高壓致密砂巖油藏螯合酸在線酸化增注技術*

鄧志穎，王偉波，宋昭杰，王爾珍，吳文超

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西 西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；3.西安長慶化工集團有限公司，陜西 西安 710018；4.陜西明德石油科技有限公司，陜西 西安 710018）

0 前言

長慶油田屬于典型的低孔、特低滲致密砂巖油藏。姬塬長X油藏為陸相沉積，以綠泥石膜長石溶蝕相、鐵方解石膠結相和長石溶蝕相為主，發育多個水下斜坡，砂連通性較差，有機碳含量在2%數10%之間，已探明的含油面積遠低于北美同條件油區［1-2］。目標儲層的黏土礦物含量平均高達15%以上，填隙物中綠泥石膜的含量約為12%左右，巖石黏土礦物的綠泥石含量高達30%左右，儲層巖石中鐵泥質雜基和黏土礦物含量偏高造成儲層物性差［3-4］，平均滲透率0.52×10-3μm2，平均孔隙度9.42%。目標區塊共有欠注井157口，占長X油藏注水井總數的13.3%，欠注井平均油壓18.0 MPa，較區塊平均油壓高2.6 MPa，平均單井日欠注16.2 m3，欠注矛盾突出。

酸化是注水井增注的常用措施，但當儲層的酸敏礦物含量高時，酸巖反應速度快，容易形成二次沉淀而造成儲層傷害。近年來，常規酸化在姬塬長X 儲層的降壓增注效果并不理想，酸液不能實現深穿透和儲層滲流通道的擴大［5-7］，“壓力高、水難注、多次酸化措施無效”已成為姬塬油田注水開發油田穩產的難題。針對該問題，結合現有酸化工藝存在施工工序多、占井時間長等問題［8-9］，提出了注水井在線酸化降壓增注工藝技術，采用自制的螯合酸體系，并配套在線酸化工藝，形成了適合姬塬油田欠注井治理的酸化新技術，該技術可簡化常規酸化中“前置液、主體酸、后置液、頂替液”等多種工序，且注酸過程中無需更改注水流程，實現了不停井、不動管柱、不返排的酸化，做到了真正意義上的注水井“一步”在線酸化。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

螯合酸：采用鹽酸、氫氟酸、有機磷酸、新型螯合劑、表面活性劑和增效劑等多種添加劑配制而成，自制；常規土酸（12%HCl+3%HF），自制；多氫酸（3% HCl+3%SA601+1%HF），自制；無水乙醇、無水碳酸鈉、氫氧化鈉、氯化鈣、三氯化鐵、三氯化鋁，分析純；實驗用水：配液用水和注入水均為模擬姬塬油田長X 儲層姬X 聯注入水，礦化度5637.2 mg/L，地層水為模擬姬塬油田長X儲層J3-2井采出水，礦化度100.0×103mg/L，水質分析結果見表1；N80 標準鋼片、J55 標準鋼片，山東省陽信縣晟鑫科技有限公司；注水管線涂層掛片和注水管線外涂層脫落的掛片，尺寸50 mm×10 mm×5.5 mm；巖心取自姬塬油田長X 儲層D193-3 井，尺寸25 mm×50 mm，滲透率0.1×10-3數 0.5×10-3μm2；巖心粉取自姬塬油田長X儲層D193-3井，粒度0.250數0.425 mm。

CMS-Ⅲ型儲層敏感性傷害評價裝置，江蘇華安科研儀器有限公司；FDS-800-10000 型地層傷害測試系統，美國TEMCO 公司；M370 型掃描電化學顯微鏡，美國AMETEK公司；ICP-OES-5110型超電感耦合等離子體發射光譜儀，美國安捷倫公司；DZKW-4電子恒溫水浴鍋，北京中興偉業儀器有限公司。

1.2 實驗方法

1.2.1 溶蝕實驗

按中國石油天然氣行業標準SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標》測定螯合酸對巖心粉的溶蝕率。取1.5 g 巖心粉裝入塑料杯中，加入10 mL的50%的螯合酸溶液（螯合酸與注入水的體積比1∶1），置于60℃水浴鍋，每10 min 手工震蕩塑料杯一次，分別在反應15 min、30 min、1 h、1.5 h、2 h、3 h、6 h和10 h時取出，過濾。用蒸餾水沖洗過濾后粉樣至濾液的pH值為7，將沖洗過的粉樣連同濾紙放人100℃烘箱中烘干至質量恒定后稱量，計算酸液對巖心粉的溶蝕率。用等離子體發射光譜儀測定過濾后（或反應后）的酸液（簡稱殘酸）中酸敏離子濃度，同等條件下，用常規土酸和多氫酸作對比實驗。

1.2.2 沉淀抑制性實驗

（1）金屬氟化物沉淀抑制性：將50 mL的質量分數2%的CaCl2溶液（鹽水1）與50 mL的50%的螯合酸混合，然后加入Na2CO3調節混合液pH值，將混合溶液放入60℃恒溫水浴中放置2 h，再將反應后的溶液過濾，用等離子體發射光譜儀測定殘酸中Ca2+離子含量；

