姬塬油田长9底水油藏多元复合黏弹酸深部酸化技术研究

董立全，杨晓刚，张同伍

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710016）

姬塬油田长9底水油藏多元复合黏弹酸深部酸化技术研究

董立全1，2，杨晓刚1，2，张同伍1，2

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710016）

姬塬长9油藏油水关系复杂，常规水力压裂或高能气体压裂工艺出现了不适应的情况。在储层综合研究的基础上，研发了一种多元复合黏弹酸酸液体系。在室内优化酸液配方评价基础上，通过施工参数和施工工艺优化，开展深部酸化现场实验5口井。实验表明，黏弹酸深部酸化技术在底水油藏具有控水增油的措施效果，为同类油藏的改造提供了一定的借鉴意义。

底水油藏；深部酸化；黏弹酸；薄油层

姬塬油田是特低渗透致密砂岩油藏，油层埋藏深度较浅，油层温度较低、黏土矿物中绿泥石含量较高，钻井多采用无固相聚合物钻井液，水力压裂是主要的投产、增产措施。随着该区勘探层位增多，油藏的改造难度增加，特别是底水油藏中与底水直接相连的薄油层和薄油层与底水具有一定隔层的两类储层，水力压裂改造后仍然是以产水井居多，个别井采用复合射孔求初产无液量，采用解堵性措施改造后也面临产水的危险，因此，控制油层改造规模及强度是底水油藏改造的关键，需要对改造工艺进行优选。

1 储层特征及改造难点分析

1.1 长9储层地质特征分析

姬塬地区长9储层孔隙类型以粒间孔为主，平均面孔率为5.61%。岩心驱替的平均排驱压力为0.46 MPa，排驱压力比较低，孔喉中值平均为0.52 μm，属于细喉型。孔隙度分布区间主要在10.0%～16.0%，渗透率分布区间主要在1.0×10-3μm2·cm～10.0×10-3μm2·cm，岩石类型以岩屑长石砂岩、长石砂岩为主，有部分长石岩屑砂岩。填隙物主要以绿泥石、硅质、浊沸石、碳酸盐为主，填隙物总量10.72%[1]。其除硅质外其他三种矿物均遇酸易溶，可以用盐酸/氢氟酸或有机酸酸化。

1.2 长9储层敏感性分析

储层敏感性是指储层对于各种类型地层损害的敏感性程度。长9层酸敏指数最大为0.13，为弱酸敏，因此酸液不会对储层造成伤害。可以采取酸化、酸洗的改造方式。水敏指数最大值为0.19，水敏程度为弱水敏，表明采用水基解堵液进行储层改造时对储层的伤害较小。岩心存在弱速敏或无速敏，表明油层改造施工中可适当提高排量。盐敏程度是中等偏弱，因此为防止解堵液对地层造成盐敏伤害，对解堵液配方体系的矿化度不宜过高。碱敏指数为0.79，显示强碱敏，因此如果采用碱性解堵液会对地层造成伤害。

1.3 储层改造难点分析

长9储层属于超低渗储层，含油性较差，依据测井解释储层含水井比例较高，测井解释储层以油水、含油水层为主，据统计姬塬前期探评井油水、含油水层比例达96.7%；油、水层间大多无有效遮挡，水力压裂改造易压窜水层[2，3]（见表1）。

表1 姬塬地区长9与长2、侏罗系储层参数对比表

2 长9储层酸化酸液体系的研制

针对水力压裂不适应长9储层改造的问题，提出了酸化解堵工艺。通过规避常规酸液体系的缺点[4]，提出了控制酸液反应速度，降低酸液滤失，防止酸液指进，预防酸化解堵不均匀而沟通边底水的技术思路，将表面活性剂引入酸液体系。

2.1 黏弹表面活性剂及用量

为达到酸液在注入过程中具有较好的缓速和降滤失能力，通过实验室筛选、合成了叔胺型表面活性剂VES-N22，其降低水溶液的表面张力明显（见图1）。测试条件：在25℃，转速T为5 000 r/min。由图1可知，表面张力随着浓度的增加而降低，其临界胶束浓度为4.7×10-4mol/L，临界胶束浓度的表面张力为38.71 mN/m，水的表面张力为70.52 mN/m。

