邓志颖,张随望,宋昭杰,王尔珍,杨乾隆,吴文超

(1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西 西安710018; 2.中国石油 长庆油田分公司 油气工艺研究院,陕西 西安 710018;3.中国石油 长庆油田分公司 第十采油厂,甘肃 庆阳 745100; 4.陕西明德石油科技有限公司,陕西 西安710018)

鄂尔多斯盆地环江油田主要开发层系为三叠系延长组,以铁方解石胶结相和长石溶蚀相为主,储层砂岩粒度细、矿物组成复杂、填隙物含量高,非均质性强;平均孔隙度10.9%,平均渗透率0.43×10-3μm2,为典型的超低渗岩性油藏[1-2]。受储层物性及注入水水质等影响,注水井吸水不均现象和欠注问题日益严重,造成油井产量递减快。近年来,围绕该区块欠注问题投入了一系列酸化增注措施,取得了一定效果,但仍存在措施有效期短(平均79 d)、有效率低(平均73.0%)和多次增注无效等问题,主要原因是:① 欠注井多次重复酸化,伤害半径越来越大,同时常规酸液体系因其螯合金属离子能力较差,在地层酸化后,产生二、三次沉淀,造成储层伤害;② 储层非均质性强,指进现象严重,常规酸化技术不能有效改善吸水剖面,导致酸化效果差,对应油井受效率低[3];③ 常规酸化工艺复杂,占井周期长,动回迁难度大。因此,本文结合目标油田储层特征[4],针对以上问题,研究提出了一种不停井、不动管柱、连续注入酸液和分流剂的在线分流酸化增注技术,配套研制了一种多元缓速螯合酸COA-1S和一种新型的水溶性分流剂COA-1P,通过室内实验和现场应用证明该技术能在解决注水井欠注问题并有效改善吸水剖面,同时还能实现注水井不停注和将螯合酸原液及分流剂同注入水一起注入井筒的“一步施工”,具有较好的现场推广应用前景[5-6]。

1 在线分流酸化机理和适应性

1.1 分流酸化原理

酸液线性流过产层小段时符合达西定律,而要让酸液均匀进入每一小层(或小段),达到均匀解堵的目的,就必须满足各小层(或小段)单位面积上注酸速度相同[7],即满足下列关系:

式中:K1,K2,Ki,KN为介质(各产层岩心)渗透率,10-3μm2;Δp1,Δp2,Δpi,ΔpN为介质(各层)压差,MPa;μ1,μ2,μi,μN为液体粘度,mPa·s;L1,L2,Li,LN

为施加压差的距离,m;N为总层数,无量纲。

由于各小层(段)物性受天然裂缝发育程度、伤害程度、所含流体的压缩性、流体粘度等的影响而各不相同[8],上式在仅采用常规酸化时不能成立,因此应考虑采用暂堵或分流技术。

在线分流酸化是施工过程中不起下管柱,在注酸的同时注入分流剂的工艺。酸液与分流剂随注入水到达地层,由于液体流动遵循最小阻力原理,酸液和分流剂首先进入高渗层,进而对高渗层进行封堵,迫使酸液流向低渗层,对低渗层进行有效溶蚀改造,逐步改变进入各小层的酸量,达到各层均匀改造的目的[9-10],从而有效消减指进现象,实现有效注水。

1.2 螯合酸性能评价

通过酸液对Ba2+,Ca2+,Fe3+,Al3+离子的螯合性能对比分析,从表1可以看出,螯合酸COA-1S较土酸和多氢酸沉淀抑制更强,螯合金属阳离子的性能更好;同时,随溶液pH值升高,COA-1S对Ba2+的沉淀抑制率增加,说明随着酸液消耗,酸液的减少和pH值的改变不会降低其螯合能力,产生的络合物稳定性极强,螯合酸COA-1S直至酸液消耗殆尽都能有效防止二、三次沉淀的产生,为在线分流现场酸化不返排施工提供了有力保障。

在60 ℃条件下,参考SY/T 5405—1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》测定浓度为50%的螯合酸COA-1S对N80钢片和管柱涂层脱落的挂片的腐蚀率,测得腐蚀速率分别为0.289 5 g/(m2·h)和0.367 5 g/(m2·h),仅为行业一级标准[3.0 g/(m2·h)]的10%,说明COA-1S对管柱腐蚀影响性极小,这为在线分流酸化现场施工时不动管柱提供了依据。

