渤海油田注水井延效酸化技术研究与应用

孙 林，李旭光，黄利平，夏 光，杨 淼

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

渤海油田现有开发井3 000余口，其中注水井超过800口，“注好水、注够水、有效注水”是注水稳产的关键。为解决欠注、注水压力高等注入难题，渤海油田将酸化技术作为增注的主要手段。据统计，渤海油田近5年酸化作业多达500井次/年，占注水井措施工作量的三分之一，并且随着油田产量增加，酸化作业量还在逐渐增大，但在此过程中出现了注水井重复酸化现象，目前单井重复酸化次数普遍在7～11次，随着单井重复酸化次数增多，酸化效果逐渐变差，有效期仅为1～4个月，单井一年需要酸化2～3次，极大地影响了注水井的注入效果[1–2]。

但是，目前国内有关重复酸化问题的研究不多，程兴生等人[3–4]分析了桩104区块的重复酸化增注和轮南油田超深井重复酸化情况，认为常规土酸可能会过度溶蚀近井壁地带，建议采用有机缓速酸体系或低浓度氢氟酸；刘淑萍等人[5]通过研究文留低渗透砂岩储层重复酸化，发现土酸或含（潜在）氢氟酸的酸液易对储层造成伤害，因此使用了膦酸、脂肪酸酯和含氟盐组成的有机缓速酸；吕宝强等人[6]将我国重复酸化液体系归纳为土酸及其衍生酸、氟硼酸及其衍生酸、氟盐自生酸、固体硝酸等几类，建议根据各种酸液的优点，结合油藏的特征及具体酸化目的层的矿物组成，组合优选适宜的酸液体系、各种添加剂和施工工艺。由此可知，常规的高浓度土酸或土酸类酸液对重复酸化井储层的伤害较严重，需要根据储层特点和伤害原因，选用合适的酸化技术。

为了解决渤海油田注水井酸化中存在的问题，笔者分析了重复酸化低效的原因，配制了延效酸，研究形成了注水井延效酸化技术，室内评价试验验证该技术具有解堵效果强、缓速延效等优点，并在渤海油田进行了现场应用，结果表明该技术可有效减少单井重复酸化次数，提高单次酸化增注效果、延长酸化有效期，具有较大的推广应用价值。

1 重复酸化低效原因分析

渤海油田注水井重复酸化低效，除了与注入水水质、注采强度、酸化规模等常见因素有关以外[7]，还与酸液组分单一和储层伤害2因素密切相关。

渤海油田从2001年开始规模化采取酸化措施，曾采用过土酸、氟硼酸和多氢酸等酸液[8–12]，酸液体系组分比较单一。这些酸液通常对储层中特定矿物的溶解效果较好，但在重复采用单一酸液体系后，近井1～2 m范围内储层可溶物含量逐渐降低；而且，对于注入水中存在钙质、铁氧化物和有机质等污染物，酸液的解堵半径较小。

砂岩酸化会在一定程度上产生氟化物、氟硅酸盐、氢氧化铁、硫酸盐和磷酸盐等二次沉淀物[13]，随着重复酸化次数增多，这些二次沉淀会在储层中逐渐聚集产生新的污染物，而这类二次沉淀通常较难解除。因此，目前对此只能以预防为主。

此外，重复酸化会导致渤海油田近井筒储层进一步疏松[14–15]。渤海油田目前80%以上为疏松储层，渗透率高达1～10 D，泥质含量普遍在15%～30%，多采用射孔后再防砂的完井方式，采油强度和注水规模也较大，平均单井日注水量在400m3以上，单井要酸化几次至十余次，更会影响储层骨架的稳定性，伴随着注水，会很快形成微粒运移伤害，导致注水效果变差。

2 注水井延效酸化技术

针对渤海油田注水井重复酸化低效的问题，提出了以下酸化技术思路：采用3种低浓度深部缓速酸进行协同增效，使酸液具有增加溶蚀矿物种类、更深部缓速和稳定储层骨架等性能；为加强酸液的储层保护性能，加入螯合剂提前预防二次沉淀；优选并加入防膨剂和表面活性剂，配制成延效酸。

2.1 低浓度深部缓速酸复配

研究发现，与土酸、氟硼酸、多氢酸等单一酸液不同，混合酸液短期（2 h）的岩屑溶蚀率并不高，但不同酸液混合可溶蚀岩石不同矿物组分[16–18]，使混合酸液产生协同增效效果。基于此，针对渤海油田的具体问题，采用改性硅酸、有机膦酸和氟硼酸等3种低浓度深部缓速酸进行复配，使酸液缓慢释放氢离子，复配后的酸液中改性硅酸质量分数为4%～6%，有机膦酸为3%～5%，氟硼酸为4%～6%。

