油田廢棄井改造成地?zé)峋乃畬铀嵯捶桨秆芯?/h1>
2021-04-09 00:48:34王登峰王培義
地質(zhì)與勘探 2021年2期
王登峰，王培義
(中國石化集團新星石油有限責(zé)任公司,北京 100083)
0 引言
油田廢棄井改造技術(shù)是重新利用報廢井的經(jīng)濟價值，將其進行二次開發(fā)并深度挖掘可利用價值資源的一種手段(甄華和莫中浩，2007；鄧春來，2008；閆家泓等，2007;劉均榮，2013)。油田廢棄井改造為地?zé)峋夹g(shù)主要應(yīng)用于完鉆后未鉆遇油氣層或鉆遇情況差、不具有投產(chǎn)開采價值的探井及產(chǎn)量低于經(jīng)濟極限的井(王社教等，2004；劉澍和劉鐵敏，2014，董秋生等，2016)。目前廢棄井改造成地?zé)峋闹饕に嚵鞒贪ň谡?、泵室段改造、壓力恢?fù)測試、酸洗井、測井、下電泵、抽水測試等(環(huán)衍忠等，2002；闞長賓等，2008；卜憲標等，2011，王培義等，2017)，但一直未形成系統(tǒng)改造方案設(shè)計方法。本文以中原油田東濮106井為例，探索廢棄井改造方案設(shè)計方法，通過實驗，并對實驗數(shù)據(jù)進行詳細分析，選擇出最優(yōu)酸洗改造方案，再應(yīng)用于現(xiàn)場，對東濮地區(qū)廢棄井酸洗改造方案的設(shè)計具有引導(dǎo)意義。
1 東濮106井地質(zhì)工程概況
中原油田東濮106井自上而下鉆遇新生界第四系、新近系及古近系，古生界二疊系、石炭系、奧陶系及寒武系(梁富康,2010;尹萬才和彭濤，2015，王培義等，2017)。根據(jù)東濮106井的單井綜合柱狀圖(圖1)可知，古生界石炭系-二疊系之下發(fā)育奧陶系，其石炭系-二疊系巖性主要為暗色泥巖，厚度約為200 m，相對于下部碳酸鹽巖溶熱儲是良好的隔熱保溫層，從而形成了東濮106井下部良好的熱儲蓋組合。
東濮106井位于東濮區(qū)塊，是一口勘探井，其井身結(jié)構(gòu)圖如圖2所示。該井于1985年10月鉆至井深3938.55 m時完鉆，完井技術(shù)為裸眼完井。工作人員通過分析該井試井所得到的參數(shù)發(fā)現(xiàn)：油氣測試井段所在地層為奧陶系，未見油氣反應(yīng)。但在測試過程中產(chǎn)出較豐富的水，產(chǎn)水量可達124.8 m3/d，水溫在90℃左右。東濮106井所鉆遇的奧陶系厚度為600 m以上，通過研究發(fā)現(xiàn)該井酸化改造有利于產(chǎn)出地?zé)崴?，因此改造目的層即為含水層，即奧陶系。東濮106井技術(shù)套管位置下至3147.95 m，靠近奧陶系頂部，該層也為熱水的目的層。由于使用技術(shù)套管隔開目的層資源與上部砂巖，不會出現(xiàn)上下層水互竄導(dǎo)致溫度降低的情況(周曉奇，2018)。
圖1 中原油田東濮106井綜合柱狀圖Fig.1 Stratigraphic column of the well Dongpu 106 in the Zhongyuan oilfield
圖2 東濮106井身結(jié)構(gòu)圖Fig.2 Well structure of the well Dongpu 106
