孫 林，孟向麗，蔣林宏，劉常清，張 寧

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司，天津 300452；2.中國(guó)石油大學(xué)(北京)，北京 102249；3.中海石油(中國(guó))有限公司，天津 300452)

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渤海油田注水井酸化低效對(duì)策研究

孫 林1，孟向麗1，蔣林宏2，劉常清3，張 寧3

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司，天津 300452；2.中國(guó)石油大學(xué)(北京)，北京 102249；3.中海石油(中國(guó))有限公司，天津 300452)

針對(duì)渤海油田注水井酸化低效的問題，分析了其產(chǎn)生原因，并提出了綜合對(duì)策：海上油田日注水量較大，在注入水水質(zhì)相同的情況下，儲(chǔ)層傷害更為嚴(yán)重，因此，建立了更加嚴(yán)格的注入水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)；加入有機(jī)處理劑前置段塞，加強(qiáng)有機(jī)解堵，并防止原油與酸液反應(yīng)形成酸渣；在原有酸液體系中加入表面活性劑，增強(qiáng)酸化洗油處理；采用多元復(fù)合酸體系解決渤海油田無機(jī)垢、注水污油、微粒運(yùn)移、泥質(zhì)堵塞等綜合傷害問題；在不改變現(xiàn)有注水流程情況下，使用注水井在線酸化工藝，克服平臺(tái)作業(yè)空間小的問題，同時(shí)提高酸化處理規(guī)模。綜合對(duì)策經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，日注水量和視吸水指數(shù)較以往酸化提高了1.1～2.0倍，酸化有效期延長(zhǎng)了50%以上。該技術(shù)對(duì)國(guó)內(nèi)外類似油田的開發(fā)具有借鑒意義。

注水井；酸化；多元復(fù)合酸；在線酸化；渤海油田

0 引 言

渤海油田主要包括蓬萊19-3、綏中36-1、秦皇島32-6等數(shù)個(gè)億噸級(jí)大油田，油田多為中高孔、中高滲疏松砂巖稠油油藏，在渤海已開發(fā)的油田中，疏松砂巖稠油油藏占80%左右[1-2]。從20世紀(jì)80年代起，海上油田開始規(guī)模實(shí)施酸化技術(shù)[3-7]，取得了較為明顯的增產(chǎn)增注效果。但目前渤海油田注水井面臨酸化低效的問題，平均有效期為3～4個(gè)月，部分井甚至不到1個(gè)月，造成平臺(tái)施工作業(yè)量增加，作業(yè)成本攀升。為解決該問題，針對(duì)注水水質(zhì)、注采強(qiáng)度、酸化規(guī)模等渤海油田酸化低效原因，提出了改善注水水質(zhì)、加強(qiáng)有機(jī)解堵及酸化洗油處理、酸液體系升級(jí)和注水井在線酸化工藝等對(duì)策，以提高渤海油田注水井酸化效果。

1 注水井酸化低效原因

1.1 注水水質(zhì)因素

渤海油田多采用油田生產(chǎn)污水和水源井水混合注入方式，但水質(zhì)長(zhǎng)期不達(dá)標(biāo)，含有大量懸浮固體和油污，容易產(chǎn)生鐵氧化物、碳酸鹽等無機(jī)垢?jìng)蜌堄嘤臀廴?，可引起?chǔ)層滲透率顯著降低，注水壓力上升[8]。

1.2 注采強(qiáng)度因素

強(qiáng)注強(qiáng)采是海上油田的普遍生產(chǎn)方式，為彌補(bǔ)地層虧空，平均單井日注水量為400 m3/d以上[9]。強(qiáng)注強(qiáng)采，特別是在注入水長(zhǎng)期沖刷和反復(fù)酸化溶蝕下，易導(dǎo)致微粒運(yùn)移及出砂現(xiàn)象，造成注水壓力快速升高。

1.3 酸化規(guī)模因素

目前海上油田受平臺(tái)空間限制，主體酸液用量多為20～60 m3，酸化半徑多為1 m左右，僅可解決近井筒周圍的部分儲(chǔ)層傷害，而堵塞還會(huì)不斷累積，因此，渤海油田酸化有效期越來越短。

