馬 惠，卓知明，王玉生,馮緒波

(中國石化江蘇油田分公司采油二廠，江蘇 淮安 211600)

江蘇油田現(xiàn)階段采用注水開發(fā)模式，隨著注入時間的延長，注入水中懸浮顆粒及結(jié)垢對儲層會造成嚴重傷害，導(dǎo)致注水井注入壓力高，達不到配注要求，無法保證注水開發(fā)的有效進行。酸化是解除注水井傷害、降低注水壓力以及恢復(fù)注水量的重要增注措施。常規(guī)酸化解堵施工程序主要為前置酸、主體酸、后置酸、頂替液多步泵入，這種常規(guī)的酸化模式存在一定的弊端：作業(yè)過程繁瑣、對井場要求高、多部門協(xié)調(diào)難度大、存在一定的環(huán)境污染以及施工費用高等問題。針對這些問題，提出了一種注水井在線解堵工藝技術(shù)，將酸液與注入水按照一定比例同步注入注水井，無需返排，可實現(xiàn)實時、快速、有效、低成本的酸化作業(yè)。U. Chike等人[1]在2004年首先提出單步法酸化工藝。此后，單步法酸化工藝被成功應(yīng)用于砂巖油藏、地?zé)峋?，取得顯著的效果。經(jīng)過不斷的研究與發(fā)展，Mahmoud M A、Rae P J、Nasr-El-Din H A、Al-Harbi B G等[2-5]研究了不同的單步法酸液體系，能夠有效地抑制二次沉淀。

劉平禮等人[6-7]在渤海油田80余井次成功地應(yīng)用了InteAcid智能復(fù)合酸體系，取得顯著的降壓增注效果。李錦超等人[8]采用單步法酸化工藝在海上PL19-3油田應(yīng)用51井次，施工效率較常規(guī)酸化提高3倍，有效期平均提高13 d。但是國內(nèi)關(guān)于單步法酸化在陸上油田的研究較少[9]。

根據(jù)W2區(qū)塊的儲層條件，以W2區(qū)塊目標井巖樣為研究對象，結(jié)合在線酸化要求，通過體系性能的評價，研制出一種新型的在線酸化體系FH-1。該技術(shù)有效地提高了酸化作業(yè)效率，降低了施工費用，為江蘇油田高壓欠注井的降壓增注提供了有效的技術(shù)支持。

1 實驗部分

為了實現(xiàn)在線酸化，酸化體系應(yīng)具有緩速性能、抑制二次沉淀性能、有效的溶蝕性能、優(yōu)異的緩蝕性能。通過大量的室內(nèi)實驗研究，研發(fā)了一種新型的在線酸化體系FH-1，開展體系性能的評價。

1.1 配伍性能

將W2-9井地層水與FH-1酸液按照1:1、1:3、1:5、3:1、5:1混合，置于25℃和90℃溫度下，靜置2 h，觀察有無沉淀和分層現(xiàn)象(如圖1所示)。

圖1 FH-1酸與地層水配伍情況

試管的酸液比例從左到右依次為1:1、1:3、1:5、3:1、5:1

從圖1可以看出，F(xiàn)H-1酸與W2-9井地層水混合，體系均勻無分層現(xiàn)象，配伍性良好。在90℃溫度下靜置2h后，無沉淀和分層現(xiàn)象。

1.2 緩速性能

用0.5 mol/L NaOH溶液滴定10%FH-1酸液體系和10%的HCl體系，研究FH-1體系的緩速性能(如圖2所示)。也就是說，多級電離特性，在不同的化學(xué)條件下電離出氫離子H+。

從圖2可以看出，HCl的電離曲線只有一個突變點，其曲線的突變部分幾乎為直線，說明HCl是一元強酸，而且在溶液中H+是處于全部電離狀態(tài)。FH-1酸的電離曲線有多個突變點，而且突變部分是平滑的，它是多元弱酸，在溶液中H+是隨著NaOH的加入而消耗，同時還會有H+逐漸電離以達到電離平衡，這樣就能保持體系的緩沖性。電離出的H+和體系中所含的氟離子結(jié)合生產(chǎn)氫氟酸氫，注入地層時會與地層巖石反應(yīng)而消耗，H+電離平衡被打破，為了保持電離平衡，F(xiàn)H-1酸又會不斷釋放出H+而生產(chǎn)氫氟酸，從而達到深部酸化的目的。

圖2 FH-1酸與HCl電離特性曲線

1.3 巖心溶蝕性能

采用W2區(qū)塊的巖心粉，進行了酸液溶蝕實驗，檢驗土酸和FH-1酸對巖心粉的溶蝕強度及其緩速情況。實驗條件：酸液和巖粉的質(zhì)量比為10:1，溫度70℃，反應(yīng)時間4 h，分別測試了酸水比(酸的體積比上水的體積)為1:2、1:3、1:4、1:5、1:6、1:7、1:8的溶蝕率。實驗結(jié)果如圖3和表1所示。

圖3 FH-1酸濃度與巖粉的溶蝕率關(guān)系曲線

從圖3可以看出，隨著FH-1酸濃度的減少即酸液比的增加，巖粉的溶蝕率逐漸降低。但溶蝕率可達20%以上。這說明了隨著酸液濃度的降低，體系能逐漸電離出氫離子，保持整個體系的酸度，達到深穿透的目的。