新星石油公司從事中深層地?zé)嵫芯块_發(fā)與利用，根據(jù)地?zé)豳Y源條件和供熱負荷開鉆地?zé)峋?，由地?zé)峋贸槿〉責(zé)崴?，?jīng)地?zé)峁芫W(wǎng)輸送至供熱站，通過換熱器進行熱交換，將地?zé)崴疅崃總鬟f給供暖循環(huán)水，溫度升高的供暖循環(huán)水經(jīng)過供熱管網(wǎng)輸送至熱用戶，供用戶使用(李曦濱,2000;周總瑛，2015；馬偉斌，2016；光新軍和王敏生，2016；李亞琛等，2016)。東濮106井未見油氣反應(yīng)，成為油田廢棄井，經(jīng)初步判斷，該井經(jīng)過改造后，可產(chǎn)出用于供暖的地?zé)崴?，為當?shù)鼐用穸竟┡峁嵩?，從而實現(xiàn)廢棄井的重新利用，并產(chǎn)生良好的經(jīng)濟效益。
2 東濮106井水樣及垢樣分析
2.1 東濮106井產(chǎn)出水水樣分析
依據(jù)SY/T5523-92《油氣田水分析方法》對東濮106井產(chǎn)出水進行了離子含量分析，分析數(shù)據(jù)見表1。產(chǎn)出水呈淡黃色，透明度為清，無氣味，無沉淀物，pH值6.0，呈弱酸性，密度為1.05 g/cm3，礦化度比較高。產(chǎn)出水中含鐵元素(3.62 mg/L)相對比較高，而通常地層水中極少存在天然的鐵元素，通過分析可以得到：產(chǎn)出水中存在一定含量的鐵元素表示發(fā)生著金屬的腐蝕；產(chǎn)出的熱水水質(zhì)比較差(毛平平，2007)。
表1 東濮106井產(chǎn)出水離子分析
2.2 東濮106井垢樣分析
應(yīng)用美國OLI公司開發(fā)研制的Scale Chem軟件，對東濮106井產(chǎn)出水的水樣進行了結(jié)垢趨勢分析及成垢類型的初步判定，產(chǎn)出水結(jié)垢趨勢圖如圖3。軟件分析表明：產(chǎn)出水的SI值為0.36，存在較強的結(jié)垢趨勢，其結(jié)垢類型以碳酸鈣為主，并且水樣中還有較強的硫酸鈣和碳酸亞鐵結(jié)垢趨勢。因此，在正常生產(chǎn)情況下，應(yīng)定期對井筒進行除垢處理(魏翠，2015)。
應(yīng)用XD-2型X射線衍射儀分析巖樣及懸浮物礦物，可得詳細成分，分別見表2和表3。
圖3 產(chǎn)出水結(jié)垢趨勢圖Fig.3 Scaling trends of producing water
3 酸洗設(shè)計方案
通過上述井口結(jié)垢采樣及地?zé)崴乃畼臃治鲅芯勘砻?，地?zé)崴恼惩痢⑹}含量也相對較高。由于該井儲層巖性為碳酸鹽巖，對強酸和強堿非常敏感，因此所選用的酸洗液體體系需要避免因與儲層發(fā)生反應(yīng)而生成沉淀，從而導(dǎo)致儲層阻塞，這是本次實驗處理儲層的關(guān)鍵部分(王偉等，2012)。
4 酸液體系選擇及酸洗體系添加劑的篩選
通過對該井3350.05～3354.05 m段巖心在90℃采用鹽酸體系、土酸酸液體系、磷酸體系和有機酸酸液體系溶蝕反應(yīng)2h的實驗溶蝕數(shù)據(jù)見表4。
表2 全巖分析X射線衍射報告
以上實驗的反應(yīng)時間均為2 h左右。通過表4數(shù)據(jù)可以看出：鹽酸溶液體系的反應(yīng)速度較快，且無緩速作用；土酸溶液體系的反應(yīng)會生成CaF2這一沉淀物質(zhì)，易堵塞地層，造成產(chǎn)水量降低。通過在酸溶液體系中溶液加入5%緩速酸，可以減緩20 min的反應(yīng)時間；而加了HEDP藥品后，緩速時間為45 min左右，同時溶蝕率急劇上升，表明在該體系下容易發(fā)生地層垮塌的現(xiàn)象。在上述實驗的基礎(chǔ)上又進行了有機酸溶液體系的溶蝕性實驗，在該體系下反應(yīng)時間達100 min，反應(yīng)時間長于其余實驗，減緩效果比較明顯。綜合考慮反應(yīng)溶蝕率、減緩效果及酸洗體系價格等因素后，選擇最為適宜的15% HAc體系作為酸洗液體系。
表4 東濮106井巖屑溶蝕數(shù)據(jù)表
