鄧志穎,張隨望,宋昭杰,王爾珍,楊乾隆,吳文超

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室,陜西 西安710018; 2.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司 油氣工藝研究院,陜西 西安 710018;3.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司 第十采油廠,甘肅 慶陽(yáng) 745100; 4.陜西明德石油科技有限公司,陜西 西安710018)

鄂爾多斯盆地環(huán)江油田主要開發(fā)層系為三疊系延長(zhǎng)組,以鐵方解石膠結(jié)相和長(zhǎng)石溶蝕相為主,儲(chǔ)層砂巖粒度細(xì)、礦物組成復(fù)雜、填隙物含量高,非均質(zhì)性強(qiáng);平均孔隙度10.9%,平均滲透率0.43×10-3μm2,為典型的超低滲巖性油藏[1-2]。受儲(chǔ)層物性及注入水水質(zhì)等影響,注水井吸水不均現(xiàn)象和欠注問題日益嚴(yán)重,造成油井產(chǎn)量遞減快。近年來(lái),圍繞該區(qū)塊欠注問題投入了一系列酸化增注措施,取得了一定效果,但仍存在措施有效期短(平均79 d)、有效率低(平均73.0%)和多次增注無(wú)效等問題,主要原因是:① 欠注井多次重復(fù)酸化,傷害半徑越來(lái)越大,同時(shí)常規(guī)酸液體系因其螯合金屬離子能力較差,在地層酸化后,產(chǎn)生二、三次沉淀,造成儲(chǔ)層傷害;② 儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),指進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重,常規(guī)酸化技術(shù)不能有效改善吸水剖面,導(dǎo)致酸化效果差,對(duì)應(yīng)油井受效率低[3];③ 常規(guī)酸化工藝復(fù)雜,占井周期長(zhǎng),動(dòng)回遷難度大。因此,本文結(jié)合目標(biāo)油田儲(chǔ)層特征[4],針對(duì)以上問題,研究提出了一種不停井、不動(dòng)管柱、連續(xù)注入酸液和分流劑的在線分流酸化增注技術(shù),配套研制了一種多元緩速螯合酸COA-1S和一種新型的水溶性分流劑COA-1P,通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用證明該技術(shù)能在解決注水井欠注問題并有效改善吸水剖面,同時(shí)還能實(shí)現(xiàn)注水井不停注和將螯合酸原液及分流劑同注入水一起注入井筒的“一步施工”,具有較好的現(xiàn)場(chǎng)推廣應(yīng)用前景[5-6]。

1 在線分流酸化機(jī)理和適應(yīng)性

1.1 分流酸化原理

酸液線性流過(guò)產(chǎn)層小段時(shí)符合達(dá)西定律,而要讓酸液均勻進(jìn)入每一小層(或小段),達(dá)到均勻解堵的目的,就必須滿足各小層(或小段)單位面積上注酸速度相同[7],即滿足下列關(guān)系:

式中:K1,K2,Ki,KN為介質(zhì)(各產(chǎn)層巖心)滲透率,10-3μm2;Δp1,Δp2,Δpi,ΔpN為介質(zhì)(各層)壓差,MPa;μ1,μ2,μi,μN(yùn)為液體粘度,mPa·s;L1,L2,Li,LN

為施加壓差的距離,m;N為總層數(shù),無(wú)量綱。

由于各小層(段)物性受天然裂縫發(fā)育程度、傷害程度、所含流體的壓縮性、流體粘度等的影響而各不相同[8],上式在僅采用常規(guī)酸化時(shí)不能成立,因此應(yīng)考慮采用暫堵或分流技術(shù)。

在線分流酸化是施工過(guò)程中不起下管柱,在注酸的同時(shí)注入分流劑的工藝。酸液與分流劑隨注入水到達(dá)地層,由于液體流動(dòng)遵循最小阻力原理,酸液和分流劑首先進(jìn)入高滲層,進(jìn)而對(duì)高滲層進(jìn)行封堵,迫使酸液流向低滲層,對(duì)低滲層進(jìn)行有效溶蝕改造,逐步改變進(jìn)入各小層的酸量,達(dá)到各層均勻改造的目的[9-10],從而有效消減指進(jìn)現(xiàn)象,實(shí)現(xiàn)有效注水。

