口溢流。累计测试抽水230 m3，水温在58.9～61.4℃。经工作人员认证，确认该井达到改造预期目标。

6 结论

(1)东濮106井未见油气产出，但通过油气井测试发现有大量地热水产出，水温和水量条件较好，且距离居民聚集区较近，有改造成地热井重新使用的可能性，可以达到节约成本和增加经济效益的目的。

(2)酸液体系选择时，经研究，选择溶蚀率适中的15% HAc体系。该酸液体系属于缓速有机酸系列，具有反应速率较小，反应半径较长，在不产生沉淀物的同时不易造成地层垮塌等优点。

(3)缓蚀剂浓度选择为0.5%，表面活性剂采用FC-01和ABS，可作为酸液中低表界面张力剂。最终配方采用15% HAc与0.5%缓蚀剂(B溶剂)，并相应添加粘土稳定剂、表面活性剂和铁离子稳定剂等药品。

(4)经过现场应用，表明实验室内配比的主体酸溶液成分比例恰当，现场应用效果较好，可以达到改造预期的目标，即该方案可以作为本地区内废弃油井酸洗改造的方案。