續(xù)表4
通過對東濮106井地質(zhì)資料調(diào)查并結(jié)合該井礦物組分分析，通過巖屑溶蝕試驗，篩選了適于該井解堵的低濃度復(fù)合有機酸。該酸液體系屬于緩速有機酸種類，具有酸洗反應(yīng)速率小、反應(yīng)半徑長、在不產(chǎn)生沉淀物的同時不易造成地層垮塌等優(yōu)點。實驗數(shù)據(jù)表明低濃度有機酸復(fù)合溶液體系的前期反應(yīng)速度為稀土酸溶液體系反應(yīng)速度的1/4，稀土酸溶液體系在高溫下30min內(nèi)即停止反應(yīng)，并產(chǎn)生大量沉淀反應(yīng)物，低濃度復(fù)合有機酸120min仍在反應(yīng)，溶蝕量隨時間增加，在整個過程中無明顯二次沉淀產(chǎn)生(圖4)。
圖4 東濮106井溶蝕率試驗曲線Fig.4 Dissolution rate curves of well Dongpu 106
4.1 緩蝕溶劑的篩選
選擇3種前期應(yīng)用效果較好的水溶性酸化緩蝕劑進行實驗，該實驗按照《酸化緩蝕劑技術(shù)要求》(Q/SH 0352-2010)執(zhí)行，實驗溫度模擬地層水溫度為90℃(表5)。工作人員觀察這三種緩蝕劑在15%HAc溶液體系中的緩蝕效果。
通過對實驗數(shù)據(jù)進行分析可以看出，緩蝕劑A溶劑溶蝕速度過快，不能達到現(xiàn)場的使用條件。而緩蝕劑B溶劑和C溶劑的靜態(tài)溶蝕效果均優(yōu)于A溶劑，緩蝕劑C溶劑的效果略優(yōu)于緩蝕劑B溶劑。三個濃度中，濃度為1.0%時效果最好，濃度升高，腐蝕速率有所增大。經(jīng)過工作人員綜合分析考慮，決定將緩蝕劑濃度定為0.5%。
4.2 酸液表面活性劑的篩選
為了提高殘酸返排速度，防止二次傷害的發(fā)生，酸液必須具有較低的表界面張力——液體會產(chǎn)生使表面盡可能縮小的力，這個力稱為“表面張力”。不同于界面張力，表面是特殊的界面，界面是指任何兩相間的分隔區(qū)域，包括氣固界面、氣液界面、液液界面、液固界面、固固界面。
表5 緩蝕劑結(jié)果
以前采用的非離子、陰離子表面活性劑雖能將界面張力降至1×10-3N·m-1以下，但是表面張力降低的程度卻比較有限，只能達到30×10-3N·m-1左右。從20世紀80年代以來，科學(xué)人員發(fā)現(xiàn)了含氟表面活性劑，它能將表面張力降至16×10-3N·m-1左右，隨后該添加劑廣泛運用于油田開發(fā)。
含氟表面活性劑雖然性能優(yōu)良，但也存在成本高、界面張力性能不好等缺點，我們以該類表面活性劑為主劑，進行了低表界面添加劑的研究。研究表明，F(xiàn)C-01為初步篩選的全氟表面活性劑，其降低表面張力性能優(yōu)良、水溶性也較好，選擇OP-10和ABS與全氟表面活性劑進行復(fù)配。采用國產(chǎn)JZY-180界面張力儀，測定不同濃度全氟表面活性劑、OP-10、ABS的表面張力和界面張力，結(jié)果見圖5、圖6
圖5 0.2%ABS復(fù)配FC-01表界面張力曲線Fig.5 Surface and interface tension curves of compounding FC-01 with 0.2% ABS
和圖7?？梢?.02%氟表面活性劑+0.2%常用表面活性劑在降低表面張力和界面張力性能方面都比較突出，F(xiàn)C-01和ABS復(fù)配效果尤其明顯，可作為酸液中低表面和界面張力劑。
圖6 0.2%OP-10復(fù)配FC-01表界面張力曲線Fig.6 Surface and interface tension curves of compounding FC-01 with 0.2% OP-10
