张志军，张建文，王世宇，王 团

（延长油田股份有限公司 靖边采油厂，陕西 榆林718500）

化学剂的运用能极大程度的改善地层渗透性，在泡沫及其选择性稳定性作用下能大大减少用量，产生暂时性封堵效应，以至于将改性泡沫效应发挥到极致[1]。复合泡沫酸解堵的作用机理：（1）酸化前置液中有机溶剂对有机沉积物通过增溶、卷离、降低界面张力等作用，将有机沉积物及束缚水排出地层，达到疏通孔隙孔道的目的。（2）主酸液主要由HCl、HF及添加剂组成，可有效溶解地层粘土矿物、悬浮物和细菌，并对泥浆及垢晶体具有较强溶解能力。（3）泡沫酸具有良好的缓速作用，能够使工作液进入油层深部，达到油层深部解堵的目的，泡沫具有暂堵高渗层的作用，解堵时使解堵剂在油层中分布均匀，有效解除中低渗透层堵塞；同时注入大量泡沫可以增大油层能量，有利于反应后残酸返排，减少酸化残渣在油层中滞留，降低了油层伤害[2-4]。

在油层解堵、防腐、清防蜡等需要运用多种改性泡沫酸化学剂[5]。而基于储层保护的主动性，储层保护类注水井解堵体系化学剂研制前景最为广泛，本文基于现场实际，在基础化学理论帮助下针对低渗透油田解堵体系研制展开实验分析讨论。

1 原理及研究区简介

1.1 广义储层堵塞原因概况

油气田的开发需要钻井、储层改造、工具下入等一系列工序。而漫长的开采调整还可能注入各种化学助剂，并在人工异常高压下强化地层能量，实现原油的驱替开采。例如钻井过程中需要运用不同体系的泥浆进行不断循环以稳定井壁。而添加了加重材料、增粘剂、降滤失剂等有机聚合物后的渗透性液体会在井筒附近形成泥饼，在滤失作用下，一定程度侵入地层导致污染。而配套的固井作业因为启泵循环，会把一定的残留泥浆、水泥灰挤入地层裂隙，进一步加强地层渗透性的损坏。后续的储层改造中，通常进行酸化压裂施工，而压裂液及其酸液会溶解地层矿物，将原本钻井污染物携带至更深处。而压裂液又分为变粘滑溜水和粉剂聚合物混配压裂液。通常含有胍胶、田菁胶、聚丙烯酰胺等不同物质，在复杂地质流体情况下还会使其发生更加复杂的变化[6]。在不同工况下，压裂液的破胶不彻底或者不及时发生反应，在驱替力不足时会发生地层渗透性的不可逆损坏。而在开发环节，由于需要补充地层能量，需要进行采出水的处理和回注，但油田水的污染物复杂，夹杂有大量的细菌。其中SRB硫酸盐还原菌就会诱发不同程度的金属腐蚀并诱发大量重金属离子沉淀[7]。有害物伴随着前期有机污染物会形成多重污染交互作用，在FeSO4作用下形成污染物机械堵塞。大规模损伤储层，造成不可逆损失。

1.2 研究区油层污染原因分析

据取芯资料显示，研究井区砂岩储层主要涵盖灰白色、绿灰色（含油为棕褐色）细砂岩，顶部有薄层砾岩夹中砂岩，中上部主要为细砂岩，下部为细砂岩夹粉砂岩薄层，并有极少量灰绿色泥岩。东1-10H井水平段平均孔隙度为7.9%，渗透率为8.2mD，储集层物性差，属于中低孔低渗储集层。

钻井原因 研究区东1-10H井投产初期由于产量明显低于相邻井。反查钻井数据可知，钻井液体系运用了磺化聚合物，平均密度为1.20g·cm-3，而钻遇目的层的压力系数为0.79，因为当时技术所限，水平段仅有313.8m，水平段穿越钻井时间长，有轻微井漏，无其他故障复杂发生。后续固井电测反应质量欠缺，因为全井打钻未出现或异常高压，所以判定邻井筒存在泥饼压入渗滤性污染地层，钻井液中固相颗粒沉淀和水泥灰倾入导致地层吼道堵塞。地质因素判定以高岭石为主的黏土矿物运移或水化膨胀也会导致本井不同程度污染。