图1 不同浓度活性剂溶液的表面张力

此外，表面活性剂的浓度对酸液体系的黏度也有影响。随着活性剂质量分数的增加，溶液的表观黏度也随着增加（见图2）。当浓度超过3.5%时，酸液黏度的上升幅度减缓。当浓度为1.5%时，体系的黏度达49.0 mPa·s，考虑酸液的成本问题和施工要求，将体系表面活性剂的浓度控制在1.5%～4.0%。

图2 不同浓度活性剂对酸液表观黏度的影响

图3 a盐为氯化钠时酸液的耐温曲线

图3 c反离子盐时酸液的耐温曲线

图5 a不同浓度的冰乙酸对酸液表观黏度的影响

2.1.1 反离子盐用量通过活性剂的质量分数与氯化钠、氯化钾、复合反离子盐剪切速率交叉实验，得出复合反离子盐对酸液的成胶能力最强，加入量为3.0%（见图3、图4）。

2.1.2 有机酸/盐酸用量对几种常用的酸进行筛选，在表面活性剂的质量分数为3.0%，复合反离子盐的加入量3.0%，170 s-1的剪切速率下分别实验，得出质量分数2.5%的冰乙酸和质量分数10.0%的浓盐酸可以保持较好的酸液表观黏度（见图5）。

2.1.3 酸液流变性能表面活性剂酸液体系在70℃之前冻胶体系的弹性模量G′大于G″，体系主要以弹性为主；随着温度的升高，此时体系主要以黏性为主。浓度为3%的酸性表面活性剂酸液体系具有较好的耐温和耐剪切性能（见图6）。

图3 b盐为氯化钾时酸液的耐温曲线

图4 不同浓度的反离子盐对酸液表观黏度的影响

图5 b不同浓度的浓盐酸对酸液表观黏度的影响

图6 a酸液模量与温度的关系

2.1.4 携酸性能具有较高的携酸性能，才能将酸液带到储层深部，起到深部解堵导流的目的。在50℃下表面活性剂携酸时间是交联胍胶的3倍，携酸性能良好（见表2）。

表2 不同酸浓度下两种体系的悬粒时间

3 多元复合黏弹酸酸液性能评价

多元复合黏弹酸酸液评价结果表明，酸液溶蚀能力、反应速度、配伍性、驱替效果等均优于普通土酸酸液（见表3～表5，图7）。

表3 多元复合黏弹酸配伍实验

表4 多元复合黏弹酸与土酸两种酸系溶蚀能力

表5 多元复合黏弹酸与土酸两种酸系解堵岩心驱替对比表

图6 b3.0%VES酸液耐温耐剪切性能

多元复合酸液与表面活性剂混合后在50℃条件下没有明显的絮团及微粒生成，普通土酸与叔胺型表面活性剂混合后，有絮团和微粒生成，配伍不好（见表3）。

溶蚀能力（见表4）。反应速度曲线（见图7）。岩心驱替评价（见表5）。

4 现场实验

4.1 施工工艺

酸化酸量和施工排量根据储层物性和地层破裂压力计算获得[5]。姬塬长9油层平均厚度13.1 m，平均孔隙度为10.85%，平均渗透率为3.8×10-3μm2，射孔厚度2.0 m～6.0 m，解堵半径2.0 m～2.5 m，平均施工酸液量控制在15.0 m3～25.0 m3，泵注排量控制在0.3 m3/min～0.5 m3/min。

图7 多元复合黏弹酸与土酸两种酸系反应速度评价

施工工序采用分段塞、控制排量、控制压力注入（施工压力控制在地层破裂压力内），严格执行施工工序，控制施工质量。

酸液：14%盐酸+9%乙酸+15%复合解堵剂+0.5%助排剂+1%铁稳剂+0.5%互溶剂。

（1）连接施工流程→试压→活性水洗井至合格；

（2）正替预处理酸液→正挤预处理酸液→正挤顶替液→关井反应30 min→活性水返排预处理残酸至进出口水质一致；

（3）正替多元复合黏弹前置酸液→正挤隔离液→正挤复合解堵剂→正挤隔离液→正挤多元复合黏弹前置酸液→正挤隔离液→正挤复合解堵剂→正挤隔离液→正挤多元复合黏弹主体酸液→正挤顶替液→关井反应；