1.4 其他因素

儲(chǔ)層方面，渤海油田儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，生產(chǎn)過程中極易造成微粒運(yùn)移傷害和泥質(zhì)堵塞傷害。其次，渤海油田注水井多為油井轉(zhuǎn)注井，注水層位存在一定的殘余油，且地層原油黏度較高，有機(jī)質(zhì)含量高，部分油田還存在酸值含量高[10]的特點(diǎn)，容易形成乳化堵塞。

2 注水井酸化低效對(duì)策

2.1 改善注水水質(zhì)

海上油田的日注水量是陸地油田的十余倍至幾十倍，堵塞沉積量和污染帶半徑相應(yīng)也更大。因此，考慮到日注水規(guī)模，針對(duì)不同滲透率地層建立了更為嚴(yán)格的注水水質(zhì)指標(biāo)(表1)。

2.2 加強(qiáng)有機(jī)解堵

針對(duì)儲(chǔ)層有機(jī)堵塞，同時(shí)為防止原油與酸液反應(yīng)形成酸渣，一般采取增加有機(jī)處理劑前置段塞的措施。但常規(guī)有機(jī)處理劑主要以油相為主，由于油水密度差異，存在有機(jī)處理劑難以注入的問題。

表1 海上碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)

渤海油田有機(jī)處理劑前置段塞的主劑采用ZG有機(jī)處理劑，其成分以聚氧乙烯脂肪胺復(fù)合烴和BoLa表面活性劑為主，由于含有1個(gè)疏水鏈連接2個(gè)親水基團(tuán)構(gòu)成的兩親化合物，所以處理劑除了能溶解原油以外，還可以任意比例分散于注入水中，解決常規(guī)有機(jī)處理劑難以注入的問題。

如表2所示(65 ℃、2 h水浴實(shí)驗(yàn)結(jié)果)，ZG有機(jī)處理劑具有較好的解除有機(jī)垢作用，與注入水的配伍性也較好。

表2 ZG有機(jī)處理劑性能指標(biāo)

2.3 加強(qiáng)酸化洗油處理

針對(duì)儲(chǔ)層殘余油傷害，在酸液體系中增加表面活性劑。采用的表面活性劑為FT-01氟碳表面活性劑，其具有較低的表面張力性能，采用懸滴法測(cè)定0.10%FT-01水溶液的表面張力值為14.85 mN/m。具有較好的洗油作用，針對(duì)N80掛片上以及200目篩網(wǎng)中黏附的現(xiàn)場(chǎng)稠油，經(jīng)過常溫10 min的洗油，便可達(dá)到95%以上的洗油效果。與酸液配伍性好，0.20% FT-01活性酸液表面張力為12.77 mN/m，按現(xiàn)場(chǎng)活性酸與水的常用比例1∶2配制的混合溶液的表面張力為20.19 mN/m，低于常用酸液表面張力值(大于27.00 mN/m)。

2.4 多元化酸液體系

針對(duì)渤海油田注水井存在無機(jī)垢、注水污油、微粒運(yùn)移、泥質(zhì)堵塞等諸多傷害問題，且酸化規(guī)模受平臺(tái)空間限制的問題，研發(fā)了HX-01多元活性酸體系。

HX-01活性酸體系采用多元化成分，包含鹽酸、氟膨酸、三元有機(jī)酸和六元有機(jī)酸等主劑。成分中的鹽酸可清洗鈣質(zhì)；氟膨酸為緩速酸，可溶蝕黏土和長(zhǎng)石，具有黏合疏松砂巖的作用；三元有機(jī)酸和六元有機(jī)酸可快速螯合Ca2+，有效防止與地層中碳酸鹽礦物和注入水產(chǎn)生CaF2二次沉淀。

該組成特點(diǎn)可以減少常用砂巖酸化體系中前置段塞或后置段塞(以鹽酸為主)的使用量，并使用濃縮液設(shè)計(jì)，現(xiàn)場(chǎng)采用平臺(tái)注入水配制或者與注入水混注，降低了常規(guī)配液用水所占的酸罐體積，節(jié)省了平臺(tái)空間。以30 m3活性酸使用量為例，可達(dá)到以往90～150 m3的總酸液的處理規(guī)模。HX-01活性酸水溶液各項(xiàng)性能指標(biāo)如表3所示。