其中，改性硅酸是在无机氟硅酸分子基础上嵌入羧基有机杂环，形成具有无机酸和有机酸双重功能的大分子，特别适合于泥质含量高的砂岩油藏，也适合于解决钻井液或聚合物堵塞。有机膦酸可溶解碳酸盐岩类和含铁类矿物。氟硼酸则通过水解电离缓慢释放氢氟酸，从而溶蚀长石、铝硅酸盐矿物。因此，复合缓速酸液长期（4～6 h）总溶蚀率较高，可以达到深部解堵的要求，解决了现有单一酸液存在的问题（短期溶蚀率较高，但酸岩反应1～2 h后特定反应矿物已达溶解极限，而残酸质量分数大于6%）。同时，复合缓速酸液具有缓慢释放氢离子、溶蚀多种矿物的特性，可大大减缓疏松砂岩储层酸化后酸液对微粒运移的影响。

2.2 螯合剂优选

3种低浓度深部缓速酸进行协同增效，会降低二次沉淀的产生速度和质量；但根据渤海油田重复酸化中储层伤害的实际情况，还需要预防二次沉淀的产生。综合研究后，在复合酸液中加入1%～2%MA-AA共聚物、3%～5%EDTMPS等螯合剂，以协同预防二次沉淀[15,19]，降低对储层的伤害。此外，加入MA-AA共聚物和EDTMPS等螯合剂，会产生单一段塞泵注、在线酸化等新功能。

2.3 防膨剂和表面活性剂优选

为了使复合缓速酸液在防止黏土膨胀的同时，还具有稳砂、固砂和洗油等功能，经综合研究优选，在复合缓速酸液中加入1.0%～2.0%聚季铵盐防膨剂和0.2%氟碳表面活性剂，最终形成了延效酸。

基于研制的延效酸，研究形成了具有高溶蚀、缓速、保护骨架、预防二次沉淀和洗油等功能的注水井延效酸化技术[7,20]。

3 延效酸性能室内评价

3.1 综合解堵及保护骨架性能

测试延效酸对现场垢样、钠蒙脱石（模拟黏土）、二氧化硅（模拟石英骨架）的溶解能力，评价其综合解堵及保护骨架的性能。现场修井返排垢样（X射线分析结果表明，由质量分数43%的铁氧化物、35%的碳酸钙、16%的铝硅酸盐和6%的二氧化硅组成）、钠蒙脱石（分析纯）和二氧化硅（石英砂）分别与延效酸在60℃下反应6 h，测试反应前后垢样、钠蒙脱石和二氧化硅的质量，计算溶蚀率，结果见表1。

表1 现场垢样、钙蒙脱石和二氧化硅静态溶蚀试验结果Table 1 Static dissolution results for the field scale samp les,calcium m ontm orillonite,and silica

从表1可以看出，延效酸对钙蒙脱石的溶蚀率可达45.23%，对现场垢样的溶蚀率达86.08%以上，说明其具有较好的综合解堵性能；对二氧化硅的溶蚀率仅0.22%，说明其具有较好的保护骨架能力。

3.2 抑制注入水结垢性能

为评价延效酸抑制结垢的能力，使用过滤后的注入水（由于注入水中固相含量较多，结合注入水和现场垢样组分分析报告，判断肉眼可见的油污和黄褐色杂质为铁氧化物、碳酸盐和油污等污染物。为了消除污染物产生的误差，使用过滤后的注入水进行试验），与延效酸（为便于观察，未加添加剂）分别按1∶0、0∶1、2∶1、1∶2的体积比混合后，加热至60℃恒温24 h，观察溶液结垢情况。

试验结果表明，未加入延效酸的注入水样底部出现明显的白色沉淀，该沉淀可溶于盐酸，判断为碳酸盐垢；延效酸及其与注入水的混合样品均未观察到沉淀，可见延效酸抑制结垢的能力较强。

3.3 洗油性能

为确保延效酸具有良好的洗油性能，采用常温悬滴法，测试了延效酸原液和延效酸与注入水按1∶2体积比混合后溶液的表面张力。

测试结果表明，延效酸的表面张力为12.77 mN/m，延效酸与注入水按1∶2体积比混合后溶液的表面张力为20.19mN/m。对比其他酸液，其表面张力都比较低，说明延效酸具有良好的洗油性能。

3.4 缓速及总溶蚀性能

为了评价延效酸的缓速、总溶蚀性能，采用蓬莱油田岩屑（来自1 115～1 120m井段，经过研磨、洗油、洗盐和烘干处理），在60℃条件下，将其分别与延效酸、氟硼酸和另一种深部缓速酸反应2，4和6 h，测试反应前后岩屑的质量，计算溶蚀率。延效酸、氟硼酸和深部缓速酸的缓速溶蚀静态评价试验结果如图1所示。

