砂岩储层单步固体酸体系性能评价及初步应用

李广鑫

(1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆，163453；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江大庆，163453)

砂岩储层酸化是用来解除近井储层伤害的一项重要技术手段，其主要目的是溶解近井储层矿物，解除污染伤害，恢复和提高近井储层的渗透率，达到增产增注的目的。常规酸化采用前置液、前置酸、主体酸等多段塞注入工艺，施工工序较为复杂。常规酸液体系主要采用盐酸、氢氟酸等强腐蚀性液体酸，为降低安全风险，后场配制酸液，拉运至现场进行施工，在“配液与施工”分离模式下，施工过程中酸液用量无法根据现场实际施工情况及时调整，导致部分井存在酸液不足或酸液过量浪费的问题[1-4]。

为提高施工效率，实现酸液用量实时调控，确保区块开发效果，研发了一种集常规酸化多种段塞功能于一体的单步固体酸体系[5-8]，由固体有机清洗剂、固体无机酸CY-1、固体有机络合酸CY-2、固体潜在酸CY-3、固体缓蚀剂及固体强效络合剂组成的单步固体酸体系。其中，固体有机清洗剂能够解除有机堵塞，H+与固体潜在酸CY-3结合，形成自生酸，延长酸液的作用距离；同时固体有机络合酸CY-2与络合剂的协同效应，可对Ca2+、Fe3+等金属离子进行强络合，实现单步酸化，简化施工工艺，便于运输、储存、配制和规模化使用，降低安全风险系数。

1 室内实验

1.1 材料与仪器

固体无机酸CY-1、固体有机络合酸CY-2：工业级，大庆油田采油工程研究院；固体潜在酸CY-3：工业级，大庆油田采油工程研究院；固体有机清洗剂：工业级，华瑞化工有限公司；固体缓蚀剂：工业级，北方化工有限公司；强效络合剂：工业级，中盛化工有限公司；盐酸：分析纯，宏明化学试剂有限公司；氢氟酸：分析纯，金城化学试剂有限公司；氢氧化钠：分析纯，宏明化学试剂有限公司；大庆油田外围油田岩心：岩心几何尺寸φ2.5 cm×5.0 cm，平均渗透率9.56×10-3μm2。

NSLD-70型耐酸岩心流动试验仪(扬州华宝石油仪器有限公司)，Optima 8300 DV型电感耦合等离子体发射光谱仪(美国珀金埃尔默有限公司)，AE200型电子天平(瑞士梅特勒托利多仪器有限公司)，WB-2010型恒温水浴(江苏华安科研仪器有限公司)，FD115热对流式标准烘箱(德国宾德公司)，0.56，0.96，1.60 mm标准分样筛(优盾金属丝网制品有限公司)。

1.2 地层水配伍性评价

1.2.1 实验方法

选取试验区块地层水，将酸液与地层水按照不同体积比两两混合，在室温和地层温度下静置2，8，24 h，观察其配伍性。

1.2.2 实验结果

实验结果见图1。单步固体酸体系在不同温度、不同反应时间条件下，不产生沉淀及浑浊现象，与地层水配伍性良好(图1)，满足现场应用要求。

图1 不同条件下单步固体酸与地层水配伍性评价

1.3 缓速性能评价

1.3.1 实验方法

按照Q/SY DQ0793-2012《酸化液质量检验性能评价方法》溶蚀率测定方法，分别测定常规土酸、单步固体酸与天然岩心反应1，3，5，8，16，24 h后的溶蚀率，对比评价单步固体酸的缓速性能。

1.3.2 实验结果

实验结果见表1。随着反应时间的延长，常规土酸在反应5 h后，溶蚀率增幅不明显。单步固体酸对天然岩心的溶蚀率逐渐增加，在反应24 h后，与常规土酸基本相当，说明单步固体酸具有良好的缓速作用，现场施工后关井反应24 h为宜。

表1 缓速性能评价数据

1.4 缓蚀性能评价

1.4.1 实验方法

依据中国石油天然气行业标准SY/T 5405-2019《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》方法，开展腐蚀实验，评价单步固体酸的缓蚀性能，在地层温度条件下，对N80钢片进行腐蚀速率测定。

1.4.2 实验结果

实验结果表明，在单步固体酸体系中加入质量分数0.3%的固体缓蚀剂后，腐蚀速率均符合行业标准的规定(60 ℃下≤5 g/m2·h)，满足现场应用要求(表2、图2)。

表2 缓蚀性能评价数据

图2 单步固体酸反应前后钢片外观变化

1.5 络合性能评价

为有效控制二次沉淀的生成，常规酸化采用分段塞注入工艺，二次沉淀的抑制性能成为单步固体酸研究的重点。

1.5.1 实验方法

(1)选取试验区块岩心，将常规土酸、单步固体酸分别溶蚀天然岩屑，获取溶蚀岩屑后的残酸；

(2)取上述残酸溶液，分别调至不同pH值；

(3)通过ICP测定不同类型、不同pH残酸中Ca2+、Fe3+的含量，比较不同类型残酸中Ca2+、Fe3+的变化情况及表观现象，定量评价酸液的络合能力。

1.5.2 实验结果

酸岩反应后，随着pH值的升高，常规土酸残酸中Ca2+、Fe3+含量呈下降趋势。pH为6时，Ca2+、Fe3+含量接近于0，说明有沉淀生成；单步固体酸残酸中Ca2+、Fe3+含量变化呈稳定趋势。pH为7时，单步固体酸体系下Ca2+含量1 489.41 mg/L，Fe3+含量318.72 mg/L，明显高于相同条件下常规土酸，说明单步固体酸对钙、铁等金属离子的络合能力强(图3～6)。

