姬塬油田长8层高压欠注井酸化增注技术研究

Technical Study on Acidification and Augmentation in High Pressure under Injection Well in Chang 8 Reservoir of Jiyuan Oilfield

摘要: 姬塬油田长8层由于注水井储层物性较差，结垢较严重，孔喉堵塞，前期储层改造污染，造成注水井高压欠注。研究注水井的解堵深穿透缓速酸DSP-106体系，该酸液体系溶蚀能力能达到氟硼酸、氢氟酸的溶蚀能力，具有较好的缓蚀性能，有效地改善了岩心的渗透率，且没有出现岩心破损、岩屑脱落现象，不会破坏岩石骨架。2016年4月在池2X井实施降压增注工艺，日增注11 m³，注水压力下降2.9 MPa，视吸水指数平均提高3.17倍，降压增注效果明显，酸化后完全达到配注要求。

Abstract: Due to poor reservoir physical property, serious scaling, blockage of pore throat, pollution occurring in reservoir reconstruction at the early stage, under injection was induced in Chang 8 Reservoir of Jiyuan Oilfield. A retarding acid DSP-106 system for block removal and deep penetration in water injection wells was researched, the corrosion ability of the system could reach the corrosion ability for fluorine boric acid and hydrogen fluoride acid, by which the core permeability was effectively improved without core damage and rock cuttings fall off , the rock skeleton would not be destroyed. In April 2016, the technology of pressure reduction and augmentation is used in Well C2X, daily augmentation is 11 m³, water injection pressure reduction is 2.9 MPa, the apparent water absorption index increases by 3.17 times, the operation effect is obvious, and it can fully meet the requirements of allocation of water injection after acidification.

1. 引言

姬塬油田长8层注水井储层物性较差，均为致密长石砂岩，孔隙喉道小；储层渗透率主要分布在0.09~0.95 mD的范围，渗透率级差在1.07~13.57之间，储层属于低孔–超低渗储层，泥质绝对含量介于9.03%~20.93%，泥质含量高 [1] [2] 。笔者以姬塬油田长8层为研究对象，通过分析造成目标油藏注水高压的原因，研究注水井的解堵深穿透缓速酸DSP-106体系和适合于目标油藏的降压增注工艺，以达到较长时间实现降压增注的目的，通过矿场试验验证降压增注工艺的降压增注效果。

2. 试验药品与仪器

1) 试验药品 HCl、HF、HBF₄、丙酮、无水乙醇，化学纯；深穿透缓速酸DSP-106，缓蚀剂SA1-3B，工业品。

2) 试验仪器 降压增注驱替装置(创新石油科技有限公司)，扫描电子显微镜(日本岛津)。

3. 试验方法

3.1. 溶蚀性能评价方法

首先按照质量分数配制好酸液并编号，烘干滤纸并称滤纸质量m_p；其次称量等质量为m₁的岩粉放入对应的酸液中并将其一起放入水浴锅中，2 h后取出、过滤；再将过滤后的岩粉与滤纸一起烘干并称其质量m₂；最后计算每种酸液对应的溶蚀率。

3.2. 缓蚀性能评价方法

参照标准SY/T 5405-1996“酸化缓蚀剂评价指标和实验方法”。首先用石油醚清洗N80钢片，在无水乙醇中浸泡1 min后取出用冷风吹干，放入干燥器20 min后称重，测量其尺寸；再将配好的酸液倒入放置在水浴锅的烧杯中，N80钢片悬挂在烧杯中，保证全部浸泡在酸液中；4 h后取出钢片，立即用蒸馏水冲洗，再用软刷刷洗；最后用丙酮、无水乙醇清洗，并将其放在滤纸上，称重。

3.3. 酸化流动试验方法

取处理好的岩心放入夹持器中施加相应围压，开启恒流泵，驱替基液储罐活塞，排除管线中的空气，根据岩心渗透率大小选定驱替压力 [3] 。在一定的压差下测定基液通过岩心流动时的渗透率；流量稳定后，注入酸液，观察岩心渗透率变化，注入处理液达到要求的PV数；驱替稳定后，注入基液，确定酸化返排后地层渗透率的改善情况。基液测定渗透率为基准渗透率K₀，酸液测得的渗透率为K_i，作出K_i/K₀-PV_i关系曲线，即可分析该注酸顺序下酸化效果。

