[来源：石油钻采工艺]作者：杨军征1、王北芳2、王满学3、张建利1　张现民1（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊　；2.中国石油乍得项目部，北京　；3.西安石油大学，陕西西安　）

摘要：

乍得BR盆地M4区块M-4井区各井在钻完井过程中，油藏受到严重污染，导致该井区各井投产后单井产量远低于试油产量，甚至远低于相邻位置较差的M-1井区单井产量，部分井不能正常生产。对于砂岩油藏，酸化是解除钻完井地层污染、提高单井产量最常用的方法，但是由于乍得限制液体酸的进口，无法进行常规的液体酸酸化解堵作业。提出了固体酸解堵乍得油藏无机污染的思路，并结合室内试验对固体酸解堵体系配方进行了优选。

正文:

M4区块是中石油在乍得BR盆地的乍得一期项目主力区块，于年5月投产。M-4井是该区块的发现井，由于整个BR盆地地质情况较为复杂，产层非均质性强，缺乏相邻区块的资料支持，导致该井区油藏在钻井过程中受到污染；另外该井区完井后压井时间较长，完井液对地层也造成了一定的污染。M-4井区几口井投产后产量远低于试油产量，也远低于同一区块相邻位置较差的M1井区单井产量。

试井数据显示，目前整个乍得一期已完成测试资料解释报告的油藏小层中，污染层占58%。其中表皮因子大于5的层占38%。M区块污染层占65%，其中表皮因子大于5的层占40%；M-4井区测试5层，表皮因子均大于5，说明储层污染伤害十分严重。

由于乍得对液体酸的进口有所限制，而其他物理解堵方式对堵塞情况改善有限，提出了针对M-4井区的固体酸解堵的思路，并对解堵工艺进行了优选，优化了解堵体系配方。

1　储层特征

1.1　储层物性

M4区块主力油藏埋深~m，压力梯度0.99，地层温度67℃，为正常温压系统。储集层主要是扇三角洲前缘河道砂，岩性主要为细砂岩、粉细砂岩和泥质砂岩。砂体横向连续性，单砂层平均厚度约2.8m，最大厚度8.0m。取心资料和测井解释，储层孔隙度分布范围为15%~24%，平均为18.4%；空气渗透率分布范围为20~mD，平均为mD。

1.2　储层敏感性评价

区块岩心敏感性评价表明，部分储层中到强碱敏，中到强水敏，中等盐敏；另外由于部分地层含有斜绿泥石、伊利石-蒙脱石以及高岭石，在酸化时需要考虑添加适当的抑制剂防止由于酸敏造成的油藏污染。

1.3　区块试井及解释情况

M4区块目前对M-4井及M-5井进行了试井，产油最高分别可达.m3/d及.77m3/d；解释渗透率.3~.8mD；表皮因子5.13~44.92，表明地层存在较为严重的污染。

2　生产过程中存在的问题

从生产情况来看，位于构造高点的M-4井和M-5井年平均日产油仅为15.64　m3和34.03m3，产量远低于测试时的产量。M5井投产以来由于地层污染供液不足，多次关井恢复压力；M4-3井由于投产时发生溢流，使用密度1.16kg/m3压井液压井后，造成地层堵塞，投产后液面低，多次关井恢复压力；M4井储层物性较好，试油时自喷日产量最高达百余方，解释米采油指数1.57m3/（d·MPa·m），但是由于在完井过程中多次使用密度1.07kg/m3压井液压井，导致投产时不能自喷生产，重复射孔并电泵生产后日产量不到20m3，解释米采油指数0.28m3/（d·MPa·m）。

生产情况说明由于地层污染单井产能未能完全释放，需要实施解堵作业来提高单井产量。

3　固体酸酸化体系优化

由岩心组成分析可知，乍得油田储层主要由石英、长石组成，黏土含量较高，孔隙度、渗透率纵向差异较大；对于这样的地层宜于采用土酸体系对其进行酸化处理。另外在解除砂岩地层堵塞同时，不能破坏砂岩的基本骨架，以免造成二次破坏及污染［1］。提出依次注入前置酸—主体酸—后置酸的酸化解堵工艺，配套添加各种添加剂。

本研究将在实验的基础上对固体酸体系配方进行优化。

3.1　前置酸配方优化

前置酸一方面可以解除压裂液滤饼对地层的伤害、溶解地层中的部分碳酸岩岩心；另一方面也可以避免主体酸体系中氢氟酸与岩心矿物生成氟化物沉淀。为了使固体盐酸达到液体盐酸的前置液相当的溶蚀效果，通过岩心溶蚀实验确定了酸液组成和浓度。

