陶 磊， 李松巖， 程時清

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249；2.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東青島 266580)

稠油油藏水平井泡沫酸解堵技術

陶 磊1， 李松巖2， 程時清1

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249；2.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東青島 266580)

為解除稠油油藏水平井鉆井和生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的近井污染、提高酸化解堵效果，開展了水平井泡沫酸解堵技術研究。以勝利油田鄭411西區(qū)稠油油藏為研究對象，采用泡沫性能評價試驗和近井污染物溶蝕試驗篩選了泡沫酸體系配方，采用填砂管攜砂試驗和泡沫酸黏度試驗研究了泡沫酸的攜砂、懸砂性能。篩選出的泡沫酸體系發(fā)泡體積和半衰期分別為380 mL和450 s，具有很強的溶蝕能力和攜砂能力；泡沫最大黏度2 629 mPa·s，砂粒在泡沫酸中的沉降速度可以忽略。該技術在鄭411西區(qū)應用12井次，生產(chǎn)周期平均延長71 d，周期產(chǎn)油量增加1 080 t。研究結果表明，泡沫酸解堵技術可以有效解除稠油油藏水平井近井地帶的污染，大幅提高原油產(chǎn)量。

稠油油藏 水平井 泡沫酸 解堵

水平井開發(fā)稠油油藏可以大幅度降低生產(chǎn)壓差、提高原油產(chǎn)量，是一種有效的開發(fā)方式，然而水平井鉆井開發(fā)過程中的鉆井液侵入、水泥漿漏失和生產(chǎn)出砂等對儲層的損害嚴重[1-2]。目前常規(guī)處理方法是用水基酸液酸化或酸洗，但在稠油油藏水平井中應用時主要存在以下問題：大部分酸液直接流向高滲部位，未作用于堵塞部位；返排能力差，解堵不徹底；水基酸液密度大，用量大。針對上述問題，利用泡沫的低密度、高黏度特性[3-8]，將常規(guī)水基酸改進為泡沫酸[9-10]，以室內(nèi)試驗為手段，開展了泡沫酸解堵的機理研究[11]，篩選了泡沫酸的配方體系，研究了該體系所形成的泡沫的黏度及其攜砂、懸砂能力，形成了泡沫酸解堵技術，并在勝利油田鄭411西區(qū)稠油油藏進行了現(xiàn)場應用。

1 鄭411西區(qū)基本情況

勝利油田鄭411西區(qū)超稠油油藏采用水平井開發(fā)，主力含油層系為沙三上，埋深1 300～1 430 m，平均砂體厚度11.9 m。儲層為扇三角洲的前緣相沉積，砂體粒度大，膠結疏松，孔隙度與滲透率均較高，其中孔隙度為31%～43%，滲透率為2 000～14 000 mD。原油黏度大、密度大，地面脫氣原油密度1.043 g/cm3，地下原油黏度大于120 000 mPa·s。地層水總礦化度14 287 mg/L，水型為氯化鈣型，地層溫度65 ℃。區(qū)塊地層膠結疏松、原油黏度大和水平井鉆采等因素導致近井地帶堵塞、出砂問題嚴重，注入能力差、液量供應不足一直制約著其生產(chǎn)能力。

2 泡沫酸體系篩選及性能評價

2.1 配方設計

泡沫酸體系由發(fā)泡劑和酸液體系組成，通過測試體系的發(fā)泡體積和半衰期初步確定泡沫酸體系的配方。采用Waring Blender方法測量100 mL泡沫酸體系的發(fā)泡體積和半衰期，攪拌時間為3 min，轉速為7 000 r/min，試驗用水為鄭411西區(qū)地層水，試驗溫度為65 ℃。試驗中所用發(fā)泡劑為SDS、ABS、FRC-1、FRC-2和FRC-3，所用酸液體系有2種：體系1為2.0%HF+12.0%HCl+3.0%HAc+2.0%互溶劑TH-11+0.5%助排劑XT-05+ 1.0%鐵離子穩(wěn)定劑SCA+1.0%黏土穩(wěn)定劑JS-7+1.0%緩蝕劑IS-130；體系2為3.0%HF+12.0%HCl+3.0%HAc+2.0%互溶劑TH-11+0.5%助排劑XT-05+1.0%鐵離子穩(wěn)定劑SCA+1.0%黏土穩(wěn)定劑JS-7+1.0%緩蝕劑IS-130。這2種酸液體系在鄭411西區(qū)常規(guī)酸化解堵中已進行推廣應用，效果好，性能穩(wěn)定，不同之處是體系2的氫氟酸質(zhì)量分數(shù)比體系1高，因此體系2的溶蝕能力更強，更適用于解除固井水泥漿污染。

