延长油田注水井在线增注酸液体系评价与应用

2021-10-18王海洲罗然昊

石油地质与工程 2021年5期

王海洲，罗然昊

（1.延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安 717500；2.延长油田股份有限公司研究中心，陕西延安 717600）

延长油田某区块开发层系以三叠系长6 段为主，该区长6储层岩石类型以细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，含有少量的岩屑石英砂岩[1]。碎屑岩长石含量为30.0%～51.2%，石英含量为18.0%～30.6%、黑云母含量为1.2%～20.0%，储层整体物性较差，为细喉道低孔–低渗特低渗储层，渗透率主要分布在0.1×10-3～2.0×10-3μm2，孔隙度主要分布在2.02 %～22.03 %[2–3]。在长期注水开发过程中，因地质和开发因素影响，地层中微粒运移以及注水中悬浮物、水垢、机械杂质、氢氧化物沉淀等导致地层出现不同程度的堵塞[4–6]，造成注水井注水压力逐步增加，注水量逐年下降。对高压欠注井降压增注措施主要有酸化、压裂、洗井等，但洗井效果不佳，压裂施工复杂且周期长，而在线酸化增注是快速有效的措施。常规酸化解堵施工程序依次为注入前置液、处理液、后置液三个阶段[7]，酸化前后需要泄压和排液，占井时间长、有效期短、泄压和排液造成油层激动、激化微粒运移等问题[8–9]。同时，常规土酸由12%HCl和3%HF组成，酸液进入地层后与岩屑中的碳酸盐质、石英等在近井地带快速反应，在酸化过程中，易产生CaF2、Na2SiF6、Na3AlF6、Fe（OH）2、Fe（OH）3等二次、三次沉淀[10–11]，且随反应酸不断消耗，pH值升高，进一步增加沉淀产生的可能[12–13].。此外，酸化措施前，注水井需泄压，起下管柱，措施后需要返排放喷，作业工序复杂。针对上述问题，确定研制酸化体系技术路线如下：选用盐酸、氟硼酸、多元有机酸等进行复配，以延缓酸液与地层反应速率，增加酸蚀作用距离，避免岩石骨架过度溶蚀。在酸液体系中加入络合金属离子的螯合剂来抑制沉淀产生，措施后无需返排，简化酸化工序。

1 实验材料及方法

通过将盐酸、氟硼酸、多元有机酸、螯合剂、缓蚀剂等进行复配，开发出一种新型增注酸液XYLS–1体系并进行性能测试。

1.1 实验仪器

盐酸：质量分数36%～38%，分析纯，济南天泰化工有限公司；氢氟酸：质量分数40%，分析纯，济南天泰化工有限公司；CaCO3、NaSiO3·9H2O：分析纯，亚泰联合化工有限公司；FeCl3·6H2O、AlCl3·6H2O：分析纯，上海彤源化工有限公司；岩心：延长油田长6储层砂岩岩心；N80挂片：西化仪科技有限公司；水浴锅：室温至100 ℃，±1 ℃，南通华泰试验仪器公司；电子天平：0.000 1 g，上海精密仪器仪表有限公司；数显游标卡尺：0.01 mm，德清盛泰芯电子科技有限公司。

1.2 实验方法

评价岩心溶蚀率：采用延长油田长6储层岩心，粉碎后过孔径0.45 mm的实验筛，取2.5 g筛后岩样、50 mL增注酸XYLS–1，依据SY/T5886–2012《缓速酸性能评价方法》在60 ℃下分别评价常规土酸和增注酸XYLS–1的岩心溶蚀率。

评价对CaF2抑制率：分别取20 mL土酸、增注酸XYLS–1，加入3.5 g碳酸钙，随后放入60 ℃下加热2 h后，过滤烘干，称取沉淀质量。

评价对Na2SiF6抑制率：分别取20 mL土酸、增注酸XYLS–1，加入1 mol/L的硅酸钠溶液2 mL，随后在60 ℃下加热2 h，过滤烘干，称取沉淀质量。