4. 试验结果与讨论

4.1. 溶蚀性能

对比4种酸的溶蚀性。盐酸体系：① 8%HCl，② 10%HCl，③ 12%HCl；土酸体系：④ 12%HCl+2%HF，⑤ 12%HCl+3%HF；氟硼酸体系：⑥ 8%HCl + 6%HBF₄，⑦ 8%HCl + 8%HBF₄，⑧ 8%HCl + 10%HBF₄；深穿透缓速酸DSP-106体系：⑨ 50%DSP-106，⑩ 40%DSP-106，⑪ 33%DSP-106，⑫ 28%DSP-106，⑬ 25%DSP-106(配方中的百分数为质量分数)。溶蚀率结果如图1所示。

4种酸液体系对岩石的溶蚀率均是随着酸液浓度的增加而增加。盐酸体系对砂岩的溶蚀率是随着质量分数的增加，其增长幅度不大。

土酸体系中随着HF质量分数的增加，其溶蚀率明显增大，12%HCl + 2%HF溶蚀率明显大于12%HCl体系；其中12%HCl + 3%HF的溶蚀率达到了28.49%，存在过度溶蚀岩石骨架的风险。氟硼酸随着HBF₄质量分数的增大，溶蚀率明显增大，当HBF₄质量分数达到10%时，氟硼酸的溶蚀率为15.73%。深穿透缓速酸DSP-106体系的溶蚀率随着DSP-106质量分数的增大明显增加；深穿透缓速酸25%DSP-106的溶蚀率达到了14.53%，与8%HCl + 10%HBF₄溶蚀率相当。

Figure 1. Dissolution rate of different acid systems

图1. 不同酸液体系的溶蚀率

显然，深穿透缓速酸DSP-106体系可以达到现有的土酸、氟硼酸体系对砂岩岩石的溶蚀率，这是因为DPS-106的主要成分为多环螯合酸+有机瞵酸。评价了多环螯合剂和不同质量分数的有机膦酸缓速性能，试验结果如图2所示，7%多环螯合酸+5%有机瞵酸缓速性能最优。深穿透缓速酸DSP-106体系具有能同金属配合的28个O，10个OH^－和8个PO^3－，属于多齿螯合剂，易形成多个螫合环，且络合物在广泛pH值范围内皆具有极强稳定性；DPS-106水解平衡常数仅为1.5 × 10⁻⁶，水解反应速度很慢，故可以在酸化中达到深穿透的目的；DPS-106分子中还含有N、O等杂原子，杂原子上有的未共用电子对能与金属缺电子d轨道反馈成键，与金属元素形成络合物，从而兼顾防垢性能 [4] 。

4.2. 酸液缓蚀性能

模拟地层温度 60 ℃ ，进行酸液对N80钢片的腐蚀试验，根据钢片腐蚀前后质量变化，分析酸液缓蚀性能。评价结果如表1所示， 60 ℃ 下深穿透缓速酸DSP-106腐蚀速率最小，只有0.8533 g/(m²·h)。腐蚀前后形态对比如图3所示，钢片腐蚀均匀，没有出现点蚀、坑蚀现象；说明深穿透缓速酸具有较好的缓蚀性能。参考SY/T 5405—1996行业标准，深穿透缓速酸DSP-106体系达到行业一级要求。

4.3. 岩心酸化流动性

4.3.1. 土酸酸化流动效果

土酸体系酸化效果曲线如图4所示，注入土酸后渗透率开始降低，可能是酸液与储层岩石接触后形成CaF₂、MgF₂等沉淀，从而造成孔隙堵塞，随着注酸量的增多，渗透率降低更加显著，酸化效果很差。从土酸流过岩心端面SEM照片(图5)可以看出，土酸对岩心端面不仅有着较强溶蚀性，还导致骨架剥离，从而使得黏土颗粒发生了运移，造成了二次伤害 [5] 。

Figure 2. Retarding performance of polycyclic chelating agent and organic phosphate