由于国内对砂岩油藏的前置液通常使用12%盐酸+4%甲酸钠体系，本实验也将与该配方进行对比优化。通过实验发现当固体酸浓度大于12.94%后，固体酸+4%甲酸钠体系对岩心的溶蚀率基本不变，且与12%盐酸+4%甲酸钠体系相当；继续实验发现对于固体盐酸—甲酸钠体系，该体系的岩心溶蚀率大致随甲酸钠浓度的增加而下降。分析其原因，在于固体盐酸—甲酸钠体系，固体盐酸的岩心溶蚀能力大于原位生成的甲酸的溶蚀力；由于甲酸钠的存在会消耗一部分固体盐酸，因而该体系呈现上述规律。所以，前置酸可应用13%固体盐酸与等质量的添加剂混合液（固体盐酸质量分数6.5%）。

3.2　主体酸的筛选及配方优化

由于常规的土酸体系在较高的地层温度下对砂岩的溶蚀率很大，有可能导致岩心骨架破坏，因而，不适用于乍得油田砂岩解堵。自生土酸体系中胶囊酸-胶囊含氟盐体系，在乍得油田地层温度下溶蚀率较低；另外，胶囊残渣量大有可能产生地层二次堵塞，因而，此体系也不适合。

经过筛选，固体盐酸—固体含氟化合物组成的固体自生土酸解堵体系可以满足乍得油田现场的需求，且具有较好的解堵性能，综合乍得项目现场情况，推荐固体盐酸—固体含氟盐或固体盐酸—固体氟硼酸盐体系。在本研究中，固体含氟盐选用氟化铵，固体氟硼酸盐选用氟硼酸铵。

3.2.1　固体盐酸—固体含氟化合物体系优化　在固体盐酸浓度不变的条件下，改变氟化铵浓度，岩心溶蚀实验结果如图1。

由图1可见，对于固体盐酸—固体含氟盐体系，在相同溶蚀时间下，体系对岩心的溶蚀速率随着含氟盐浓度增大而增大；从溶蚀速率的增长梯度来看，含氟盐浓度为4%时，体系对岩心的溶蚀速率随着溶蚀时间呈现较大的增长幅度。因此，对于固体盐酸+固体含氟盐体系，选择浓度4%的固体含氟盐与适当比例的固体盐酸等质量比混合。

选定固体含氟盐浓度后，对固体盐酸浓度进行优选实验，结果如图2所示。

由图2可见固体盐酸的浓度对岩心溶蚀率随固体盐酸浓度的增加而增加；考虑到固体盐酸浓度大，成本增加、腐蚀也比较严重。因此，固体盐酸+固体含氟盐体系中选择20%的固体盐酸与4%含氟盐按等质量比混合。

3.2.2　固体盐酸+固体氟硼酸盐体系优化　同样，在固体盐酸浓度不变的条件下，改变氟硼酸铵浓度，岩心溶蚀实验结果如图3所示。

由图3可知，对于固体盐酸+固体氟硼酸盐体系，岩心的溶蚀率随氟硼酸盐的浓度的增加而增大。氟硼酸盐浓度为3%与4%时，岩心溶蚀率相差不太大，综合考虑成本因素，选定浓度为3%固体氟硼酸盐与适当浓度的固体盐酸等质量混合。

选定固体氟硼酸盐浓度后，对固体盐酸浓度进行优选实验，结果如图4所示。

考虑到固体盐酸的浓度增大，成本增大，同时对设备的腐蚀也会增加。综合考虑，选定浓度为18%的固体盐酸与3%的氟硼酸盐等质量混合。

3.2.3　固体体系无机解堵实验　膨润土是钻井液的主要成分，为了探讨固体盐酸解堵体系对钻井液残留物的解堵效果。以膨润土作为研究对象，考察了固体盐酸解堵体系对其溶蚀性能。

由图5可知，对于固体盐酸+固体氟硼酸盐体系，岩心的溶蚀率随氟硼酸盐的浓度的增加而增大。氟硼酸盐浓度为3%与4%时，岩心溶蚀率相差不太大，综合考虑成本因素，选定浓度为3%固体氟硼酸盐与适当浓度的固体盐酸等体积混合。从图5可以看出2种固体酸体系对钻井液残留物都具有较强的解堵能力。故主体酸为：20%的固体盐酸+4%含氟盐或18%的固体盐酸+3%氟硼酸盐。