（4）混气水泡排残酸3 h以上→下生产管柱投产。

4.2 现场实施效果

通过与邻近常规土酸酸化井相比，液量得到明显提升，构造部位较高的井改造效果较好（见表6、表7）。其中实验A242井和邻近对比A243井长9底水发育明显，油水直接连通，没有明显的隔夹层，实验井采用深部酸化，加酸12.0 m3，试排日产油4.25 t，日产水5.4 m3，对比井采用加砂压裂，加砂1.0 m3，试排日产油0.0 t，日产水19.6 m3，实验井含水得到有效控制，改造效果较好。

5 结论

（1）研发了适合长9底水油藏酸化改造的多元复合酸液体系，该体系具有缓速性及分散性，能够提高地层的处理深度。

（2）形成了适合长9底水油藏改造的多元复合黏弹酸酸化技术。与常规土酸酸化技术相比整体提高了液量，与小规模压裂相比有效控制了底水上窜，现场实验5口井，有效率达87.5%。

（3）加强对长9底水油藏地质裂缝发育的认识，进一步完善酸液体系和施工工艺，达到提液稳油控水的目的。

表6 长9层不同酸化类型对比效果表

表7 长9层不同构造部位对比效果表

参考文献：

［1］赵宏波，王筱烨，廖永乐，等.鄂尔多斯盆地姬塬油田长91油层组成藏地质特征及油藏类型［J］.石油化工应用，2013，32（3）：60-64.

［2］张娜.鄂尔多斯盆地定边县姬塬油区延9和长2油层组油藏特征研究［D］.西安：西北大学，2007.

［3］王新星，林忠霞，何昕睿，等.姬塬油田H3区块长9储层岩性与测井响应特征分析［J］.石油化工应用，2012，31（4）：65-67.

［4］张顶学，廖锐全，杨慧.低渗透油田酸化降压增注技术研究与应用［J］.长江大学学报（自然科学版），2011，26（2）：52-55.

［5］杨建华，吴生.低伤害缓速深部酸化工艺在濮城油田的应用［J］.清洗世界，2004，20（8）：5-8.

Research of polyelement composite viscoelastic acid fluid deep acidizing technology in Jiyuan Chang 9 bottom water reservoirs

DONG Liquan1，2，YANG Xiaogang1，2，ZHANG Tongwu1，2
（1.Changqing Oilfield Company Oil&Gas Technology Research Institute，Xi'an Shanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gasfields，Xi'an Shanxi 710016，China）

The conventional hydraulic fracturing is not applicable to the reservoir treatment because the relationship between the water and oil formation is complex in Jiyuan Chang 9 reservoir oilfield.A viscoelastic acid compound system is researched and manufactured on the basis of the formation features in order to enhance the recovery of production.Acid fluid system was evaluated in lab and tested in oil well with optimization of construction scheme, effect of deeper acid is better than that of hydraulic fracturing and conventional acid,the test results show that deeper acidizing technology has a good effect in the bottom water reservoir and also provide a good reference for similar reservoir production.

bottom water reservoir；deep acid；viscoelastic acid fluid；thin reservoirs

TE357.2

A

1673-5285（2017）02-0029-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.007

2016－12-26

2017－01-12

国家科技重大专项大型油气田及煤层气开发-鄂尔多斯盆地低渗透岩性地层油气藏开发示范工程“低渗透油藏开发关键技术”，项目编号：2011ZX05044；集团公司重大科技专项“中生界下层系新区新层有效开发技术研究”部分内容。

董立全，2005年毕业于成都理工大学油气田开发工程专业，在长庆油田油气工艺研究院主要从事油水井增产增注技术研究及推广工作，邮箱：dlq_cq@petrochina.com.cn。