圖7 OP-10與ABS不同比例復(fù)配FC-01Fig.7 Compounding FC-01 with different proportions of OP-10 and ABS
表面活性劑是油層解堵的必要助劑，活性劑性能的好與差對施工后期的生產(chǎn)或殘酸返排起到非常關(guān)鍵的作用。結(jié)合本次實驗中的巖屑和泥漿樣，對所用的低濃度有機緩速酸采用FC-01和ABS復(fù)配效果尤其明顯，可作為酸液中低表界面張力劑。
4.3 配伍性實驗
通過酸液體系和緩蝕劑篩選，酸液溶劑的主體配方為15% HAc與0.5%緩蝕劑(B溶劑和C溶劑混合液)，并相應(yīng)添加粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑和鐵離子穩(wěn)定劑等藥品。考察其室溫及地層條件溫度90℃下的配伍性，結(jié)果如表6和圖8、圖9所示。
表6 配伍性實驗結(jié)果
圖8 室溫，48 h后配伍性實驗現(xiàn)象Fig.8 Phenomena of post-compatibility experiment after 48 h at room temperature
試驗結(jié)果可以看出，緩蝕劑C在高溫下與體系不配伍，易產(chǎn)生油狀物堵塞地層，因此最終選定B作為體系緩蝕劑，15%HAc與0.5%緩蝕劑B溶劑，并添加粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑和鐵離子穩(wěn)定劑等藥品作為試劑溶液。
依據(jù)東濮106井室內(nèi)敏感性評價實驗、水樣分析、酸液體系和添加劑的篩選結(jié)果，最終選用配方為5%HAc與0.5%緩蝕劑B溶劑，并添加粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑和鐵離子穩(wěn)定劑等藥品。結(jié)合現(xiàn)場試水層位，決定對該井奧陶系裸眼層段(3148.0～3550.0 m)試水前進行酸洗解堵處理，以達到增加試水層產(chǎn)液量的目的。
圖9 90℃，6 h后后配伍性實驗現(xiàn)象Fig.9 Phenomena of post-compatibility experiment after 6 h at 90℃
根據(jù)現(xiàn)場條件，還需要配比酸性溶液處理劑，其用量設(shè)計見下表7。
表7 處理劑用量設(shè)計
根據(jù)上述實驗數(shù)據(jù)表明，主體酸溶液體系的主要成分有緩速酸、表活劑、鐵離子穩(wěn)定劑、有機溶劑、緩蝕阻垢劑以及防膨劑。
5 現(xiàn)場應(yīng)用
在12月21日8∶00至25日8∶00，工作人員下入Φ90 mm 尖鉆頭×0.23 m，配套使用Φ73 mm偏梯扣油管與油管掛，將管鞋位于3549.43 m井深處。然后采用清水為溶液進行反洗井操作，清水用量為60 m3。清洗井深度為3549.43 m，泵壓達到3.0MPa，清水排量為500 L/min，洗至井口出水與進水水質(zhì)基本上相一致。
工作人員對目的層進行酸化，層位為奧陶系，井段為3148.0～3550.0 m，完井方式為裸眼完井，目的層厚度為402.0 m。酸化前置酸用量為10 m3，正替清水用量11 m3，采用泵壓為3 MPa、排量為300 L/min的參數(shù)，關(guān)井反應(yīng)1.5小時的方式進行酸化。
接下來需要排出殘余酸溶液，采用泵壓5 MPa，排量500 L/min的方式，并使用60 m3清水反洗井，排出殘余的酸溶液，直至進出口水質(zhì)一致，洗井深度為3549.43 m。