评价对Na3AlF6抑制率：分别取20 mL土酸、增注酸XYLS–1，加入2 g氯化铝，然后加入1 mol/L的氢氧化钠溶液5 mL，随后放入60 ℃下加热2 h，过滤烘干，称取沉淀质量。

评价对Fe（OH）3抑制率：分别取20 mL土酸、增注酸XYLS–1，将酸液pH值调至1，然后加入0.5 mol/L的氯化铁溶液5 mL，随后放入60 ℃下加热2 h，过滤烘干，称取沉淀质量。

缓蚀性能评价：采用N80挂片，根据SY/T 5405–1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》评价不同酸液体系在60 ℃的腐蚀速率。

地层水配伍性评价：依据《SY/T 5523–2016 油田水分析方法》分析延长油田试验区块长6储层水主要离子，并与增注酸XYLS–1分别按照1∶1、1∶2、1∶3、1∶4、1∶5、5∶1、4∶1、3∶1、2∶1混合后，在60 ℃下放置72 h，观察沉淀产生情况。

1.3 沉淀抑制率计算公式

CaF2、Na2SiF6、Na3AlF6、Fe（OH）3等沉淀抑制率按如下公式计算：

式中：w为沉淀抑制率，%；m1为在土酸溶液中产生的沉淀量，g；m2为在增注酸XYLS–1溶液中产生的沉淀量，g。

2 实验结果与讨论

2.1 岩心溶蚀率

常规土酸和增注酸XYLS–1在60 ℃下的岩心溶蚀率实验结果如表1所示。

表1 两种酸液体系的岩心溶蚀率

由表1可知，随着反应时间的增加，两种酸液体系的溶蚀率均增加，但增加幅度逐渐减小。土酸反应15 min时，溶蚀率为30.07%；反应45 h时，溶蚀率为43.08%。增注酸XYLS–1反应15 min时，溶蚀率为21.60%；反应4 h时，溶蚀率为31.79%。结果表明，相同反应时间下，增注酸XYLS–1的溶蚀率低于土酸，表现出较好的缓速性能，能延长酸液和地层的有效作用时间。

2.2 沉淀抑制率

2.2.1 对CaF2抑制率

常规土酸、增注酸XYLS–1对CaF2沉淀抑制率实验结果如表2所示。

由表2可知，增注酸XYLS–1与钙离子反应后产生沉淀明显低于常规土酸，对CaF2的抑制率为95.32%，沉淀抑制性能良好，由于酸液体系中主剂含有多个羟基、磷酸基，可以和金属离子配位[4]，产生多核络合物，与钙离子形成了稳定的、可溶解的络合物，抑制沉淀产生，具有较好的阻垢抑垢性能。

表2 对CaF2抑制性能

2.2.2 对Na2SiF6抑制率

常规土酸、增注酸XYLS–1对Na2SiF6沉淀抑制率实验结果如表3所示。

由表3可知，增注酸XYLS–1体系与硅酸盐反应后产生的沉淀远低于常规土酸，对Na2SiF6的抑制率为84.72%。主要由于常规土酸中HF含量高，HF与铝硅酸（黏土和长石）反应生产SiF4，但随着酸化作业的进行，HF与SiF4反应生成H2SiF6、H2SiF6继续与黏土矿物反应，生成硅凝胶沉淀等，形成二次反应沉淀物。而增注酸XYLS–1体系中HF是在酸化过程中缓慢释放产生的，因此，可有效地避免产生二次沉淀，沉淀抑制性能良好。

表3 对Na2SiF6抑制性能

2.2.3 对Na3AlF6抑制率

常规土酸、增注酸XYLS–1对Na3AlF6沉淀抑制率实验结果如表4所示。由表4可知，增注酸XYLS–1与铝离子反应后产生沉淀低于常规土酸，对Na3AlF6的抑制率为89.74%，能有效地防止砂岩酸化施工中Na3AlF6沉淀的产生，避免储层堵塞。

