在线酸化技术在江苏油田高压欠注井的应用与研究

马 惠，卓知明，王玉生,冯绪波

(中国石化江苏油田分公司采油二厂，江苏 淮安 211600)

江苏油田现阶段采用注水开发模式，随着注入时间的延长，注入水中悬浮颗粒及结垢对储层会造成严重伤害，导致注水井注入压力高，达不到配注要求，无法保证注水开发的有效进行。酸化是解除注水井伤害、降低注水压力以及恢复注水量的重要增注措施。常规酸化解堵施工程序主要为前置酸、主体酸、后置酸、顶替液多步泵入，这种常规的酸化模式存在一定的弊端：作业过程繁琐、对井场要求高、多部门协调难度大、存在一定的环境污染以及施工费用高等问题。针对这些问题，提出了一种注水井在线解堵工艺技术，将酸液与注入水按照一定比例同步注入注水井，无需返排，可实现实时、快速、有效、低成本的酸化作业。U. Chike等人[1]在2004年首先提出单步法酸化工艺。此后，单步法酸化工艺被成功应用于砂岩油藏、地热井等，取得显著的效果。经过不断的研究与发展，Mahmoud M A、Rae P J、Nasr-El-Din H A、Al-Harbi B G等[2-5]研究了不同的单步法酸液体系，能够有效地抑制二次沉淀。

刘平礼等人[6-7]在渤海油田80余井次成功地应用了InteAcid智能复合酸体系，取得显著的降压增注效果。李锦超等人[8]采用单步法酸化工艺在海上PL19-3油田应用51井次，施工效率较常规酸化提高3倍，有效期平均提高13 d。但是国内关于单步法酸化在陆上油田的研究较少[9]。

根据W2区块的储层条件，以W2区块目标井岩样为研究对象，结合在线酸化要求，通过体系性能的评价，研制出一种新型的在线酸化体系FH-1。该技术有效地提高了酸化作业效率，降低了施工费用，为江苏油田高压欠注井的降压增注提供了有效的技术支持。

1 实验部分

为了实现在线酸化，酸化体系应具有缓速性能、抑制二次沉淀性能、有效的溶蚀性能、优异的缓蚀性能。通过大量的室内实验研究，研发了一种新型的在线酸化体系FH-1，开展体系性能的评价。

1.1 配伍性能

将W2-9井地层水与FH-1酸液按照1:1、1:3、1:5、3:1、5:1混合，置于25℃和90℃温度下，静置2 h，观察有无沉淀和分层现象(如图1所示)。

图1 FH-1酸与地层水配伍情况

试管的酸液比例从左到右依次为1:1、1:3、1:5、3:1、5:1

从图1可以看出，FH-1酸与W2-9井地层水混合，体系均匀无分层现象，配伍性良好。在90℃温度下静置2h后，无沉淀和分层现象。

1.2 缓速性能

用0.5 mol/L NaOH溶液滴定10%FH-1酸液体系和10%的HCl体系，研究FH-1体系的缓速性能(如图2所示)。也就是说，多级电离特性，在不同的化学条件下电离出氢离子H+。

从图2可以看出，HCl的电离曲线只有一个突变点，其曲线的突变部分几乎为直线，说明HCl是一元强酸，而且在溶液中H+是处于全部电离状态。FH-1酸的电离曲线有多个突变点，而且突变部分是平滑的，它是多元弱酸，在溶液中H+是随着NaOH的加入而消耗，同时还会有H+逐渐电离以达到电离平衡，这样就能保持体系的缓冲性。电离出的H+和体系中所含的氟离子结合生产氢氟酸氢，注入地层时会与地层岩石反应而消耗，H+电离平衡被打破，为了保持电离平衡，FH-1酸又会不断释放出H+而生产氢氟酸，从而达到深部酸化的目的。

图2 FH-1酸与HCl电离特性曲线

1.3 岩心溶蚀性能

采用W2区块的岩心粉，进行了酸液溶蚀实验，检验土酸和FH-1酸对岩心粉的溶蚀强度及其缓速情况。实验条件：酸液和岩粉的质量比为10:1，温度70℃，反应时间4 h，分别测试了酸水比(酸的体积比上水的体积)为1:2、1:3、1:4、1:5、1:6、1:7、1:8的溶蚀率。实验结果如图3和表1所示。

图3 FH-1酸浓度与岩粉的溶蚀率关系曲线

从图3可以看出，随着FH-1酸浓度的减少即酸液比的增加，岩粉的溶蚀率逐渐降低。但溶蚀率可达20%以上。这说明了随着酸液浓度的降低，体系能逐渐电离出氢离子，保持整个体系的酸度，达到深穿透的目的。