生产因素 东1-10H井2014年投产，初始日产油2t，含水率高达84.94%。而到2017年再次测定时产层压力系数降至0.72，且化验产层产出水密度与地层水密度接近。判定该井油层局部发生水淹，以至于初始开采时高含水。在2017年11月进行检管作业时发生异常工况导致清水修井液漏失45.2m3，后续的2018年因为地层亏空，由间抽改为关井。因为综合资料表明，东河砂岩油层属于中等偏强水敏性储集层，所以综合判定该井在开发生产过程中产生了储层伤害。

2 解堵实验分析

通常进行建议的常规酸化技术能快速进行解堵，但研究井储层物性差、综合开采过程中含水较高、水平段射孔长，而当前的产层压力系数极低。运用酸化作业效果预期不好，且成本较高。而选用酸量有限，解堵效果可控的泡沫缓速酸能充分利用泡沫流体密度低、气体膨胀能力强、返排效果好等综合优势，弱化土酸等常规化学剂的二次伤害，综合作用于储层深部，彻底进行地层解堵[8]。

2.1 实验仪器及药品

本实验运用K系列快开反应釜（上海霍桐实验仪器）；电位滴定仪（瑞士万通）；S49-A旋振筛（天津宝强化工）；泡沫稳定性评价装置（海安县石油科研仪器）；石油分流实验仪器台架（昆山安科隆科）。

实验药剂选用改性泡沫酸、净化水、HJF-5起泡剂、滴定标准液等。

2.2 反应原理

实验反应原理如下：

在此进行垢样成分分析，确定研究井垢样成分复杂，属于有机垢及无机垢（碳酸盐钙、镁和铁化合物）互相包容型。且存在较少量的原油高凝点有机组分。而在地层水硬度离子过饱和后沉积有碳酸盐钙、镁垢。而具有磁性的铁化合物为腐蚀发生残留的Fe2O3、FeO产物。运用电子天平和试剂分析手段进行数据核算迭代后，最终确立如下垢样组成：水不溶物重量百分含量99.7%，其中有机物含量7.1%，无机物含量92.9% (其中CaCO3含量93.6%，FeO含量0.40%，FeS含量0.25%，酸不溶物含量5.75%)，油污含量0.2%。

基于垢样组成，选用的泡沫酸配方体系为：土酸酸液（2%HF+10%HCl）+1%起泡剂+2%TW铁离子稳定剂+2%TCS黏土稳定剂+2%ACI缓蚀剂+5%甲醇防水锁剂（均为质量浓度）。同时实验使用厂家提供合规的起泡剂、ACI缓蚀剂、TW铁离子稳定剂和TCS黏土稳定剂均为水溶性液体。在此进行水体配伍性、泡沫稳定性和分流能力实验评价。

3 结果与讨论

3.1 复合改性泡沫解堵剂配伍性评价实验

任何化学剂都需要与介质液体接触。而复合改性泡沫解堵剂需要与地层水充分混合接触。确保在地层温度环境下，受其他离子干扰时，相应溶液在一定时间内不发生沉淀分层而导致效果丧失。取现场井筒采出液在恒温反应釜中进行30、40、50℃3种前提下的8、12h配伍性观测实验，结果见表1。

表1 配伍性实验观测情况Tab.1 Compatibility experiment observation

由表1结果可知，3份采出液样在模拟井温下均呈现浑浊状态，有少许絮状物。但放至8、12h后光照观测，均未发现明显沉淀分层现象。判定为该体系解堵剂配伍性良好。

3.2 泡沫稳定性能评价实验

起泡后的泡沫密度、稳定性和时间延迟性时刻关系到解读反应全过程。所以需要进行当前起泡剂（ABS）和稳定剂（黄原胶）的筛选性实验，本次选用半衰期数据作为评定标准，结果见表2、3。

表2 不同浓度起泡剂的起泡性能（50℃）Tab.2 Foaming performance of different concentrations of foaming agent（50℃）

由表2可知，0.2%起泡剂浓度前提下会诱导起泡体积成较大增长趋势，后续继续增长药剂浓度，其相应起泡体积增加不显著，实验现场确认最佳起泡剂浓度为0.2%，而成本核算后能得出相应域度的放宽。