（2）氟鋁酸鹽沉淀抑制性：將50 mL 的2%Al-Cl3+2%NaHCO3（鹽水2）溶液與50 mL 的50%的螯合酸等體積混合，將混合溶液放入60℃恒溫水浴中放置2 h，將溶液過濾后用等離子體發射光譜儀測定殘酸中Al3+離子含量；

（3）金屬氫氧化物沉淀抑制性：將50 mL 的10.2 g/L 的FeCl3（鹽水3）與50 mL 的50%的螯合酸等體積混合，然后加入Na2CO3調節混合液pH 值至3，將混合溶液放入60℃恒溫水浴中放置2 h，過濾后用等離子體發射光譜儀測定殘酸中Fe3+離子含量。同等條件下，用常規土酸和多氫酸作對比實驗。

1.2.3 腐蝕率測定

按中國石油天然氣行業標準SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標》分別測定螯合酸對N80鋼片、J55鋼片、注水管線涂層掛片和注水管線外涂層脫落的掛片的腐蝕率。分別取兩塊N80標準鋼片、J55鋼片、涂層掛片和涂層脫落掛片，用無水乙醇清洗后取出烘干、稱重、測量尺寸，分別放入50%的螯合酸溶液中，在60℃恒溫水浴中放置4 h 后取出，清洗、烘干、稱重、測量尺寸，根據腐蝕前后掛片的質量變化計算腐蝕率。

1.2.4 巖心流動實驗

按中國石油天然氣行業標準SY/T5358—2002《儲層敏感性流動實驗評價方法》測定螯合酸對巖心滲透率的影響。①用模擬地層水飽和1數6號巖心；②在60℃下以0.1 mL/min的速度驅替模擬地層水，測量巖心的初始滲透率；③在溫度和驅替速度不變的條件下，向1數3號巖心注入50%的螯合酸；④注入模擬地層水，測定酸化后的巖心滲透率。用等離子體發射光譜儀測定殘酸中酸敏離子濃度，用電化學顯微鏡掃描酸化前后的巖心入口端面。在同等條件下，用土酸處理4數6號巖心做對比實驗。

表1 姬塬油田長X儲層模擬地層水和模擬注入水的離子組成（單位：mg/L）

2 結果與討論

2.1 螯合酸的緩速性能和螯合性能

以酸液對巖心粉的溶蝕率來評價其緩速性能，以殘酸中酸敏離子濃度來評價其穩定金屬離子能力。螯合酸對巖心粉的溶蝕率與殘酸離子濃度隨反應時間變化情況見圖1，常規土酸和多氫酸對巖心粉的溶蝕率與殘酸離子濃度隨反應時間變化情況見表2。由圖1可知，螯合酸對儲層巖心的溶蝕速率呈平穩上升趨勢，最終溶蝕率達到29.5%，與常規土酸和多氫酸的相當（見表2），但螯合酸具有明顯的緩速性能，可減緩酸巖反應速率。在反應1 h時，對巖心粉的溶蝕率分別是常規土酸和多氫酸對巖心粉的溶蝕率的63.5%和88.9%，螯合酸殘酸中的Ca2+濃度分別是常規土酸和多氫酸中的Ca2+濃度的85.8%和85.7%，反應4 h后，螯合酸的最終溶蝕能力與常規土酸和多氫酸的相當，說明螯合酸酸化溶蝕堵塞物過程中，溶液中H+逐漸電離趨于平衡［10］；從圖1和表2殘酸中酸敏離子變化可知，在反應1 h后，常規土酸和多氫酸殘酸中Ca2+、Mg2+、Fe3+等酸敏離子濃度降低，說明殘酸中生成了含Ca2+、Mg2+、Fe3+等酸敏離子的二次沉淀，而螯合酸殘酸不會出現這種現象，隨著反應時間的延長，殘酸中的酸敏離子濃度緩慢增加，說明螯合酸殘酸中金屬離子未參與沉淀，這說明螯合酸具有較好的螯合能力，穩定了金屬離子，避免了二、三次沉淀生成。

圖1 螯合酸對巖心粉的溶蝕率和殘酸中離子濃度隨反應時間的變化

表2 常規土酸和多氫酸對巖心粉的溶蝕率和殘酸中離子濃度隨反應時間的變化

2.2 螯合酸的沉淀抑制性

殘酸中酸敏離子含量的測定結果見表3。相比于常規土酸，螯合酸殘酸中的金屬離子濃度與鹽水更為接近。說明螯合酸能起到有效抑制金屬氟化物、氟鋁酸鹽化物和金屬氫氧化物沉淀生成的作用，可實現殘酸不返排，簡化常規砂巖酸化的復雜酸化工序。螯合酸之所以能表現出良好的二次沉淀抑制性，是因為其螯合酸中的螯合劑可與金屬離子形成以八元環為主的穩定絡合物，同時螯合酸中有機磷酸含有電負性較大的N、O 等未共用電子對的雜原子，其能與金屬缺電子d軌道反饋成鍵，提高了絡合物的穩定性和酸液抑制二次沉淀的有效性。