图2. 多环螯合剂和有机膦酸缓速性能

Table 1.Evaluation of corrosion performance of acid solution system

表1. 酸液体系腐蚀性能评价

注：土酸配方为12%HCl + 2%HF；氟硼酸配方为8%HCl + 8%HBF₄；深穿透缓速酸配方为50%DSP-106；试验缓蚀剂为SA1-3B。

Figure 3. Morphology comparison of the steel corrosion at 60˚C

图3. 60 ℃ 钢片腐蚀前后形态对比

Figure 4. Acidification effect of mud acid

图4. 土酸酸化效果曲线

Figure 5. SEM photos of mud acid flowing through the core (×500 times)

图5. 土酸流过岩心端面SEM照片(×500倍)

4.3.2. 深穿透缓速酸DSP-106酸化流动效果

试验选用深穿透缓速酸DSP-106(质量分数50%)酸化效果曲线如图6所示，酸驱替后渗透率逐渐降低幅度较大，之后渗透率逐步升高，最终渗透率提高3.65倍，酸化改造效果显著。说明深穿透缓速酸DSP-106体系可以作为连续注入酸化酸液体系。从DSP-106流过岩心端面SEM照片(图7)可以看出，由于DSP-106具有较低的酸液反应速率，使得酸液对岩心端面的溶蚀较均匀，且明显改善了岩心的渗流通道。

5. 现场试验

池2X井于2012年9月投注，截至2015年12月已累计注水20,478 m³；该井自2015年1月以来，因井口压力高，未能按照配注要求注水，油压18.0 MPa，日欠注4 m³，2015年6月对该井进行酸化，油压下降至15.6 MPa，但有效期较短，后该井油压上升至19.0 MPa，日均欠注12 m³，要求再次对该井实施酸化降压增注措施。

2016 年 4 月 16 日 深穿透缓速酸DSP-106体系连接酸化管线、泵车。8:40试压25 MPa不刺不漏；8:50开始对池2X井连续注入酸化作业，施工开始时以600 L/h的速度正挤酸液3.5 m³，压力为19.5 MPa；16:50为了使酸液快速注入目标储层，先把DSP-106酸液体系与水按质量比1:1.8配制好，关闭注水阀门，然后以1200 L/h的速度正挤酸液；17:30左右酸液到达地层，压力从22.5 MPa逐渐下降到20.8 MPa，酸岩发生了反应，之后压力出现先缓慢上升后逐渐下降的过程，最后达到15.1 MPa；18:50又恢复到1200 L/h的注酸速度，直到酸化结束。

该井酸化前注水压力18.0 MPa，实注1 m³/d，日配注15 m³。酸化结束后，注水压力15.1 MPa，压力下降2.9 MPa，实注12 m³/d，远高于措施前的注水，酸化解堵有效(表2)。

Figure 6. Curve of acidification effect of DSP-106 system

图6. 深穿透缓速酸DSP-106酸化效果曲线

Figure 7. SEM photos of DSP-106 flowing through the core end (×500 times)

图7. 深穿透缓速酸DSP-106流过岩心端面SEM照片(×500倍)

Table 2. Comparison of the measures of Chi 2X well

表2. 池2X井措施前后指标对比

6. 结论

1) 深穿透缓速酸DSP-106体系的溶蚀能力能达到氟硼酸、氢氟酸的溶蚀能力，可以完全代替目前常用的酸化工作液。

2) 通过对3种酸液体系进行缓蚀性能评价，深穿透缓速酸DSP-106对N80钢片的平均腐蚀速率只有0.8533 g/m²∙h，均小于其他酸液体系对钢片的腐蚀速率，且腐蚀过后钢片表面依然具有金属光泽，说明深穿透缓速酸DSP-106具有较好的缓蚀性能。

3) 深穿透缓速酸DSP-106岩心流动酸化后渗透率提高3.65倍，有效地改善了岩心的渗透率，且没有出现岩心破损、岩屑脱落现象，不会破坏岩石骨架。

4) 池2X井酸化施工后日增注11 m³，注水压力下降2.9 MPa，视吸水指数平均提高3.17倍，降压增注效果明显，酸化后完全达到配注要求。

基金项目

湖北省自然科学基金项目(2015CFB504)。