通过表3数据可知，加入不同浓度的稳泡剂后，其起泡体积变化不明显，但其对泡沫半衰期影响较大，通过实验判断，稳泡剂浓度为0.2%时为最佳浓度。

表3 稳泡剂浓度对泡沫稳定性的影响数据Tab.3 Effect of foam stabilizer on foam stability

3.3 分流能力评价实验

泡沫真实作用环节会对不同孔隙环境下的流道产生影响，其中如何保证泡沫酸药剂延展更深，作用更远，需要进行真实情况下的岩心作用反应。测定均质人造岩心两块渗透率分别为13.1和102.3mD，并联放置在实验台架上，运用一定压力进行泡沫驱替实验，并进行30min·组-1的数据记录，表征分流情况，见图1。

图1 泡沫酸对不同渗透率岩心的选择性分流实验Fig.1 Selective shunt experiment of foam acid for different permeability cores

由图1可知，高、低渗透率岩心分流量变化趋势剧烈，测算为19倍，而泡沫量的不断注入导致分流量呈现明显归一化变化，数据表征为高渗岩心的分流量为低渗岩心的1.7倍，综合证明，泡沫酸会进行最优通道选择，开始时进入高渗透层进行作用，封堵相应孔隙。而后降低相应高渗层注入量，由于泡沫酸的选择转向作用，其开始进行低渗透层的反应，随即进行相应注入量的提高；最终酸液的反应和流道都较为均匀的进入高、低渗透层。证明该种体系能完好的作用，起到暂堵分流的效果。在酸化作用中能较为高效的实现酸液的分流，避免酸液剧烈和过量的进入高渗层，从而改善低渗层的酸化效果。

其次，运用泡沫酸进行油水层的选择性分流实验。选取98.9和99.1mD渗透率前提下的饱和水人造岩心两块进行并联放置，运用一定压力进行泡沫驱替实验，并进行30min·组-1的数据记录，表征分流情况，结果见图2。

图2 泡沫酸对油水层的选择性分流实验Fig.2 Selective shunt experiment of foam acid for oil-water layer

由图2可知，饱和油岩心的分流数据量相对饱和水岩心的分流量明显较高，综合论证泡沫酸对油水层同时具有极强的选择性。可以判定泡沫酸具有遇油消泡，遇水稳定的特性。当泡沫流体以一定流量注入油层时，由于泡沫流体在含油介质中稳定性转弱，多重泡沫发生大规模破裂，以至于渗流阻力减小，油层的注入量显著提高；当相关化学剂进入水层时，由于泡沫酸中的气泡稳定存在，在贾敏效应作用下，渗流阻力会明显增加，水层的注入量会显著减小。证明真实井况下泡沫流体对水层具有较强的封堵能力，对油层的封堵能力较弱，从而使得酸液选择性进入油层，优化改善油层的酸化施工效果。

4 应用效果

在明确解堵复合泡沫酸作用机理及作用效果的情况下，进行实施施工验证。由东1-10H井2018年7月进行的泡沫酸化施工结果可知，按照施工流程消耗300m3泡沫酸药剂后，预算其平均酸化半径达到1.5m，整体施工压力仅为53~65MPa。而施工排量达到0.5~1.2m3·min-1。施工完毕进行常规30min焖井，放喷返液350m3，测定pH值为7。彻底残酸返排率为100%，判定酸化后增产效果判定合格。随后根据日产油0.53t升至105.76t。测定含水率由原先94.73%降为11.87%，截止目前累计增加产油达9500t。

5 结语

（1）进行水体配伍性、泡沫稳定性和分流能力实验评价可知，8和12h后光照观测，均未发现明显沉淀分层现象。判定为该体系解堵剂配伍性良好。起泡剂浓度在0.2%的情况下，即可诱导起泡体积呈较大增长趋势，后续继续增长药剂浓度，起泡体积增加并不显著，实验现场确认最佳起泡剂浓度为0.2%。分流能力评价实验表明，该体系能完好的作用，起到暂堵分流的效果。在酸化作用中能较为高效的实现酸液的分流，避免酸液剧烈和过量的进入高渗层，从而改善低渗层的酸化效果。

（2）东1-10H井的试验表明，0.5~1.2m3·min-1施工排量下进行300m3泡沫酸药剂注入，整体施工压力仅为53~65MPa。彻底残酸返排率为100%，判定酸化后增产效果判定合格。