工作人員于12月28日8∶00～30日8∶00對東濮106井的溫度和壓力進行測量。12月30日8∶00～1月1日20∶00再次對溫度和壓力進行測量。同時對該井進行抽水測試，井口溢流。累計測試抽水230 m3，水溫在58.9～61.4℃。經(jīng)工作人員認證，確認該井達到改造預(yù)期目標。
6 結(jié)論
(1)東濮106井未見油氣產(chǎn)出，但通過油氣井測試發(fā)現(xiàn)有大量地?zé)崴a(chǎn)出，水溫和水量條件較好，且距離居民聚集區(qū)較近，有改造成地?zé)峋匦率褂玫目赡苄裕梢赃_到節(jié)約成本和增加經(jīng)濟效益的目的。
(2)酸液體系選擇時，經(jīng)研究，選擇溶蝕率適中的15% HAc體系。該酸液體系屬于緩速有機酸系列，具有反應(yīng)速率較小，反應(yīng)半徑較長，在不產(chǎn)生沉淀物的同時不易造成地層垮塌等優(yōu)點。
(3)緩蝕劑濃度選擇為0.5%，表面活性劑采用FC-01和ABS，可作為酸液中低表界面張力劑。最終配方采用15% HAc與0.5%緩蝕劑(B溶劑)，并相應(yīng)添加粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑和鐵離子穩(wěn)定劑等藥品。
(4)經(jīng)過現(xiàn)場應(yīng)用，表明實驗室內(nèi)配比的主體酸溶液成分比例恰當，現(xiàn)場應(yīng)用效果較好，可以達到改造預(yù)期的目標，即該方案可以作為本地區(qū)內(nèi)廢棄油井酸洗改造的方案。
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圖1 中原油田東濮106井綜合柱狀圖Fig.1 Stratigraphic column of the well Dongpu 106 in the Zhongyuan oilfield
圖2 東濮106井身結(jié)構(gòu)圖Fig.2 Well structure of the well Dongpu 106
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2 東濮106井水樣及垢樣分析
2.1 東濮106井產(chǎn)出水水樣分析
依據(jù)SY/T5523-92《油氣田水分析方法》對東濮106井產(chǎn)出水進行了離子含量分析，分析數(shù)據(jù)見表1。產(chǎn)出水呈淡黃色，透明度為清，無氣味，無沉淀物，pH值6.0，呈弱酸性，密度為1.05 g/cm3，礦化度比較高。產(chǎn)出水中含鐵元素(3.62 mg/L)相對比較高，而通常地層水中極少存在天然的鐵元素，通過分析可以得到：產(chǎn)出水中存在一定含量的鐵元素表示發(fā)生著金屬的腐蝕；產(chǎn)出的熱水水質(zhì)比較差(毛平平，2007)。
表1 東濮106井產(chǎn)出水離子分析
2.2 東濮106井垢樣分析
應(yīng)用美國OLI公司開發(fā)研制的Scale Chem軟件，對東濮106井產(chǎn)出水的水樣進行了結(jié)垢趨勢分析及成垢類型的初步判定，產(chǎn)出水結(jié)垢趨勢圖如圖3。軟件分析表明：產(chǎn)出水的SI值為0.36，存在較強的結(jié)垢趨勢，其結(jié)垢類型以碳酸鈣為主，并且水樣中還有較強的硫酸鈣和碳酸亞鐵結(jié)垢趨勢。因此，在正常生產(chǎn)情況下，應(yīng)定期對井筒進行除垢處理(魏翠，2015)。