表4 对Na3AlF6抑制性能

2.2.4 对Fe（OH）3抑制率

常规土酸、增注酸XYLS–1对Fe（OH）3沉淀抑制率实验结果见表5。当酸液pH值调至1时，在增注酸XYLS–1溶液中，Fe（OH）3产生的量远低于常规土酸，增注酸XYLS–1对Fe（OH）3的抑制率为98.87%，由于酸液体系中高效螯合剂与铁离子络合，抑制沉淀效果好，在酸化施工中可有效避免后期反应残液pH值升高而产生Fe（OH）3沉淀。

表5 对Fe（OH）3抑制性能

2.3 与地层水的配伍性评价

长6储层地层水离子分析结果如表6所示。由表6可知，长6储层水总矿化度为66 777.29 mg/L，属于CaCl2水型，评价与地层水配伍性实验中，长6储层水与增注酸XYLS–1与地层水按不同比例混合后，混合液无分层、无浑浊、无沉淀，说明配伍性良好，能够有效避免酸液进入地层后产生浑浊、沉淀后伤害储层。

表6 长6储层地层水离子分析

2.4 缓蚀性能

酸化增注增产过程中要求酸液具有一定的防腐蚀性，常规土酸和增注酸XYLS–1同时复配缓蚀剂，常规土酸和增注酸XYLS–1对N80管材的腐蚀速率如表7所示。由表7可知，该增注酸XYLS–1对N80管材的腐蚀速率明显低于常规土酸，远低于行业一级标准3 g/（m2·h），具有良好的缓蚀性能，避免酸化施工过程中酸液对注水设备及管材的腐蚀。

表7 不同酸液体系的腐蚀性能

2.5 岩心流动酸化评价

选用延长油田长6储层岩心实验，进一步评价酸化效果，用模拟地层水饱和岩心，实验温度为60 ℃，岩心围压为2.5 MPa，用模拟地层水驱替10倍孔隙体积，并测岩心渗透率（K），随后注5倍孔隙体积增注酸XYLS–1，注酸结束，关闭2 h后用模拟地层水驱酸，待驱替状态稳定后结束。注酸后岩心渗透率变化结果见表8。由表8可知，注入增注酸XYLS–1后岩心渗透率逐步升高，1号岩心注酸后渗透率增加为原来的10.663倍，2号岩心渗透率增加到原来的1.818倍，说明岩心酸化改造效果显著。

表8 注酸前后岩心渗透率的变化

3 现场应用

永X井位于何川沙盘子区长6油藏东部，于2012年底压裂投产，投产初期日产油2.2 t，因自然能量衰减，2014年底，该井转注，转注后注入正常。2015年底该井注水压力逐步上升，2018年出现欠注问题，目前油压20.8 MPa，套压20.8 MPa，日注水4.0 m3，日均欠注16.0 m3。为补充区域地层能量，提高水驱开发效果，采用新研发的增注酸XYLS–1体系对该井实施降压增注，恢复注水能力。

该井采用泵酸撬进行在线酸化施工，设计酸液10 m3，将酸液与注入水按照1∶1比例泵注，泵注酸液排量为1.2 m3/h，泵注清水流量为1.2 m3/h，施工过程中压力先由17 MPa上升至21 MPa，然后降至16.6 MPa，实际注酸10.0 m3，注水9.7 m3。酸液泵注结束后不停注、不返排，继续注水。现场施工曲线如图1所示。该井措施后，注水油压为16.6 MPa，压力下降4.2 MPa，实际注水为20.0 m3/d，增注16.0 m3，现场达到配注要求。现场实施后6个月累计注入3.49×10 m3，平均日注入19.4 m3，注入效果良好。