用一定質(zhì)量分數(shù)的5種發(fā)泡劑分別與2種酸液體系復配，測得體系的發(fā)泡體積和半衰期分別見圖1和圖2。

從圖1和圖2可以看出，在2種酸液體系中加入發(fā)泡劑后其發(fā)泡能力和穩(wěn)泡能力基本相同，說明酸液的質(zhì)量分數(shù)對泡沫性能影響不大，發(fā)泡劑和酸液體系有良好的兼容性。發(fā)泡劑SDS和FRC-1與酸液體系復配后的性能優(yōu)于其他3種發(fā)泡劑，開始時發(fā)泡體積和半衰期隨發(fā)泡劑質(zhì)量分數(shù)增大而迅速增加，在0.3%～0.5%時到達臨界點并獲得高性能的泡沫，發(fā)泡體積約為400 mL，半衰期約為400 s，隨后泡沫性能隨發(fā)泡劑質(zhì)量分數(shù)的變化不大，說明SDS和FRC-1在0.3%～0.5%時降低氣液界面的能力強。因此，發(fā)泡劑SDS和FRC-1的質(zhì)量分數(shù)優(yōu)選為0.5%。

2.2 溶蝕試驗

疏松砂巖油藏在鉆井過程中容易受到鉆井液的污染，在完井過程中容易受到固井水泥漿的污染，在生產(chǎn)過程中容易受到出砂和注水雜質(zhì)的傷害，因此試驗研究泡沫酸體系對鉆井液、固井水泥漿、儲層巖屑和注水雜質(zhì)的溶蝕性能。試驗用水為鄭411西區(qū)地層水，試驗溫度為65 ℃。試驗用篩選出的質(zhì)量分數(shù)為0.5%的SDS和FRC-1分別與2種酸液體系復配，獲得4種泡沫酸體系：0.5%SDS+酸液體系1；0.5%SDS+酸液體系2；0.5%FRC-1+酸液體系1；0.5%FRC-1+酸液體系2。分別用4種泡沫酸體系對鉆井、生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的4種污染物進行溶蝕試驗，試驗依照SY/T 5886—2012《緩速酸性能評價方法》進行，試驗結果如表1所示。

從表1可見，泡沫酸體系對4種污染物均有較強的溶蝕能力。分別對序號1、3和2、4的溶蝕結果進行對比可以看出，同一酸液體系復配FRC-1后的溶蝕能力強于復配SDS，因此優(yōu)選FRC-1作為泡沫酸體系的發(fā)泡劑。分別對序號1、2和3、4的溶蝕結果進行對比，可以看出同一發(fā)泡劑復配酸液體系2的溶蝕率大于復配酸液體系1，特別是對儲層巖屑和注水雜質(zhì)更加有效。綜合以上試驗結果，可以看出“0.5%FRC-1+酸液體系2”的溶蝕能力最強，因此選用其作為鄭411西區(qū)的泡沫酸體系。

2.3 泡沫酸性能評價

2.3.1 攜砂試驗

泡沫酸攜砂能力試驗的試驗用水為鄭411西區(qū)地層水，氣體為純度99.9%的氮氣，試驗溫度65 ℃。巖心A、B采用80～100目石英砂填制，孔隙度分別為38.3%和38.1%。將填砂管一端的濾砂網(wǎng)除去作為出口端，填制填砂管模型，飽和鄭411西區(qū)地層水，巖心A用地層水分別以0.2～3.0 mL/min的速度驅(qū)替，巖心B用氣液比為2∶1的泡沫酸體系以相同速度驅(qū)替，測量每一流速下產(chǎn)出液為20 mL時的出砂量，結果如圖3所示。