應(yīng)用XD-2型X射線衍射儀分析巖樣及懸浮物礦物，可得詳細成分，分別見表2和表3。
圖3 產(chǎn)出水結(jié)垢趨勢圖Fig.3 Scaling trends of producing water
3 酸洗設(shè)計方案
通過上述井口結(jié)垢采樣及地?zé)崴乃畼臃治鲅芯勘砻?，地?zé)崴恼惩痢⑹}含量也相對較高。由于該井儲層巖性為碳酸鹽巖，對強酸和強堿非常敏感，因此所選用的酸洗液體體系需要避免因與儲層發(fā)生反應(yīng)而生成沉淀，從而導(dǎo)致儲層阻塞，這是本次實驗處理儲層的關(guān)鍵部分(王偉等，2012)。
4 酸液體系選擇及酸洗體系添加劑的篩選
通過對該井3350.05～3354.05 m段巖心在90℃采用鹽酸體系、土酸酸液體系、磷酸體系和有機酸酸液體系溶蝕反應(yīng)2h的實驗溶蝕數(shù)據(jù)見表4。
表2 全巖分析X射線衍射報告
以上實驗的反應(yīng)時間均為2 h左右。通過表4數(shù)據(jù)可以看出：鹽酸溶液體系的反應(yīng)速度較快，且無緩速作用；土酸溶液體系的反應(yīng)會生成CaF2這一沉淀物質(zhì)，易堵塞地層，造成產(chǎn)水量降低。通過在酸溶液體系中溶液加入5%緩速酸，可以減緩20 min的反應(yīng)時間；而加了HEDP藥品后，緩速時間為45 min左右，同時溶蝕率急劇上升，表明在該體系下容易發(fā)生地層垮塌的現(xiàn)象。在上述實驗的基礎(chǔ)上又進行了有機酸溶液體系的溶蝕性實驗，在該體系下反應(yīng)時間達100 min，反應(yīng)時間長于其余實驗，減緩效果比較明顯。綜合考慮反應(yīng)溶蝕率、減緩效果及酸洗體系價格等因素后，選擇最為適宜的15% HAc體系作為酸洗液體系。
表4 東濮106井巖屑溶蝕數(shù)據(jù)表
續(xù)表4
通過對東濮106井地質(zhì)資料調(diào)查并結(jié)合該井礦物組分分析，通過巖屑溶蝕試驗，篩選了適于該井解堵的低濃度復(fù)合有機酸。該酸液體系屬于緩速有機酸種類，具有酸洗反應(yīng)速率小、反應(yīng)半徑長、在不產(chǎn)生沉淀物的同時不易造成地層垮塌等優(yōu)點。實驗數(shù)據(jù)表明低濃度有機酸復(fù)合溶液體系的前期反應(yīng)速度為稀土酸溶液體系反應(yīng)速度的1/4，稀土酸溶液體系在高溫下30min內(nèi)即停止反應(yīng)，并產(chǎn)生大量沉淀反應(yīng)物，低濃度復(fù)合有機酸120min仍在反應(yīng)，溶蝕量隨時間增加，在整個過程中無明顯二次沉淀產(chǎn)生(圖4)。
圖4 東濮106井溶蝕率試驗曲線Fig.4 Dissolution rate curves of well Dongpu 106
4.1 緩蝕溶劑的篩選
選擇3種前期應(yīng)用效果較好的水溶性酸化緩蝕劑進行實驗，該實驗按照《酸化緩蝕劑技術(shù)要求》(Q/SH 0352-2010)執(zhí)行，實驗溫度模擬地層水溫度為90℃(表5)。工作人員觀察這三種緩蝕劑在15%HAc溶液體系中的緩蝕效果。
通過對實驗數(shù)據(jù)進行分析可以看出，緩蝕劑A溶劑溶蝕速度過快，不能達到現(xiàn)場的使用條件。而緩蝕劑B溶劑和C溶劑的靜態(tài)溶蝕效果均優(yōu)于A溶劑，緩蝕劑C溶劑的效果略優(yōu)于緩蝕劑B溶劑。三個濃度中，濃度為1.0%時效果最好，濃度升高，腐蝕速率有所增大。經(jīng)過工作人員綜合分析考慮，決定將緩蝕劑濃度定為0.5%。
4.2 酸液表面活性劑的篩選