图3 残酸中钙离子含量随pH值变化曲线

图4 残酸中铁离子含量随pH值变化曲线

图5 常规土酸残酸随pH值变化现象

图6 单步固体酸残酸随pH值变化现象

1.6 洗油性能评价

单步固体酸体系集常规酸化前置液、前置酸、主体酸功能于一体，省去常规酸化前置液有机处理段塞。有机清洗剂组分能够解除无机堵塞，解除有机堵塞的能力。

1.6.1 实验方法

(1)将石英砂与试验区脱水原油W0按比例配制，放置2 h以上取样实验；

(2)配制单步固体酸溶液50 mL，加入塑料杯中，以地层温度恒温30 min；

(3)加入约5 g油砂，称重为W1，以地层温度反应3 h；

(4)去掉溶液，晾干，称重W2，计算洗油率R。

R=(W1-W2)/W0×100

(1)

1.6.2 实验结果

单步固体酸体系在地层温度条件下对油砂的洗油率达75.70%，洗油率符合技术指标(不低于50%)，满足现场应用要求(表3、图7)。

表3 洗油性能评价数据

图7 单步固体酸体系洗油前后现象

1.7 天然岩心解堵模拟实验评价

1.7.1 实验方法

(1)将试验区块的天然岩心柱洗油、抽真空，并用标准盐水饱和；

(2)将饱和后的岩心柱放入岩心夹持器中；温度设定为地层温度，围压设定为2 MPa，流量恒定为0.5 mL/min，正驱标准盐水直至压力稳定，测定初始岩心渗透率为k1标准盐水；

(3)打开酸液储液罐阀门，正驱单步固体酸溶液至出口端见酸停止，关闭所有阀门，反应16 h；

(4)打开标准盐水罐阀门，正驱盐水直至压力稳定，计算酸岩反应后岩心渗透率k2标准盐水；

(5)重复实验步骤(2)～(4)，测定常规土酸酸岩反应前后岩心渗透率变化，对比评价两种酸液体系对岩心的改造程度。

1.7.2 实验结果

相同驱替速度、相同PV酸液情况下，单步固体酸驱替前后渗透率提高217%，常规土酸驱替前后渗透率提高160%，驱替前后岩心端面完好无损，单步固体酸对岩心的改造程度优于常规土酸(表4)。

表4 岩心驱替实验数据

2 现场应用

施工现场采用2个耐酸搅拌罐，分别进行配制和注入，保证施工的连续性，根据现场压降情况，随时调整酸液用量，实现按需配制、注入，杜绝了酸液不足或酸液过量浪费的问题。目前在大庆外围油田P区块开展了2口井先导性试验，措施有效率100%，解堵效果较好。

2.1 现场应用效果

措施前两口井实注量均达不到配注要求，措施后单井平均降压1.75 MPa，平均累计增注1 900 m3以上，且持续有效(表5)。

表5 试验井效果跟踪数据

2.2 工艺措施对比

选取单步酸化解堵的P1-2井与相同区块的常规土酸酸化的P1-3井进行措施工艺及效果对比(表6)。

表6 不同酸化工艺措施后效果对比

(1)常规土酸酸化现场多段塞注入过程中，前置液阶段压力稳定在17.5 MPa不变，前置酸注入过程中压力由17.5 MPa降至17.0 MPa，降压0.5 MPa，主体酸注入过程中压力由17.0 MPa降至15.0 MPa，压力下降2.0 MPa，总体降压2.5 MPa，主体酸起主要降压作用(图8)；

图8 P1-3井施工过程压力变化曲线

(2)单步酸化现场注入过程中，压力由21.0 MPa降至18.5 MPa，压力下降2.5 MPa，全过程均有降压，现场施工压力变化与常规土酸酸化相当(图9)；

图9 P1-2井施工过程压力变化曲线

(3)开井后，单步酸化解堵后注入压力初期下降2.7 MPa，常规土酸酸化解堵后注入压力初期下降0.2 MPa，日增注量相当。单步酸化解堵效果与常规土酸酸化相当，简化了施工工艺，提高了施工效率，实现了酸液用量实时调控。

3 结论

(1)形成了单步固体酸体系，集常规土酸酸化前置液、前置酸、主体酸等多种段塞功能于一体。具有优异的二次沉淀抑制性能，解决了常规酸化采用分段塞注入控制二次沉淀的问题。溶蚀、缓蚀、洗油等性能与常规土酸相当，驱替天然岩心后渗透率提高217%。

(2)该体系可根据施工情况实时调整酸液用量现场配制，简化了施工工序，提高了施工效率，固体组分便于运输、储存、配制，安全风险系数低。现场试验2口井，措施后单井平均降压1.75 MPa，平均累计增注1 900 m3以上，持续有效。