1.2 螯合酸性能評(píng)價(jià)

通過(guò)酸液對(duì)Ba2+,Ca2+,Fe3+,Al3+離子的螯合性能對(duì)比分析,從表1可以看出,螯合酸COA-1S較土酸和多氫酸沉淀抑制更強(qiáng),螯合金屬陽(yáng)離子的性能更好;同時(shí),隨溶液pH值升高,COA-1S對(duì)Ba2+的沉淀抑制率增加,說(shuō)明隨著酸液消耗,酸液的減少和pH值的改變不會(huì)降低其螯合能力,產(chǎn)生的絡(luò)合物穩(wěn)定性極強(qiáng),螯合酸COA-1S直至酸液消耗殆盡都能有效防止二、三次沉淀的產(chǎn)生,為在線分流現(xiàn)場(chǎng)酸化不返排施工提供了有力保障。

在60 ℃條件下,參考SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗(yàn)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo)》測(cè)定濃度為50%的螯合酸COA-1S對(duì)N80鋼片和管柱涂層脫落的掛片的腐蝕率,測(cè)得腐蝕速率分別為0.289 5 g/(m2·h)和0.367 5 g/(m2·h),僅為行業(yè)一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)[3.0 g/(m2·h)]的10%,說(shuō)明COA-1S對(duì)管柱腐蝕影響性極小,這為在線分流酸化現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)不動(dòng)管柱提供了依據(jù)。

表1 螯合酸COA-1S與其他酸液螯合性能評(píng)價(jià)Table 1 Chelating performance evaluation of chelating acid COA-1S and other acid fluids

圖1 水溶性白色微粒溶解情況與pH值關(guān)系Fig.1 Solubility of water-soluble white particles vs.pH valuesa.分流劑+自來(lái)水;b.分流劑+10 mL螯合酸COA-1S;c.第一次加100 mL淡水,pH值小于1;d.第二次加300 mL淡水,pH值等于4;e.第三次加500 mL淡水,pH值等于5;f.第四次加1 000 ml淡水,pH等于7

1.3 分流劑性能評(píng)價(jià)

分流劑COA-1P是一種鹽類物質(zhì),為無(wú)色透明液體,密度為1.07 g/cm3。通過(guò)對(duì)分流劑溶解性評(píng)價(jià),結(jié)果如圖1所示,分流劑COA-1P與自來(lái)水混合后呈澄清透明狀態(tài),與螯合酸COA-1S混合后產(chǎn)生均勻分布的白色細(xì)小微粒;隨著混合溶液中自來(lái)水的增加,溶液pH值逐漸升高,白色微粒逐漸溶解;至pH=7時(shí),微粒完全溶解。該現(xiàn)象說(shuō)明分流劑COA-1P分散性較好,與常規(guī)暫堵酸化相比,其酸化施工結(jié)束后分流劑無(wú)需返排,可指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)工藝流程?，F(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)應(yīng)首先向地層注入螯合酸COA-1S解除近井地帶污染,再加入分流劑,兩者產(chǎn)生化學(xué)微粒暫時(shí)封堵高滲層,迫使酸液流向低滲層,進(jìn)而改善注水井縱向吸水剖面,最后恢復(fù)正常注水,解除分流劑對(duì)高滲層的堵塞。

表2 粒徑分布測(cè)定情況Table 2 Measurement of particle size distribution

為了充分了解分流劑COA-1P在酸液中的微粒分布情況,采用激光粒度儀分別對(duì)不同濃度螯合酸COA-1S和不同濃度分流劑COA-1P的混合溶液的粒徑分布進(jìn)行檢測(cè)(表2),由結(jié)果可知,所產(chǎn)生的白色微粒粒徑主要分布在10～100 μm,目標(biāo)油藏孔喉主要分布在0.22～33.82 μm,因此可以通過(guò)調(diào)節(jié)酸液和分流劑濃度來(lái)實(shí)現(xiàn)粒徑的大小控制,達(dá)到橋架暫堵的效果。

1.4 配伍性評(píng)價(jià)