3.3　后置酸配方筛选

后置酸的目的是驱替残液远离井筒地带，避免

残酸在近井地带产生沉淀。后置酸一般采用氯化铵

溶液、稀盐酸溶液、醋酸溶液或盐酸与有机酸的混合

溶液等。

在本研究中，后置酸与前置酸配方相同，其主体配方为：13%的固体盐酸与等体积的添加剂混合液。

3.4　添加剂的优选

为了更好地发挥主酸液的解堵作用，选择合适添加剂是非常重要的。所以对以下几种添加剂进行了优选：（1）酸化用缓蚀剂；（2）酸化用铁离子稳定剂；（3）破乳—助排剂；（4）黏土稳定剂。3.4.1　缓蚀剂优选　采用挂片实验对缓蚀剂HS-1，YHS-2和MNX对主体酸的缓蚀效果进行了实验研究，结果如图6、图7。

由上图可知缓蚀剂YHS-2的缓蚀性能最好；当YHS-2的添加量为0.5%时，可以满足一级标准要求［3］。3.4.2　铁离子稳定剂优选　采用石油行业酸化用铁离子稳定剂性能评价方法［1］,对现场使用的３种不同厂家的铁离子稳定剂进行性能评价，见表１。

由表1可知，铁离子稳定剂稳定铁离子能力依次为：铁离子稳定剂3#最好，铁离子稳定剂2#次之，铁离子稳定剂1#最差。因此，选择铁离子稳定剂3#作为酸化用铁离子稳定剂。

3.4.3　破乳—助排剂优选　参照中国石油青海油田分公司企业标准［3］对3种不同厂家的酸化用破乳—助排剂进行性能评价。筛选出满足现场实际条件的酸化用破乳—助排剂种类并确定其加量，结果如表2。

可以看出，CX-破乳助排剂的性能最好，平均破乳率为91%。

参照APIRP42推荐原理建立了防乳破乳助排剂性能室内实验方法，在配伍性、热稳定性等方面进行了评定［6］，如表3。

CX-在酸液中溶解分散性好，具有很强的降低表面张力的能力，可提高酸液返排量。将加有0.3%CX-的工作液加入玻璃瓶中，在80℃下恒温5h测定加热前后工作液的表面张力变化。加热前固体盐酸—含氟盐体系工作液的表面张力为28.5mN·m，加热后表面张力为28.6mN·m；加热前固体盐酸—氟硼酸盐体系工作液的表面张力为29.0mN·m，加热后表面张力为29.6mN·m。试验表明，加热前后工作液表面张力基本无变化，热稳定性好。

3.4.4　黏土稳定剂优选　对黏土防膨剂防膨效果进行评价优选［7］，结果如表４。

可见4种黏土稳定剂中BJ-的效果最好，推荐其用量为0.5%。

由以上实验得到固体盐酸酸化体系的配方如下：破乳—助排剂选用CX-，其添加量为0.30%；缓蚀剂选定YHS-2，其添加量为0.5%；酸化用铁离

子稳定剂选用铁离子稳定剂3#，添加量为2.0%，黏土稳定剂选用BJ-，其用量为0.5%。

将各种添加剂同时加入2种固体盐酸解堵体系中，控制酸液温度为75℃，静置24h后无沉淀、无分层现象，说明各种添加剂和酸液体系配伍性能良好。

3.5　固体盐酸解堵体系对岩心溶蚀性能研究

将上述前置酸、主体酸、后置酸以及相应添加剂配成的固体盐酸解堵体系全配方分别进行岩心溶蚀实验，实验结果见表5。

3.6　固体盐酸解堵体系岩心伤害实验

选取从油田现场取回的岩心做20%固体盐酸+4%含氟盐体系的模拟酸化岩心伤害实验［6］。岩心渗透率变化如图8所示。

在实验条件下岩心长度、岩心截面积、流体黏度、压力梯度皆不变，由达西定律可计算出酸化前后岩心渗透率变化比例值：k′=k酸化后渗透率/k酸化前渗透率=9./4.=2.31，说明选择的酸化工艺与酸化体系对岩心具有良好的酸化解堵效果。

4　认识与结论

（1）得到了优选的酸化解堵配方。前置酸配方为6.5%的固体酸体系，主体酸配方为20%的固体酸+4%含氟盐（质量比1∶1），后置液与前置液配方相同。添加剂配方为：0.30%破乳助排剂CX-，0.5%缓蚀剂YHS-2，2.0%酸化用铁离子稳定剂3#，0.5%黏土稳定剂BJ-。

（2）膨润土溶蚀实验表明，该体系对钻井过程中造成的地层污染有一定的解堵作用。

（3）模拟岩心伤害实验结果表明，该配方能有效提高岩石渗透率，具有较好的解堵增产潜力。

〔编辑　付丽霞〕

赞赏

长按







































贵阳治白癜风最好的医院
上海白癜风医院


转载请注明:http://www.wuxiaobobo.com/zdjt/13631.html