姬塬油田長9底水油藏多元復合黏彈酸深部酸化技術研究

董立全，楊曉剛，張同伍

（1.長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安710016）

姬塬油田長9底水油藏多元復合黏彈酸深部酸化技術研究

董立全1，2，楊曉剛1，2，張同伍1，2

（1.長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安710016）

姬塬長9油藏油水關系復雜，常規水力壓裂或高能氣體壓裂工藝出現了不適應的情況。在儲層綜合研究的基礎上，研發了一種多元復合黏彈酸酸液體系。在室內優化酸液配方評價基礎上，通過施工參數和施工工藝優化，開展深部酸化現場實驗5口井。實驗表明，黏彈酸深部酸化技術在底水油藏具有控水增油的措施效果，為同類油藏的改造提供了一定的借鑒意義。

底水油藏；深部酸化；黏彈酸；薄油層

姬塬油田是特低滲透致密砂巖油藏，油層埋藏深度較淺，油層溫度較低、黏土礦物中綠泥石含量較高，鉆井多采用無固相聚合物鉆井液，水力壓裂是主要的投產、增產措施。隨著該區勘探層位增多，油藏的改造難度增加，特別是底水油藏中與底水直接相連的薄油層和薄油層與底水具有一定隔層的兩類儲層，水力壓裂改造后仍然是以產水井居多，個別井采用復合射孔求初產無液量，采用解堵性措施改造后也面臨產水的危險，因此，控制油層改造規模及強度是底水油藏改造的關鍵，需要對改造工藝進行優選。

1 儲層特征及改造難點分析

1.1 長9儲層地質特征分析

姬塬地區長9儲層孔隙類型以粒間孔為主，平均面孔率為5.61%。巖心驅替的平均排驅壓力為0.46 MPa，排驅壓力比較低，孔喉中值平均為0.52 μm，屬于細喉型。孔隙度分布區間主要在10.0%～16.0%，滲透率分布區間主要在1.0×10-3μm2·cm～10.0×10-3μm2·cm，巖石類型以巖屑長石砂巖、長石砂巖為主，有部分長石巖屑砂巖。填隙物主要以綠泥石、硅質、濁沸石、碳酸鹽為主，填隙物總量10.72%[1]。其除硅質外其他三種礦物均遇酸易溶，可以用鹽酸/氫氟酸或有機酸酸化。

1.2 長9儲層敏感性分析

儲層敏感性是指儲層對于各種類型地層損害的敏感性程度。長9層酸敏指數最大為0.13，為弱酸敏，因此酸液不會對儲層造成傷害。可以采取酸化、酸洗的改造方式。水敏指數最大值為0.19，水敏程度為弱水敏，表明采用水基解堵液進行儲層改造時對儲層的傷害較小。巖心存在弱速敏或無速敏，表明油層改造施工中可適當提高排量。鹽敏程度是中等偏弱，因此為防止解堵液對地層造成鹽敏傷害，對解堵液配方體系的礦化度不宜過高。堿敏指數為0.79，顯示強堿敏，因此如果采用堿性解堵液會對地層造成傷害。

1.3 儲層改造難點分析

長9儲層屬于超低滲儲層，含油性較差，依據測井解釋儲層含水井比例較高，測井解釋儲層以油水、含油水層為主，據統計姬塬前期探評井油水、含油水層比例達96.7%；油、水層間大多無有效遮擋，水力壓裂改造易壓竄水層[2，3]（見表1）。

表1 姬塬地區長9與長2、侏羅系儲層參數對比表

2 長9儲層酸化酸液體系的研制

針對水力壓裂不適應長9儲層改造的問題，提出了酸化解堵工藝。通過規避常規酸液體系的缺點[4]，提出了控制酸液反應速度，降低酸液濾失，防止酸液指進，預防酸化解堵不均勻而溝通邊底水的技術思路，將表面活性劑引入酸液體系。

2.1 黏彈表面活性劑及用量

為達到酸液在注入過程中具有較好的緩速和降濾失能力，通過實驗室篩選、合成了叔胺型表面活性劑VES-N22，其降低水溶液的表面張力明顯（見圖1）。測試條件：在25℃，轉速T為5 000 r/min。由圖1可知，表面張力隨著濃度的增加而降低，其臨界膠束濃度為4.7×10-4mol/L，臨界膠束濃度的表面張力為38.71 mN/m，水的表面張力為70.52 mN/m。

圖1 不同濃度活性劑溶液的表面張力

此外，表面活性劑的濃度對酸液體系的黏度也有影響。隨著活性劑質量分數的增加，溶液的表觀黏度也隨著增加（見圖2）。當濃度超過3.5%時，酸液黏度的上升幅度減緩。當濃度為1.5%時，體系的黏度達49.0 mPa·s，考慮酸液的成本問題和施工要求，將體系表面活性劑的濃度控制在1.5%～4.0%。

圖2 不同濃度活性劑對酸液表觀黏度的影響

圖3 a鹽為氯化鈉時酸液的耐溫曲線

圖3 c反離子鹽時酸液的耐溫曲線

圖5 a不同濃度的冰乙酸對酸液表觀黏度的影響

2.1.1 反離子鹽用量通過活性劑的質量分數與氯化鈉、氯化鉀、復合反離子鹽剪切速率交叉實驗，得出復合反離子鹽對酸液的成膠能力最強，加入量為3.0%（見圖3、圖4）。

2.1.2 有機酸/鹽酸用量對幾種常用的酸進行篩選，在表面活性劑的質量分數為3.0%，復合反離子鹽的加入量3.0%，170 s-1的剪切速率下分別實驗，得出質量分數2.5%的冰乙酸和質量分數10.0%的濃鹽酸可以保持較好的酸液表觀黏度（見圖5）。