分別在20 ℃和60 ℃條件下,將研制的螯合酸COA-1S和分流劑COA-1P與注入水、地層水進(jìn)行配伍性試驗(yàn)。結(jié)果表明,在不同溫度下,兩種液體與注入水、地層水配伍性較好,無(wú)沉淀、無(wú)懸浮物、液體清澈透明。

2 在線分流酸化模擬實(shí)驗(yàn)

為進(jìn)一步驗(yàn)證該技術(shù)的可行性,從目標(biāo)區(qū)塊選取兩塊不同滲透率的巖心進(jìn)行并聯(lián)巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)[13-14],研究分流酸化的可行性。實(shí)驗(yàn)裝置采用自行研制的多功能分流酸化實(shí)驗(yàn)儀,實(shí)驗(yàn)溫度模擬地層溫度60 ℃。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2和表3。

通過(guò)巖心注酸和分流劑的實(shí)驗(yàn)壓力變化曲線(圖2)可以看出,兩塊巖心在注50%的COA-1S酸液后,1#巖心壓力變化較小,2#巖心壓力下降明顯,表明酸液主要進(jìn)入了2#巖心;在注入6%的分流劑COA-1P后,兩塊巖心的壓力波動(dòng)較大,且隨著分流劑和酸液注入量的增加而繼續(xù)上升,表明COA-1P起到了暫堵的作用;過(guò)酸后注地層水,壓力迅速下降,說(shuō)明起到封堵效果的COA-1P分流劑被水溶解,COA-1P具有較好水溶性,正常注水時(shí)分流劑不堵塞地層。

通過(guò)分流酸化實(shí)驗(yàn)前后滲透率對(duì)比結(jié)果可見(表3),1#巖心和2#巖心酸化后滲透率分別增加了10.5倍和3.1倍,說(shuō)明分流劑有效封堵了2#巖心,且兩塊巖心均得到了充分酸化。因此,在線分流酸化技術(shù)在環(huán)江油田進(jìn)行降壓增注施工是可行的。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用實(shí)例

3.1 選井原則

① 固井質(zhì)量好、套管完好、可測(cè)吸水剖面的水井;② 籠統(tǒng)注水井或者最大水嘴大于8 mm的分注井;③ 層間或者小層吸水不均,且各措施層距離小于15 m的注水井; ④ 注采關(guān)系良好,注水井周圍對(duì)應(yīng)的生產(chǎn)井組含水低于80%或者含水上升較慢的生產(chǎn)井組; ⑤ 油藏孔喉主要分布在1～100 μm的注水井。

圖2 H2井巖心注酸壓力變化曲線Fig.2 The plot showing the pressure fluctuation with acid injection into the core of Well H2

表3 H2巖心分流酸化實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 3 Experimental results of diversion acidification in Well H2 core

3.2 現(xiàn)場(chǎng)施工基本情況及分析

環(huán)江油田虎2區(qū)H5井主要開發(fā)長(zhǎng)63層,該井平均孔隙度10.6%,平均滲透率0.20×10-3μm2,射孔段為深度2 625～2 636 m和2 640～2 644 m兩段;該井于2015年10月射孔酸化投注,采用籠統(tǒng)注水,注水初期油壓15.8 MPa,套壓15.6 MPa,日配注20 m3/d,日注水20 m3/d,隨注水時(shí)間延長(zhǎng),注水壓力逐漸上升;2017年初油套壓分別達(dá)到19.1 MPa和19.0 MPa,吸水剖面顯示該井呈正韻律吸水,以油層底部高滲帶吸水為主。2017年10月15日,對(duì)環(huán)江油田H5井進(jìn)行了在線分流酸化現(xiàn)場(chǎng)施工(圖3)。施工步驟如下:① 試壓擠注。② 注第一段酸液,正替酸+擠酸,清除地層堵塞,降低注水壓力,施工排量1.0～3.0 m3/h,酸水配比為1 ∶1.5,累計(jì)注液量12 m3,其中4.8 m3酸液從水井測(cè)試閥門擠入,7.2 m3水從正常流程注入。③ 注第二段塞,正擠分流劑+酸,分流劑2 m3,施工排量為1.0 m3/h;酸液2.4 m3,施工排量1.2m3/h。④ 注第三段塞,正擠酸液:施工排量1.2～3.0 m3/h,酸水配比為1 ∶1,其中10.2 m3酸液從油管擠入,10.2 m3水從閥組間向套管注入。⑤ 恢復(fù)注水流程,注水壓力為16.5 MPa,瞬時(shí)流量為1.0 m3/h。