从表1可以看出，酸水比为1:2的FH-1酸溶蚀率与12%HCl+2%HF相当。说明FH-1酸在溶蚀性能方面能替代土酸。因此，推荐使用FH-1酸浓度为1：2(酸水比)。对于长时间注水且结垢严重的井，可适当降低酸水比。

1.4 二次沉淀抑制性能

砂岩储层酸化过程中，随着酸液与储层的反应，酸性逐渐变弱，在这过程中可能会产生金属氟化物、氟硅/铝酸盐以及金属氢氧化物等沉淀，这类沉淀生成区域接近井眼附近，会极大的影响酸化效果。

在室温条件下，采用螯合剂的评价方法[10]，进行了FH-1酸液体系与油田常用螯合剂螯合性能对比评价。实验结果如表2所示。从表2可以看出，FH-1酸体系对Ca2+、Mg2+、Fe3+的螯合能力均高于油田常用螯合剂。

表2 FH-1酸与常用螯合剂的螯合能力对比

在90℃条件下，进行了FH-1酸液体系与土酸、有机酸、氟硼酸体系的螯合性能对比评价。实验结果如表3所示：相对于常规土酸体系，FH-1酸液体系的二次沉淀抑制率接近75%。FH-1酸体系的螯合性能均高于土酸、有机酸、氟硼酸体系的螯合性能。实验方法如下：

(1)金属氟化物抑制率实验方法：配置50 mL的NaCl(1 mol/L)+CaCl2(1 mol/L)综合水溶液，与50 mL土酸、有机酸、氟硼酸和FH-1酸液体系混合，放置在90℃水浴锅中，2 h后将滴定后产生沉淀的液体进行过滤、烘干并称重，并计算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率为0。

(2)氟硅酸盐抑制率实验方法：配置50 mL的NaSiO3(2 mol/L)水溶液，与50 mL土酸、有机酸、氟硼酸和FH-1酸液体系混合，放置在90℃水浴锅中，2 h后将滴定后产生沉淀的液体进行过滤、烘干并称重，并计算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率为0。

(3)金属氢氧化物抑制率实验方法：配置50 mL的FeCl3(1 mol/L)+ AlCl3(1 mol/L)水溶液，与50 mL土酸、有机酸、氟硼酸和FH-1酸液体系混合，用1 mol/L的NaOH溶液进行滴定，直到产生沉淀为止，记录溶液NaOH的用量。同时，将滴定后产生沉淀的液体进行过滤，并计算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率为0。

表3 FH-1酸与常用酸液体系的螯合能力对比

1.5 缓蚀性能

根据在线解堵技术工艺要求，酸液体系需具有低腐蚀性，以降低对管柱的腐蚀。参照《酸化缓蚀剂技术要求》(Q/SH 0352—2010)，测试在90℃时，N80挂片的静态腐蚀速率(见表4)。在酸水比1∶2，4 h后的腐蚀率为3.49 g/(m2·h)。不同浓度下的FH-1酸对钢片的腐蚀均满足行业一级标准。

表4 FH-1酸挂片腐蚀速度

2 现场试验

2.1 现场应用情况及效果

截至2017年12月底，在线酸化体系FH-1在江苏油田应用30井次，措施有效率96.7%，施工后平均单井注水压力下降4.5 MPa，单井增注24 m3/d，累计增注10×104m3，降压增注效果显著，对应油井累计增油超过1 400 t，与常规酸化相比，平均单井施工总费用节约10～15万元。

2.2 W11-11井施工效果

W11-11井为注水井，位于高邮凹陷北斜坡赤岸构造W11断块，生产层位E1f2+1，措施前注水方式为合注，注入水水质为清水。平均孔隙度为9.2%，渗透率为1.52×10-3μm2，射孔段为2 107.3～2 170.9 m，共22.8 m，投注后注水压力很快由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，采用在线酸化施工，共注入酸液8 m3，酸水比为1:2至1:6，用注水泵来水稀释后的酸液总量约为42 m3，累计施工时间15 h。施工后，注水压力降低至13.6 MPa，注水量提高至35 m3/d。2016年10月，井组动液面下降的趋势得到控制，12月初井组日增油1.6 t(见图4)。至2018年5月，累计增注约5 000 m3，有效期20个月。

图4 W11-11井月度生产曲线

3 结论

(1)研发的在线酸化体系FH-1具有较好的配伍性、缓速性能、抑制二次沉淀性能、岩心溶蚀性及缓蚀性能，能满足在线酸化解堵施工。

(2)注水井在线酸化技术在江苏油田成功应用30井次，累计增注1.05×105m3，平均单井降压4.5 MPa，取得良好的降压增注效果，且周边油井见效明显。

(3)现场应用及实验结果表明，针对高压欠注井，注水井在线酸化是有效的降压增注技术，具有较好的推广应用前景。