為了提高殘酸返排速度，防止二次傷害的發(fā)生，酸液必須具有較低的表界面張力——液體會產(chǎn)生使表面盡可能縮小的力，這個力稱為“表面張力”。不同于界面張力，表面是特殊的界面，界面是指任何兩相間的分隔區(qū)域，包括氣固界面、氣液界面、液液界面、液固界面、固固界面。
表5 緩蝕劑結(jié)果
以前采用的非離子、陰離子表面活性劑雖能將界面張力降至1×10-3N·m-1以下，但是表面張力降低的程度卻比較有限，只能達到30×10-3N·m-1左右。從20世紀80年代以來，科學(xué)人員發(fā)現(xiàn)了含氟表面活性劑，它能將表面張力降至16×10-3N·m-1左右，隨后該添加劑廣泛運用于油田開發(fā)。
含氟表面活性劑雖然性能優(yōu)良，但也存在成本高、界面張力性能不好等缺點，我們以該類表面活性劑為主劑，進行了低表界面添加劑的研究。研究表明，F(xiàn)C-01為初步篩選的全氟表面活性劑，其降低表面張力性能優(yōu)良、水溶性也較好，選擇OP-10和ABS與全氟表面活性劑進行復(fù)配。采用國產(chǎn)JZY-180界面張力儀，測定不同濃度全氟表面活性劑、OP-10、ABS的表面張力和界面張力，結(jié)果見圖5、圖6
圖5 0.2%ABS復(fù)配FC-01表界面張力曲線Fig.5 Surface and interface tension curves of compounding FC-01 with 0.2% ABS
和圖7?？梢?.02%氟表面活性劑+0.2%常用表面活性劑在降低表面張力和界面張力性能方面都比較突出，F(xiàn)C-01和ABS復(fù)配效果尤其明顯，可作為酸液中低表面和界面張力劑。
圖6 0.2%OP-10復(fù)配FC-01表界面張力曲線Fig.6 Surface and interface tension curves of compounding FC-01 with 0.2% OP-10
圖7 OP-10與ABS不同比例復(fù)配FC-01Fig.7 Compounding FC-01 with different proportions of OP-10 and ABS
表面活性劑是油層解堵的必要助劑，活性劑性能的好與差對施工后期的生產(chǎn)或殘酸返排起到非常關(guān)鍵的作用。結(jié)合本次實驗中的巖屑和泥漿樣，對所用的低濃度有機緩速酸采用FC-01和ABS復(fù)配效果尤其明顯，可作為酸液中低表界面張力劑。
4.3 配伍性實驗
通過酸液體系和緩蝕劑篩選，酸液溶劑的主體配方為15% HAc與0.5%緩蝕劑(B溶劑和C溶劑混合液)，并相應(yīng)添加粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑和鐵離子穩(wěn)定劑等藥品。考察其室溫及地層條件溫度90℃下的配伍性，結(jié)果如表6和圖8、圖9所示。
表6 配伍性實驗結(jié)果
圖8 室溫，48 h后配伍性實驗現(xiàn)象Fig.8 Phenomena of post-compatibility experiment after 48 h at room temperature
試驗結(jié)果可以看出，緩蝕劑C在高溫下與體系不配伍，易產(chǎn)生油狀物堵塞地層，因此最終選定B作為體系緩蝕劑，15%HAc與0.5%緩蝕劑B溶劑，并添加粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑和鐵離子穩(wěn)定劑等藥品作為試劑溶液。