表3 HX-01活性酸液水溶液性能指標(biāo)

2.5 注水井在線酸化工藝

為了配合多元化酸液的使用，克服平臺(tái)作業(yè)空間小的限制，同時(shí)提高酸化處理規(guī)模，采用注水井在線酸化工藝，工藝流程如圖1所示。在采油樹清蠟閥門上單獨(dú)連接在線酸化流程，包括高壓管線、酸化泵、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)(實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)酸化泵注壓力和排量數(shù)據(jù))、低壓管線和35 m3酸化罐。HX-01活性酸和注入水按一定比例在酸化罐中進(jìn)行混合，利用酸化泵增壓后和注入水一起混注，其中注入水替代了以往的配液水。該酸化流程與以往流程相比，簡(jiǎn)化了酸化作業(yè)設(shè)備，同時(shí)擴(kuò)大了酸化處理規(guī)模，縮短恢復(fù)注水時(shí)間，降低了因開關(guān)注水井產(chǎn)生的壓力激動(dòng)影響。

圖1 渤海油田在線酸化流程

3 應(yīng)用效果

多元復(fù)合酸體系于2015年8月在B油田13井和S油田15井進(jìn)行了試驗(yàn)應(yīng)用，效果優(yōu)良。日注水量和視吸水指數(shù)較往次酸化提高1.1～2.0倍，酸化有效期延長(zhǎng)50%以上。

以B油田13井為例。該井射開油層的斜深為2 626.3～2 651.0 m，有效射孔厚度為20.4 m，孔隙度為21.2%～26.3%，滲透率為25.2×10-3～289.9×10-3μm2，泥質(zhì)含量為16.2%～31.1%。該井存在注水無機(jī)垢和污油傷害、有機(jī)質(zhì)堵塞及泥質(zhì)堵塞問題，曾進(jìn)行過2次酸化，但酸化有效期都較短，僅為36～39 d。該井第3次酸化采用了多元復(fù)合酸體系，首先泵注20 m3的ZG有機(jī)處理劑段塞，泵注排量從0.24 m3/min提高至0.32 m3/min，泵注壓力從11.7 MPa降至10.3 MPa，近井地層滲流環(huán)境明顯改善。然后按照酸液和注入水1∶1的混注比例，在線泵注28 m3的HX-01活性酸液，注入壓力為10.3 MPa，泵注排量從0.32 m3/min提高至0.64 m3/min，施工效果顯著。第3次酸化相對(duì)前2次酸化的有效期延長(zhǎng)了172%以上，酸化后日注入量提高1.35倍以上，視吸水指數(shù)提高1.66倍(相對(duì)第2次酸化)，3次酸化效果對(duì)比如表4所示。

表4 B油田13井酸化效果對(duì)比(截至2015年12月9日)

4 結(jié) 論

(1) 渤海油田注水井酸化面臨酸化低效等問題，目前平均有效期為3～4個(gè)月左右，部分井甚至不到1個(gè)月。

(2) 渤海油田注水井酸化低效原因主要包括：注入水水質(zhì)差；注采強(qiáng)度過大，使儲(chǔ)層變得疏松，極易出砂；酸化規(guī)模小，無法解決遠(yuǎn)井地層傷害；儲(chǔ)層物性影響及轉(zhuǎn)注措施影響。

(3) 針對(duì)渤海油田酸化低效問題，提出了綜合對(duì)策，包括改善注入水水質(zhì)、加強(qiáng)有機(jī)解堵及酸化洗油處理、酸液體系升級(jí)和注水井在線酸化工藝。綜合對(duì)策取得了較好的效果，酸化后日注水量和視吸水指數(shù)較往次酸化提高了1.1～2.0倍，酸化有效期延長(zhǎng)50%以上。

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編輯 孟凡勤

20151109；改回日期：20160317

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”子課題“海上油田化學(xué)驅(qū)配套技術(shù)”(2011ZX05024-004-09)

孫林(1983-)，男，工程師，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事海上油氣田酸化壓裂工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.035

TE357.46

A

1006-6535(2016)03-0144-04