表1 螯合酸COA-1S与其他酸液螯合性能评价Table 1 Chelating performance evaluation of chelating acid COA-1S and other acid fluids

图1 水溶性白色微粒溶解情况与pH值关系Fig.1 Solubility of water-soluble white particles vs.pH valuesa.分流剂+自来水;b.分流剂+10 mL螯合酸COA-1S;c.第一次加100 mL淡水,pH值小于1;d.第二次加300 mL淡水,pH值等于4;e.第三次加500 mL淡水,pH值等于5;f.第四次加1 000 ml淡水,pH等于7

1.3 分流剂性能评价

分流剂COA-1P是一种盐类物质,为无色透明液体,密度为1.07 g/cm3。通过对分流剂溶解性评价,结果如图1所示,分流剂COA-1P与自来水混合后呈澄清透明状态,与螯合酸COA-1S混合后产生均匀分布的白色细小微粒;随着混合溶液中自来水的增加,溶液pH值逐渐升高,白色微粒逐渐溶解;至pH=7时,微粒完全溶解。该现象说明分流剂COA-1P分散性较好,与常规暂堵酸化相比,其酸化施工结束后分流剂无需返排,可指导现场工艺流程。现场施工时应首先向地层注入螯合酸COA-1S解除近井地带污染,再加入分流剂,两者产生化学微粒暂时封堵高渗层,迫使酸液流向低渗层,进而改善注水井纵向吸水剖面,最后恢复正常注水,解除分流剂对高渗层的堵塞。

表2 粒径分布测定情况Table 2 Measurement of particle size distribution

为了充分了解分流剂COA-1P在酸液中的微粒分布情况,采用激光粒度仪分别对不同浓度螯合酸COA-1S和不同浓度分流剂COA-1P的混合溶液的粒径分布进行检测(表2),由结果可知,所产生的白色微粒粒径主要分布在10～100 μm,目标油藏孔喉主要分布在0.22～33.82 μm,因此可以通过调节酸液和分流剂浓度来实现粒径的大小控制,达到桥架暂堵的效果。

1.4 配伍性评价

分别在20 ℃和60 ℃条件下,将研制的螯合酸COA-1S和分流剂COA-1P与注入水、地层水进行配伍性试验。结果表明,在不同温度下,两种液体与注入水、地层水配伍性较好,无沉淀、无悬浮物、液体清澈透明。

2 在线分流酸化模拟实验

为进一步验证该技术的可行性,从目标区块选取两块不同渗透率的岩心进行并联岩心流动实验[13-14],研究分流酸化的可行性。实验装置采用自行研制的多功能分流酸化实验仪,实验温度模拟地层温度60 ℃。实验结果见图2和表3。

通过岩心注酸和分流剂的实验压力变化曲线(图2)可以看出,两块岩心在注50%的COA-1S酸液后,1#岩心压力变化较小,2#岩心压力下降明显,表明酸液主要进入了2#岩心;在注入6%的分流剂COA-1P后,两块岩心的压力波动较大,且随着分流剂和酸液注入量的增加而继续上升,表明COA-1P起到了暂堵的作用;过酸后注地层水,压力迅速下降,说明起到封堵效果的COA-1P分流剂被水溶解,COA-1P具有较好水溶性,正常注水时分流剂不堵塞地层。

通过分流酸化实验前后渗透率对比结果可见(表3),1#岩心和2#岩心酸化后渗透率分别增加了10.5倍和3.1倍,说明分流剂有效封堵了2#岩心,且两块岩心均得到了充分酸化。因此,在线分流酸化技术在环江油田进行降压增注施工是可行的。

3 现场应用实例

3.1 选井原则

① 固井质量好、套管完好、可测吸水剖面的水井;② 笼统注水井或者最大水嘴大于8 mm的分注井;③ 层间或者小层吸水不均,且各措施层距离小于15 m的注水井; ④ 注采关系良好,注水井周围对应的生产井组含水低于80%或者含水上升较慢的生产井组; ⑤ 油藏孔喉主要分布在1～100 μm的注水井。

图2 H2井岩心注酸压力变化曲线Fig.2 The plot showing the pressure fluctuation with acid injection into the core of Well H2

表3 H2岩心分流酸化实验结果Table 3 Experimental results of diversion acidification in Well H2 core