依據(jù)東濮106井室內(nèi)敏感性評價實驗、水樣分析、酸液體系和添加劑的篩選結(jié)果，最終選用配方為5%HAc與0.5%緩蝕劑B溶劑，并添加粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑和鐵離子穩(wěn)定劑等藥品。結(jié)合現(xiàn)場試水層位，決定對該井奧陶系裸眼層段(3148.0～3550.0 m)試水前進行酸洗解堵處理，以達到增加試水層產(chǎn)液量的目的。
圖9 90℃，6 h后后配伍性實驗現(xiàn)象Fig.9 Phenomena of post-compatibility experiment after 6 h at 90℃
根據(jù)現(xiàn)場條件，還需要配比酸性溶液處理劑，其用量設(shè)計見下表7。
表7 處理劑用量設(shè)計
根據(jù)上述實驗數(shù)據(jù)表明，主體酸溶液體系的主要成分有緩速酸、表活劑、鐵離子穩(wěn)定劑、有機溶劑、緩蝕阻垢劑以及防膨劑。
5 現(xiàn)場應(yīng)用
在12月21日8∶00至25日8∶00，工作人員下入Φ90 mm 尖鉆頭×0.23 m，配套使用Φ73 mm偏梯扣油管與油管掛，將管鞋位于3549.43 m井深處。然后采用清水為溶液進行反洗井操作，清水用量為60 m3。清洗井深度為3549.43 m，泵壓達到3.0MPa，清水排量為500 L/min，洗至井口出水與進水水質(zhì)基本上相一致。
工作人員對目的層進行酸化，層位為奧陶系，井段為3148.0～3550.0 m，完井方式為裸眼完井，目的層厚度為402.0 m。酸化前置酸用量為10 m3，正替清水用量11 m3，采用泵壓為3 MPa、排量為300 L/min的參數(shù)，關(guān)井反應(yīng)1.5小時的方式進行酸化。
接下來需要排出殘余酸溶液，采用泵壓5 MPa，排量500 L/min的方式，并使用60 m3清水反洗井，排出殘余的酸溶液，直至進出口水質(zhì)一致，洗井深度為3549.43 m。
工作人員于12月28日8∶00～30日8∶00對東濮106井的溫度和壓力進行測量。12月30日8∶00～1月1日20∶00再次對溫度和壓力進行測量。同時對該井進行抽水測試，井口溢流。累計測試抽水230 m3，水溫在58.9～61.4℃。經(jīng)工作人員認證，確認該井達到改造預(yù)期目標。
6 結(jié)論
(1)東濮106井未見油氣產(chǎn)出，但通過油氣井測試發(fā)現(xiàn)有大量地?zé)崴a(chǎn)出，水溫和水量條件較好，且距離居民聚集區(qū)較近，有改造成地?zé)峋匦率褂玫目赡苄裕梢赃_到節(jié)約成本和增加經(jīng)濟效益的目的。
(2)酸液體系選擇時，經(jīng)研究，選擇溶蝕率適中的15% HAc體系。該酸液體系屬于緩速有機酸系列，具有反應(yīng)速率較小，反應(yīng)半徑較長，在不產(chǎn)生沉淀物的同時不易造成地層垮塌等優(yōu)點。
(3)緩蝕劑濃度選擇為0.5%，表面活性劑采用FC-01和ABS，可作為酸液中低表界面張力劑。最終配方采用15% HAc與0.5%緩蝕劑(B溶劑)，并相應(yīng)添加粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑和鐵離子穩(wěn)定劑等藥品。
(4)經(jīng)過現(xiàn)場應(yīng)用，表明實驗室內(nèi)配比的主體酸溶液成分比例恰當，現(xiàn)場應(yīng)用效果較好，可以達到改造預(yù)期的目標，即該方案可以作為本地區(qū)內(nèi)廢棄油井酸洗改造的方案。
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