從表1可以看出，酸水比為1:2的FH-1酸溶蝕率與12%HCl+2%HF相當。說明FH-1酸在溶蝕性能方面能替代土酸。因此，推薦使用FH-1酸濃度為1：2(酸水比)。對于長時間注水且結(jié)垢嚴重的井，可適當降低酸水比。

1.4 二次沉淀抑制性能

砂巖儲層酸化過程中，隨著酸液與儲層的反應(yīng)，酸性逐漸變?nèi)酰谶@過程中可能會產(chǎn)生金屬氟化物、氟硅/鋁酸鹽以及金屬氫氧化物等沉淀，這類沉淀生成區(qū)域接近井眼附近，會極大的影響酸化效果。

在室溫條件下，采用螯合劑的評價方法[10]，進行了FH-1酸液體系與油田常用螯合劑螯合性能對比評價。實驗結(jié)果如表2所示。從表2可以看出，F(xiàn)H-1酸體系對Ca2+、Mg2+、Fe3+的螯合能力均高于油田常用螯合劑。

表2 FH-1酸與常用螯合劑的螯合能力對比

在90℃條件下，進行了FH-1酸液體系與土酸、有機酸、氟硼酸體系的螯合性能對比評價。實驗結(jié)果如表3所示：相對于常規(guī)土酸體系，F(xiàn)H-1酸液體系的二次沉淀抑制率接近75%。FH-1酸體系的螯合性能均高于土酸、有機酸、氟硼酸體系的螯合性能。實驗方法如下：

(1)金屬氟化物抑制率實驗方法：配置50 mL的NaCl(1 mol/L)+CaCl2(1 mol/L)綜合水溶液，與50 mL土酸、有機酸、氟硼酸和FH-1酸液體系混合，放置在90℃水浴鍋中，2 h后將滴定后產(chǎn)生沉淀的液體進行過濾、烘干并稱重，并計算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率為0。

(2)氟硅酸鹽抑制率實驗方法：配置50 mL的NaSiO3(2 mol/L)水溶液，與50 mL土酸、有機酸、氟硼酸和FH-1酸液體系混合，放置在90℃水浴鍋中，2 h后將滴定后產(chǎn)生沉淀的液體進行過濾、烘干并稱重，并計算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率為0。

(3)金屬氫氧化物抑制率實驗方法：配置50 mL的FeCl3(1 mol/L)+ AlCl3(1 mol/L)水溶液，與50 mL土酸、有機酸、氟硼酸和FH-1酸液體系混合，用1 mol/L的NaOH溶液進行滴定，直到產(chǎn)生沉淀為止，記錄溶液NaOH的用量。同時，將滴定后產(chǎn)生沉淀的液體進行過濾，并計算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率為0。

表3 FH-1酸與常用酸液體系的螯合能力對比

1.5 緩蝕性能

根據(jù)在線解堵技術(shù)工藝要求，酸液體系需具有低腐蝕性，以降低對管柱的腐蝕。參照《酸化緩蝕劑技術(shù)要求》(Q/SH 0352—2010)，測試在90℃時，N80掛片的靜態(tài)腐蝕速率(見表4)。在酸水比1∶2，4 h后的腐蝕率為3.49 g/(m2·h)。不同濃度下的FH-1酸對鋼片的腐蝕均滿足行業(yè)一級標準。

表4 FH-1酸掛片腐蝕速度

2 現(xiàn)場試驗

2.1 現(xiàn)場應(yīng)用情況及效果

截至2017年12月底，在線酸化體系FH-1在江蘇油田應(yīng)用30井次，措施有效率96.7%，施工后平均單井注水壓力下降4.5 MPa，單井增注24 m3/d，累計增注10×104m3，降壓增注效果顯著，對應(yīng)油井累計增油超過1 400 t，與常規(guī)酸化相比，平均單井施工總費用節(jié)約10～15萬元。

2.2 W11-11井施工效果

W11-11井為注水井，位于高郵凹陷北斜坡赤岸構(gòu)造W11斷塊，生產(chǎn)層位E1f2+1，措施前注水方式為合注，注入水水質(zhì)為清水。平均孔隙度為9.2%，滲透率為1.52×10-3μm2，射孔段為2 107.3～2 170.9 m，共22.8 m，投注后注水壓力很快由15 MPa上升至21.2 MPa，注水量由45 m3/d下降至20 m3/d。

2016年8月，采用在線酸化施工，共注入酸液8 m3，酸水比為1:2至1:6，用注水泵來水稀釋后的酸液總量約為42 m3，累計施工時間15 h。施工后，注水壓力降低至13.6 MPa，注水量提高至35 m3/d。2016年10月，井組動液面下降的趨勢得到控制，12月初井組日增油1.6 t(見圖4)。至2018年5月，累計增注約5 000 m3，有效期20個月。

圖4 W11-11井月度生產(chǎn)曲線

3 結(jié)論

(1)研發(fā)的在線酸化體系FH-1具有較好的配伍性、緩速性能、抑制二次沉淀性能、巖心溶蝕性及緩蝕性能，能滿足在線酸化解堵施工。

(2)注水井在線酸化技術(shù)在江蘇油田成功應(yīng)用30井次，累計增注1.05×105m3，平均單井降壓4.5 MPa，取得良好的降壓增注效果，且周邊油井見效明顯。

(3)現(xiàn)場應(yīng)用及實驗結(jié)果表明，針對高壓欠注井，注水井在線酸化是有效的降壓增注技術(shù)，具有較好的推廣應(yīng)用前景。