3.2 现场施工基本情况及分析

环江油田虎2区H5井主要开发长63层,该井平均孔隙度10.6%,平均渗透率0.20×10-3μm2,射孔段为深度2 625～2 636 m和2 640～2 644 m两段;该井于2015年10月射孔酸化投注,采用笼统注水,注水初期油压15.8 MPa,套压15.6 MPa,日配注20 m3/d,日注水20 m3/d,随注水时间延长,注水压力逐渐上升;2017年初油套压分别达到19.1 MPa和19.0 MPa,吸水剖面显示该井呈正韵律吸水,以油层底部高渗带吸水为主。2017年10月15日,对环江油田H5井进行了在线分流酸化现场施工(图3)。施工步骤如下:① 试压挤注。② 注第一段酸液,正替酸+挤酸,清除地层堵塞,降低注水压力,施工排量1.0～3.0 m3/h,酸水配比为1 ∶1.5,累计注液量12 m3,其中4.8 m3酸液从水井测试阀门挤入,7.2 m3水从正常流程注入。③ 注第二段塞,正挤分流剂+酸,分流剂2 m3,施工排量为1.0 m3/h;酸液2.4 m3,施工排量1.2m3/h。④ 注第三段塞,正挤酸液:施工排量1.2～3.0 m3/h,酸水配比为1 ∶1,其中10.2 m3酸液从油管挤入,10.2 m3水从阀组间向套管注入。⑤ 恢复注水流程,注水压力为16.5 MPa,瞬时流量为1.0 m3/h。

图3 在线分流酸化施工流程Fig.3 Flowchart of diversion acidizing treatment online

由施工曲线(图4)可以看出:

1) 在注酸+分流剂段塞时,地层压力从15.3 MPa上升到17.3 MPa,说明分流剂起到了有效堵塞高渗透层的作用。

2) 酸化结束时停泵压力为16.5 MPa,恢复注水流程后,注水压力从17.3 MPa下降到16.5 MPa,目前注水压力14.9 MPa,对比措施前注水压力下降4.2 MPa,说明酸液解堵效果明显。

3) 酸化施工中无泄压、无起下管柱、换酸液和返排步骤,大大简化了常规分流酸化工序,缩短施工周期,降低安全环保风险,同时,在酸化过程中可边注酸边注水,施工不停注,不影响注水井的正常注水作业。

3.3 剖面调整情况

通过对在线分流酸化前后吸水剖面的测试对比(图5),可以看出,措施前该井呈正韵律吸水,上段(深度2 628～2 638 m)严重弱吸水,下段高渗带(深度2 638～2 643 m)指进吸水特征明显,最大吸水强度3.47 m3/m·d,吸水程度仅为28.5%;在线分流酸化后H5井上、下段吸水均匀,平均吸水强度1.42 m3/m·d,吸水程度为50.9%;由此说明在线分流酸化实现了纵向的均匀布酸,改善了纵向吸水剖面,解决了油层纵向的非均质问题。

3.4 增注效果

由在线分流酸化前后注水曲线(图6)可以看出,酸化前油压19.1 MPa,日配注25 m3/d,日注水15 m3/d,酸化后油压14.9 MPa,日配注25 m3/d,日注水25 m3/d,吸水指数增加了约2倍,降压增注效果显著。

图4 H5井在线分流酸化施工曲线Fig.4 The plot displaying the diversion acidizing online treatment of Well H5

图5 H5井吸水剖面图Fig.5 Water injection profile of Well H5

图6 H5井在线分流酸化前后注水曲线Fig.6 Water injection plot of Well H5 before and after online diversion acidification

4 结论

1) 在线分流酸化增注技术施工简便,效率高,大大简化了常规分流酸化工序,缩短施工周期,降低安全环保风险。

2) 通过对比实验得出螯合酸COA-1S具有较好的缓蚀性、缓速性及螯合能力,可减缓酸岩反应速率,延长酸化距离,达到深穿透的目的,同时能对金属离子具有较好的螯合能力,可降低酸化后的二次沉淀的产生,达到在线酸化工艺的要求。

3) 研制的水溶性分流剂COA-1P与酸液接触能产生直径在10～100 μm化学微粒,能实现对高渗带的堵塞,迫使酸液流向低渗带,从而改善注水井纵向吸水剖面,同时该分流剂能在地层水、注入水中完全溶解,不会对地层造成二次堵塞。

4) 在线分流酸化增注技术在环江油田先导性试验取得成功,证明该技术对此类油藏具有较好的适用性。