西江油田低效井酸化改造酸液體系與解堵效果研究

張學敏 郝明慧 姬洪剛（中海油能源發展工程技術公司 天津 塘沽 300452）

西江油田部分低效井因鉆完井或開采過程中油層遭受污染而致油井產能低，需采取酸化改造措施。西江油田儲層溫度較高，普通酸液體系難以適用，高溫易使酸液在近井地帶被消耗掉，無法實現深部酸化。經研究，提出采用多氫酸復合酸化，并對酸液體系進行了性能評價和酸化效果實驗評價。

一、多氫酸復合酸液體系性能評價

1.性能分析

體系主要由2主劑（PA-MH5、PA-MF）和破乳劑、聚合物降解劑等組成，在地層內解析出H+離子，確保酸液維持較長時間活性，從而使其深入油層，達到將深部油層的污染解除的效果。體系還能將多種離子螯合，防止二次沉淀的生成。

2.緩速性能

設計四種（土酸、氟硼酸、復合酸和多氫酸復合體系）適用于西江油田儲層巖石的酸液體系，并作緩速實驗發現溶蝕率最高的是土酸，最低的是多氫酸，居兩者之間的是氟硼酸和復合酸，隨著酸巖反應的時間變長，多氫酸復合體系的溶蝕率整體呈現升高的趨勢，顯示出其良好的緩速性能。

3.緩蝕性能

以礦場中常用的N80材質管材為實驗對象，開展地溫（120℃）條件下酸液對其的腐蝕實驗，實驗時間控制在4個小時，實驗結果顯示多氫酸復合酸液體系擁有比較好的緩蝕性能，管材腐蝕呈均勻分布狀態，無點狀現象，腐蝕速率小于行業要求的50g/（m2·h）。

4.抑制二次沉淀的能力

多氫酸可以絡合溶液中的多價金屬離子（包括容易生成沉淀的金屬離子），并且具有較強吸附C a2+、Na+、K+、NH4+等離子的能力，使其難以與F-、Si F62-反應生成氟鹽和氟硅酸鹽沉淀，避免儲層被堵塞。

二、酸化效果室內實驗評價

1.巖心流動模擬實驗

實驗對象為西江油田天然巖心，實驗用液配制為：以2%的KC1溶液作為基液，10%的HC1和添加劑為前置液，主體酸為濃度為8%的HC1溶液+2%的PA-MF+6%的PA-MH5+添加劑，后置酸配制為5%的HC1+添加劑。實驗結果顯示其能使巖心滲透率提高8倍左右。

2.配方確定

經過實驗對比分析，最終優選出適合西江油田儲層的多氫酸復合酸液體系配方。

3.酸化解堵效果評價

（1）表皮系數計算

在鉆完井過程中產生的表皮系數計算公式為：S=(K/Kz-1)Ln(Rz/Rw)，式中，S—單井表皮系數；K—地層原始滲透率，10-3u m2；Kz—鉆完井后地層滲透率，10-3u m2；Rz—鉆完后井傷害帶半徑，m；Rw—油井半徑，m。由公式可以看出，表皮系數與Rz成正比、與Kz成反比，即鉆井對油井的傷害程度越大則表皮系數越大。據統計，對于高滲層或帶微裂縫的地層鉆井造成的傷害帶半徑一般為0.3～1.0 m之間，而低滲透地層一般在0.1～0.3 m之間。國內現鉆井水平完全可以將油井表皮系數控制在10以內。

（2）增產效果評價

采油指數為油井產能評價的主要指標，徑向滲流條件下可由達西定律公式求取。其計算公式為：J=（2 πkoh*86.4）/(μoBo(Ln(Re/Rw-3/4+S)))，式中：J—采油指數，m3/d·M Pa；ko—油層有效滲透率，μm2；h—油層有效厚度，m；Bo—原油體積系數，m3/m3；μo—地層油的黏度，mPa·s；Re—供給半徑，m；Rw—井筒半徑，m；S—鉆井傷害表皮系數。

實施酸化措施解堵可將油井表皮系數降至-2，根據公式計算出酸化可使油井產能提高到常規鉆井（傷害表皮系數為10）產能的3.29倍。西江油田11口低效井酸化改造效果預測來看，多氫酸復合酸液體系對于低液量低產油量油井，酸化改造后產能比可以達到3-4，而高液量低產油量油井，在控制含水基礎上酸化改造后產能比可以達到1.5-2.5。

結論

1.多氫酸復合酸化技術體系滿足西江油田低效井深度酸化提高產能的要求。

2.多氫酸復合酸液體系對于西江油田低液量低產油量油井，酸化改造后產能比可以達到3-4，而高液量低產油量油井，在控制含水基礎上酸化改造后產能比可以達到1.5-2.5。

3.與常規油層保護措施相比，西江油田實施多氫酸復合酸化解堵增產能力最好。

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