圖3 在線分流酸化施工流程Fig.3 Flowchart of diversion acidizing treatment online

由施工曲線(圖4)可以看出:

1) 在注酸+分流劑段塞時(shí),地層壓力從15.3 MPa上升到17.3 MPa,說(shuō)明分流劑起到了有效堵塞高滲透層的作用。

2) 酸化結(jié)束時(shí)停泵壓力為16.5 MPa,恢復(fù)注水流程后,注水壓力從17.3 MPa下降到16.5 MPa,目前注水壓力14.9 MPa,對(duì)比措施前注水壓力下降4.2 MPa,說(shuō)明酸液解堵效果明顯。

3) 酸化施工中無(wú)泄壓、無(wú)起下管柱、換酸液和返排步驟,大大簡(jiǎn)化了常規(guī)分流酸化工序,縮短施工周期,降低安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn),同時(shí),在酸化過(guò)程中可邊注酸邊注水,施工不停注,不影響注水井的正常注水作業(yè)。

3.3 剖面調(diào)整情況

通過(guò)對(duì)在線分流酸化前后吸水剖面的測(cè)試對(duì)比(圖5),可以看出,措施前該井呈正韻律吸水,上段(深度2 628～2 638 m)嚴(yán)重弱吸水,下段高滲帶(深度2 638～2 643 m)指進(jìn)吸水特征明顯,最大吸水強(qiáng)度3.47 m3/m·d,吸水程度僅為28.5%;在線分流酸化后H5井上、下段吸水均勻,平均吸水強(qiáng)度1.42 m3/m·d,吸水程度為50.9%;由此說(shuō)明在線分流酸化實(shí)現(xiàn)了縱向的均勻布酸,改善了縱向吸水剖面,解決了油層縱向的非均質(zhì)問題。

3.4 增注效果

由在線分流酸化前后注水曲線(圖6)可以看出,酸化前油壓19.1 MPa,日配注25 m3/d,日注水15 m3/d,酸化后油壓14.9 MPa,日配注25 m3/d,日注水25 m3/d,吸水指數(shù)增加了約2倍,降壓增注效果顯著。

圖4 H5井在線分流酸化施工曲線Fig.4 The plot displaying the diversion acidizing online treatment of Well H5

圖5 H5井吸水剖面圖Fig.5 Water injection profile of Well H5

圖6 H5井在線分流酸化前后注水曲線Fig.6 Water injection plot of Well H5 before and after online diversion acidification

4 結(jié)論

1) 在線分流酸化增注技術(shù)施工簡(jiǎn)便,效率高,大大簡(jiǎn)化了常規(guī)分流酸化工序,縮短施工周期,降低安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)。

2) 通過(guò)對(duì)比實(shí)驗(yàn)得出螯合酸COA-1S具有較好的緩蝕性、緩速性及螯合能力,可減緩酸巖反應(yīng)速率,延長(zhǎng)酸化距離,達(dá)到深穿透的目的,同時(shí)能對(duì)金屬離子具有較好的螯合能力,可降低酸化后的二次沉淀的產(chǎn)生,達(dá)到在線酸化工藝的要求。

3) 研制的水溶性分流劑COA-1P與酸液接觸能產(chǎn)生直徑在10～100 μm化學(xué)微粒,能實(shí)現(xiàn)對(duì)高滲帶的堵塞,迫使酸液流向低滲帶,從而改善注水井縱向吸水剖面,同時(shí)該分流劑能在地層水、注入水中完全溶解,不會(huì)對(duì)地層造成二次堵塞。

4) 在線分流酸化增注技術(shù)在環(huán)江油田先導(dǎo)性試驗(yàn)取得成功,證明該技術(shù)對(duì)此類油藏具有較好的適用性。