從圖3可以看出，當流量小于1.0 mL/min時，巖心A出口端沒有砂粒排出，當流量增大到1.4 mL/min時，開始有少量砂粒排出，隨著流量繼續(xù)增大，產(chǎn)出液中砂粒逐漸增多；開始泡沫酸攜砂試驗后，巖心B出口端有大量砂粒隨泡沫一同產(chǎn)出，當泡沫流量為1.0 mL/min時， 20 mL產(chǎn)出液中出砂量高達15.5 g。分析原因認為：1)泡沫酸的黏度比地層水大得多，對地層砂摩擦阻力大，容易攜帶地層砂；2)泡沫酸通過多孔介質(zhì)孔喉時產(chǎn)生的賈敏效應對孔喉砂粒具有破壞、搬運作用；3)泡沫酸在出口處膨脹而產(chǎn)生助排作用[12]。由試驗結果及分析可知，泡沫酸在流動過程中的攜砂能力比地層水強得多，可以將近井地帶的污染物高效攜帶至井筒中，從而降低油井的表皮系數(shù)，提高生產(chǎn)能力。

2.3.2 懸砂試驗

由于泡沫酸黏度大，砂粒體積和質(zhì)量小，導致其在泡沫酸中的沉降速度很小，難以通過試驗直接測量。為此，先利用多管黏滯系數(shù)測量儀測量泡沫流體的黏度，再根據(jù)黏度進行反算獲得砂粒的沉降速度。試驗用水為鄭411西區(qū)地層水，試驗溫度為65 ℃，試驗步驟如下[13]：將100 mL的泡沫酸溶液加入攪拌器中，以8 000 r/min的轉速充氮氣攪拌30 min，泡沫體積穩(wěn)定后，倒入多管黏滯系數(shù)測量儀，測量不同時刻的泡沫質(zhì)量[14-15]，記錄不同時刻小球在泡沫酸中的降落時間，根據(jù)斯托克斯公式[15]計算砂粒在泡沫酸中的沉降速度。

不同泡沫質(zhì)量下的泡沫酸黏度如圖4所示。從圖4可以看出，隨著泡沫質(zhì)量的增大，泡沫酸黏度逐漸增加，當泡沫質(zhì)量增大到0.85時黏度達到最大，隨后逐漸減小。根據(jù)斯托克斯公式分別計算直徑分別為1，2和3 mm的砂粒在不同泡沫質(zhì)量下的沉降速度，結果如圖5所示。

從圖5可以看出，砂粒沉降速度隨泡沫質(zhì)量的增大而逐漸減小，當泡沫質(zhì)量為0.85時達到最小值，隨后逐漸增加；砂粒直徑越大沉降速度越快。由此可見，砂粒沉降速度取決于泡沫質(zhì)量和砂粒直徑，但總的來說砂粒在泡沫酸中的沉降速度較慢，砂粒的沉降速度可以忽略不計。

3 現(xiàn)場應用

截至2015年3月，泡沫酸解堵技術已在鄭411西區(qū)應用12井次，平均生產(chǎn)周期延長71 d，周期產(chǎn)油量增加1 080 t，生產(chǎn)過程中的動液面和供液能力均得到明顯提升，有效解除了近井地帶的堵塞傷害，取得了良好的施工效果，提高了稠油油藏的生產(chǎn)能力。

鄭411西區(qū)中部某蒸汽吞吐水平井完鉆井深1 790.00 m，射孔井段1 423.96～1 738.24 m，完井方式為礫石充填篩管完井。該水平井鉆井周期長、儲層膠結疏松和原油黏度大，導致近井地帶堵塞嚴重，第一吞吐周期產(chǎn)能受到嚴重影響，生產(chǎn)周期僅為119 d；動液面低，開井60 d后動液面小于1 000 m；液量低且遞減快，平均產(chǎn)液量40.6 m3/d，平均月遞減率32.5%。研究發(fā)現(xiàn)，近井地帶污染致使油井生產(chǎn)壓差大，從而導致動液面低，供液能力差，極大地制約了油井產(chǎn)能，周期產(chǎn)油量僅為2 240.5 t。

3.1 泡沫酸解堵施工

1) 打開井口閘門，從油套環(huán)空注入泡沫進行反循環(huán)洗井，控制泵車排量300～400 L/min，泡沫密度控制在0.4～0.6 kg/L，反循環(huán)一周，清洗井底污染物。

2) 正擠鹽酸氮氣泡沫作為前置液，既可清洗近井地層，又可對高滲部位進行暫堵。

3) 第一次正擠主體酸化氮氣泡沫，然后注入氮氣泡沫8 m3作后置液，密度為0.4～0.6 kg/L，關井反應20 min后油管放噴，然后用氮氣泡沫洗井1周。

4) 第二次正擠主體酸化氮氣泡沫，然后注入氮氣泡沫8 m3作后置液，密度為0.4～0.6 kg/L，關井反應40 min后采用氮氣泡沫大排量反循環(huán)洗井，直至進出口流體密度一致。