表3 殘酸中酸敏離子含量的測定

2.3 螯合酸的腐蝕性

50%的螯合酸對N80 鋼片、J55 鋼片、注水管線涂層掛片和注水管線外涂層脫落的掛片的腐蝕速率分別為0.3983、0.5733、2.2814 和0.5680 g/（m2·h），遠小于行業一級標準（3.0 g/（m2·h））。酸液對注水管柱有涂層的掛片腐蝕率高于涂層脫落的掛片，說明螯合酸酸液體系對注水管線掛片內層腐蝕無較大影響，從而可以在不停井、不動管柱的情況下進行酸化。

2.4 巖心流動實驗分析

不同酸液處理前后巖心的孔隙度、滲透率和巖心入口端面變化情況見表4。由表4可知，隨著注酸量增加，螯合酸提高巖心的滲透率程度和孔隙度增加量呈上升趨勢，而常規土酸因過度溶蝕巖心而使提高巖心的滲透率程度和孔隙度增加量呈下降趨勢；同時注酸初期螯合酸對滲透率和孔隙度的增加幅度明顯小于常規土酸的，但逐步超過常規土酸的。由注酸后巖心入口端面三維照片也可以看出，注入5 PV 后，隨注酸量增加，常規土酸酸化后的巖心端面孔隙變小、溶蝕面變淺，而螯合酸酸化后的巖心端面孔隙變大、溶蝕面變深，說明螯合酸酸液避免了常規土酸生成二次沉淀而導致孔隙度減小的缺點，其金屬離子螯合能力較為穩定。

2.5 螯合酸的主要作用對象

為了確定螯合酸主要溶蝕對象，室內測定了巖心流動實驗模擬酸化過程中殘酸中金屬離子濃度，實驗結果如圖2所示。從圖2可以看出，隨著出口端收集的注酸量增加，殘酸中Al3+、Fe3+、Ca2+、Mg2+酸敏性離子含量均先增加后降低，最后逐漸趨于穩定；Al3+、Fe3+的含量變化最大，Ca2+、Mg2+次之；Si4+含量隨注酸量增加而逐漸平穩增加至穩定。由此可以推斷，螯合酸先與孔隙中含Al3+、Fe3+的礦物和碳酸鹽礦物反應，再與硅酸鹽礦物反應。后期酸巖反應結束后，酸敏性離子含量逐漸保持平穩，說明螯合酸高效螯合酸敏性離子，形成的絡合物較穩定，避免了二、三次沉淀生成，為酸液不返排提供了依據。

圖2 酸敏離子濃度隨注酸量的變化曲線

表4 注酸前后巖心滲透率、孔隙度的變化

2.6 螯合酸現場應用效果

2017年8月19日，對姬塬油田長X儲層J1井進行了螯合酸在線酸化現場施工，螯合酸酸液體系在配制站配好后拉至井場。酸化施工過程中不改變注水流程，注水井仍保持正常注水；直接將酸液通過注水井測試閥門隨注入水一同進入地層，并實時監測注酸速度和注水速度，確保注酸速度與注水速度之比為1∶1 左右；施工結束后，關閉測試閥門，拆除注酸管線，同時根據配注要求調整注水速度，進而轉入注水階段。整個酸化施工中無換液、起下管柱和返排工序。施工曲線如圖3，酸液用量10 m3，施工用時5 h 左右。酸化前配注10 m3/d，實注3 m3/d，注水壓力14.5 MPa；酸化結束后，實注12 m3/d，注水量增加9 m3/d，注水壓力降為11.5 MPa，壓力下降3 MPa，達到了配注要求。

圖3 J1井在線酸化作業施工曲線

目前在線酸化工藝已經在姬塬油田長X 儲層現場高壓注水井應用38 口，平均單井用量9 m3，平均單井用時10 h，工藝成功率100%，措施有效率90.1%；平均單井注水壓力由19.2 MPa 下降至17.5 MPa，下降了1.7 MPa；酸化前平均單井日注量7 m3，酸化后日注量20 m3，日增注13 m3，視吸水指數增加3.1倍；2018年6月份累計增加注水量311695 m3，降壓增注效果顯著。

3 結論

螯合酸通過鹽酸、氫氟酸、有機磷酸、螯合劑、表面活性劑和增效劑之間的協同、增效作用，提高了溶液的解堵和溶蝕性能，增加了溶液的緩速性，增強了對溶液中酸敏離子的螯合能力并降低了對管柱的腐蝕率，具有用量少、成本低的特點。

該酸液體系適應于低滲透砂巖油藏，對于富含鐵泥質雜基、綠泥石、日實際注水量低的欠注井具有較好的適應性。

注水井螯合酸酸化工藝減少了起下管柱和殘酸返排的步驟，實現了“以一步代多步”，具有施工簡單、工藝成功率高的特點。現場施工38 口，酸化后平均單井注水壓力下降1.7 MPa，平均單井日注水量增加13 m3，降壓增注效果顯著。