2.1.3 酸液流變性能表面活性劑酸液體系在70℃之前凍膠體系的彈性模量G′大于G″，體系主要以彈性為主；隨著溫度的升高，此時體系主要以黏性為主。濃度為3%的酸性表面活性劑酸液體系具有較好的耐溫和耐剪切性能（見圖6）。

圖3 b鹽為氯化鉀時酸液的耐溫曲線

圖4 不同濃度的反離子鹽對酸液表觀黏度的影響

圖5 b不同濃度的濃鹽酸對酸液表觀黏度的影響

圖6 a酸液模量與溫度的關系

2.1.4 攜酸性能具有較高的攜酸性能，才能將酸液帶到儲層深部，起到深部解堵導流的目的。在50℃下表面活性劑攜酸時間是交聯胍膠的3倍，攜酸性能良好（見表2）。

表2 不同酸濃度下兩種體系的懸粒時間

3 多元復合黏彈酸酸液性能評價

多元復合黏彈酸酸液評價結果表明，酸液溶蝕能力、反應速度、配伍性、驅替效果等均優于普通土酸酸液（見表3～表5，圖7）。

表3 多元復合黏彈酸配伍實驗

表4 多元復合黏彈酸與土酸兩種酸系溶蝕能力

表5 多元復合黏彈酸與土酸兩種酸系解堵巖心驅替對比表

圖6 b3.0%VES酸液耐溫耐剪切性能

多元復合酸液與表面活性劑混合后在50℃條件下沒有明顯的絮團及微粒生成，普通土酸與叔胺型表面活性劑混合后，有絮團和微粒生成，配伍不好（見表3）。

溶蝕能力（見表4）。反應速度曲線（見圖7）。巖心驅替評價（見表5）。

4 現場實驗

4.1 施工工藝

酸化酸量和施工排量根據儲層物性和地層破裂壓力計算獲得[5]。姬塬長9油層平均厚度13.1 m，平均孔隙度為10.85%，平均滲透率為3.8×10-3μm2，射孔厚度2.0 m～6.0 m，解堵半徑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。

圖7 多元復合黏彈酸與土酸兩種酸系反應速度評價

施工工序采用分段塞、控制排量、控制壓力注入（施工壓力控制在地層破裂壓力內），嚴格執行施工工序，控制施工質量。

酸液：14%鹽酸+9%乙酸+15%復合解堵劑+0.5%助排劑+1%鐵穩劑+0.5%互溶劑。

（1）連接施工流程→試壓→活性水洗井至合格；

（2）正替預處理酸液→正擠預處理酸液→正擠頂替液→關井反應30 min→活性水返排預處理殘酸至進出口水質一致；

（3）正替多元復合黏彈前置酸液→正擠隔離液→正擠復合解堵劑→正擠隔離液→正擠多元復合黏彈前置酸液→正擠隔離液→正擠復合解堵劑→正擠隔離液→正擠多元復合黏彈主體酸液→正擠頂替液→關井反應；

（4）混氣水泡排殘酸3 h以上→下生產管柱投產。

4.2 現場實施效果

通過與鄰近常規土酸酸化井相比，液量得到明顯提升，構造部位較高的井改造效果較好（見表6、表7）。其中實驗A242井和鄰近對比A243井長9底水發育明顯，油水直接連通，沒有明顯的隔夾層，實驗井采用深部酸化，加酸12.0 m3，試排日產油4.25 t，日產水5.4 m3，對比井采用加砂壓裂，加砂1.0 m3，試排日產油0.0 t，日產水19.6 m3，實驗井含水得到有效控制，改造效果較好。

5 結論

（1）研發了適合長9底水油藏酸化改造的多元復合酸液體系，該體系具有緩速性及分散性，能夠提高地層的處理深度。

（2）形成了適合長9底水油藏改造的多元復合黏彈酸酸化技術。與常規土酸酸化技術相比整體提高了液量，與小規模壓裂相比有效控制了底水上竄，現場實驗5口井，有效率達87.5%。

（3）加強對長9底水油藏地質裂縫發育的認識，進一步完善酸液體系和施工工藝，達到提液穩油控水的目的。

表6 長9層不同酸化類型對比效果表

表7 長9層不同構造部位對比效果表

參考文獻：

［1］趙宏波，王筱燁，廖永樂，等.鄂爾多斯盆地姬塬油田長91油層組成藏地質特征及油藏類型［J］.石油化工應用，2013，32（3）：60-64.

［2］張娜.鄂爾多斯盆地定邊縣姬塬油區延9和長2油層組油藏特征研究［D］.西安：西北大學，2007.

［3］王新星，林忠霞，何昕睿，等.姬塬油田H3區塊長9儲層巖性與測井響應特征分析［J］.石油化工應用，2012，31（4）：65-67.

［4］張頂學，廖銳全，楊慧.低滲透油田酸化降壓增注技術研究與應用［J］.長江大學學報（自然科學版），2011，26（2）：52-55.

［5］楊建華，吳生.低傷害緩速深部酸化工藝在濮城油田的應用［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

國家科技重大專項大型油氣田及煤層氣開發-鄂爾多斯盆地低滲透巖性地層油氣藏開發示范工程“低滲透油藏開發關鍵技術”，項目編號：2011ZX05044；集團公司重大科技專項“中生界下層系新區新層有效開發技術研究”部分內容。

董立全，2005年畢業于成都理工大學油氣田開發工程專業，在長慶油田油氣工藝研究院主要從事油水井增產增注技術研究及推廣工作，郵箱：dlq_cq@petrochina.com.cn。