图1 几种酸液的缓速溶蚀静态评价试验结果Fig.1 Static evaluation results for retarded dissolution of different acids

由图1可知，随着反应时间增长，延效酸的溶蚀率从9.39%提高至24.54%，变化幅度较大，而氟硼酸的溶蚀率仅从20.02%提高至21.91%，效果不明显，可见延效酸的缓速效果优于氟硼酸。此外，延效酸的6 h溶蚀率为24.54%，也是3种酸液中最高的。试验表明，延效酸的缓速性能优良，且总溶蚀性能较好。

3.5 动态延效性能

为了解延效酸的动态驱替增渗能力，同时测量稳定注水后的渗透率保留率，从而评价其动态延效性能，采用酸化动态驱替试验装置和现场取心样品（1#～4#岩心，取自井深1 133.38～1 348.32m）进行驱替试验。将试验装置加热至60℃后，先驱替10倍孔隙体积注入水，然后驱替5倍孔隙体积酸液，再驱替20倍孔隙体积注入水，实时测量水驱渗透率和上游压力，记录酸化前注入10倍孔隙体积注入水的渗透率、酸化后分别注入10倍孔隙体积和20倍孔隙体积注入水的渗透率，分别计算酸化后与酸化前渗透率比值，并通过渗透率比值及上游压力变化来对比酸化后降压解堵和稳压效果，试验采用了延效酸和常规酸进行对比评价，试验结果见图2、图3和表2。

图2 延效酸动态驱替试验结果Fig.2 Dynam ic disp lacement results for prolonged effect acid

由图2、图3和表2可以看出：延效酸酸化后的岩心渗透率为酸化前的1.7～1.9倍，而且在注入20倍孔隙体积水的情况下，其渗透率基本保持不变，上游压力保持稳定；常规酸酸化后的短期渗透率（注入10倍孔隙体积水）为酸化前的1.1～1.3倍，但渗透率下降较明显，上游压力持续升高；常规酸酸化后注入20倍孔隙体积水的渗透率为酸化前的0.7～1.1倍，说明常规酸酸化会导致近井筒储层进一步疏松，酸化后注水短期效果较好，但会影响后续注水效果，而延效酸可以解决该问题。

图3 常规酸动态驱替试验结果Fig.3 Dynam ic disp lacement results for conventional acid

表2 酸液延效动态驱替评价试验结果Tab le 2 Results for dynam ic displacem ent evaluation of p rolonged-effect acid

4 现场应用

截至目前，注水井延效酸化技术在渤海油田应用14井次，应用效果如表3所示。从表3可以看出，相比于常规酸酸化，平均单井增注量从1.2×104m3增至6.2×104m3，视吸水指数从增大2.1倍变为增大3.2倍，有效期从134 d延长至288 d，延效效果显著。

表3 渤海油田注水井延效酸化技术应用数据Table 3 App lication of prolonged-effect acidizing technology towater in jection wells in the Bohai Oilfield

B-C13井注水层位2 626.30～2 651.00m，渗透率25.2～289.9mD。该井首先进行了2次常规酸酸化作业，然后应用延效酸进行了一次酸化作业。第1次酸化采用多氢酸，短期效果十分明显，但酸化后有效期只有63 d；第2次酸化采用氟硼酸，酸化后有效期也只有62 d；第3次酸化采用延效酸，酸化后注水量虽比酸化前略有下降，但满足配注量500m3/d的指标，且注水压力从9.3MPa降至6.0MPa，视吸水指数提高了53%，有效期达到322 d（见表4）。这说明，延效酸酸化可以延长重复酸化的有效期。

表4 B-C13井3次酸化效果对比Table 4 Com parison am ong three applicationsof acidizing in W ell B-C13

5 结论与建议

1）针对渤海油田注水井重复酸化有效期短的问题，在分析原因的基础上，通过配制延效酸，研究形成了注水井延效酸化技术。

2）延效酸室内性能评价试验和现场应用效果分析表明，注水井延效酸化技术具有解堵效果好、缓速延效等优点，可提高单次酸化的增注效果、延长有效期，适用于存在多种复合伤害、需要进一步提高重复酸酸化解堵效果的疏松砂岩类井况。

3）渤海油田非均质性较强，而延效酸不具备转向布酸功能，需要进一步研究分流转向问题；此外，应进一步优化试剂成本，延长酸液在线酸化的时间和酸化规模，进一步增大酸化处理解堵半径。