5) 上提管柱20 m，用氮氣泡沫大排量反循環(huán)洗井，直至進出口流體密度一致；上提管柱30 m，用氮氣泡沫大排量反循環(huán)洗井，直至進出口流體密度一致；上提管柱40 m，用氮氣泡沫大排量反循環(huán)洗井，直至進出口流體密度一致。

6) 下抽汲管柱，管柱尾深在1 200 m處，快速抽汲排液，盡快將地層中的殘酸排出。

3.2 施工后生產(chǎn)情況分析

泡沫酸解堵后，該井進入了第二輪次蒸汽吞吐，第二吞吐周期的生產(chǎn)周期延長為202 d，增幅70%；生產(chǎn)能量足，動液面高，周期中有144 d動液面高于1 000 m；產(chǎn)液量高且遞減速度慢，平均產(chǎn)液量47.5 m3/d，平均月遞減率12.9%。措施后動液面顯著提高，供液能力大幅增強，周期產(chǎn)油量3 505.8 t，產(chǎn)油遞減率明顯降低，生產(chǎn)狀況得到明顯改善(見圖6)，說明泡沫酸解堵技術可以有效解除近井地帶的污染。

4 結 論

1) 針對當前稠油油藏水平井近井地帶堵塞嚴重且常規(guī)水基酸化方法酸化不徹底的難題，分析了水基酸液酸化效果差的原因，提出了泡沫解堵和常規(guī)酸化相結合的泡沫酸解堵技術。

2) 借鑒常規(guī)酸化的泡沫評價方法開展了泡沫酸體系的研究，篩選出酸化效果好、泡沫性能穩(wěn)定的泡沫酸體系，并對其攜砂性能和懸砂能力進行了試驗評價，證實了泡沫酸體系有更好的解堵和返排能力，為泡沫酸解堵提供了理論依據(jù)。

3) 泡沫酸解堵技術解決了制約勝利油田鄭411稠油油藏產(chǎn)能的鉆井和生產(chǎn)過程中的污染問題，為其他采用水平井開發(fā)的稠油油藏解除近井地帶堵塞問題提供了技術借鑒。

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[編輯 滕春鳴]

Foamed Acid Plug-Removal Technique for Horizontal Wells in Heavy Oil Reservoirs

Tao Lei1, Li Songyan2, Cheng Shiqing1

(1.CollegeofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing,102249,China; 2.SchoolofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Huadong),Qingdao,Shandong, 266580,China)

In this paper, a series of studies was conducted on the foamed acid plug-removal technique used to to remove near wellbore contaminants in horizontal wells in heavy oil reservoirs .The studies were conducted drilling and production to improve plug removal effects. Based on foam performance evaluation experiments and near wellbore contaminant corrosion tests, the formula of foamed acid system was optimized with the heavy oil reservoirs in the west of Block Zheng 411 as the examples. The sand pack core flooding experiment and foamed acid viscosity test were conducted on foamed acid to study its sand carrying and suspending capacities. The optimized formula was good in foaming properties with foaming volume of 380 mL and half-life time of 450 s. It was excellent in terms of sand carrying and suspension capacity. Its maximum viscosity was 2 629 mPa·s, and the sand settling velocity in the foamed acid could be ignored. This technique was applied in 12 wells in the west of Block Zheng 411. Thus, production cycle was extended by 71 d and the oil incremental per cycle averaged 1 080 t. It was shown that this technique could remove the near wellbore contaminants of horizontal wells in heavy oil reservoirs efficiently and greatly increase oil production.

heavy oil reservoirs; horizontal well; foamed acid; plug removal

2015-03-10；改回日期：2015-11-15。

陶磊(1981—)，男，山東泰安人，2004年畢業(yè)于石油大學(華東)石油工程專業(yè)，2009年獲中國石油大學(華東)油氣田開發(fā)工程專業(yè)博士學位，高級工程師，主要從事提高采收率方面的研究工作。

國家自然科學基金項目“泡沫酸在多孔介質(zhì)中流動規(guī)律研究及過程模擬”(編號：50876115)部分研究內(nèi)容。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201506014

TE254

A

1001-0890(2015)06-0076-05

聯(lián)系方式：(010)89734978，taolei2365@163.com。