转向酸酸化工艺研究与应用

康玉阳，徐文敏，潘国辉，潘义，冯贵宾

（江苏油田试采一厂，江苏扬州225265）

转向酸酸化工艺研究与应用

康玉阳，徐文敏，潘国辉，潘义，冯贵宾

（江苏油田试采一厂，江苏扬州225265）

酸化工艺作为增产增注的主要措施之一，在江苏油田得到广泛应用，取得了较好的增产增注效果，但是陈堡油田随着重复酸化井数的增加，由于对地层大孔道的过度酸化带来了地层出砂、含水升高等一系列的问题，如陈3-32井、陈3-51等井重复酸化导致酸化效果变差甚至全水生产。针对本厂酸化工作中存在的问题，开展了转向酸化工艺的研究，将常规酸液与粘弹性表面活性剂混合形成自转向酸，注入地层以后，酸液先进入大孔道及高渗透层，随着酸岩反应的进行，酸液的浓度会逐渐的降低，同时，酸液的粘度会逐渐增大，对原有大孔道进行暂堵，使后续酸液转向进入新的渗流层，从而使不同渗透的储层得到改造。

转向酸；酸化工艺；增产增注

1　目前油井酸化解堵工艺存在的局限性

近年来，本厂的酸化工作主要围绕陈堡油田的近井地带堵塞的解堵展开，年均工作量15～20井次、年均增产量在4 000 t左右，陈堡油田已经成为酸化增油的主战场，但是在取得良好增油效果的同时，在陈堡油田酸化工作开展过程中，也显现出了以下的不足和矛盾。

1.1中、高含水油井酸化后含水上升

酸化后油井高含水（全水）问题一直是困绕陈3块油井解堵工艺的一大难题。对于K2c油井：分析原因主要由于K2c地层垂直网状裂缝发育，再加上层间隔夹层的不发育不完善，酸液在注入地层后，沿裂缝窜流，沟通油水界面或水淹层，致使油井在酸化后出现窜槽、含水异常升高等现象，加剧了油水关系的复杂化。

陈3-32井为K2c砂层组油井，2008年对K2c的27#层采用了土酸酸化解堵，实施后，生产全水后来上返（见图1）。

图1　酸化前后生产曲线

对于K2t13油井：2008年至2009年K2t13油井酸化7井次，措施后含水上升10%以上的井3口，占42%。虽然K2t13油井常规酸化后出现全水生产的几率较小，但是酸化后含水上升较快，主要原因在于油井油水关系复杂，对于油水界面升高或油水同层的油井，酸液在注入地层后，优先沟通了高渗性的水淹层，导致酸化后油井液量恢复的同时，含水也较高。

根据2000年至2014年酸化数据分析，常规酸化61井次，酸化后全水的井5口（见表1）。这5口井中酸化前含水大于70%的井有4口，因此对于在含水70%以上的高含水井采取常规酸化措施风险很大。

1.2疏松砂岩酸化解堵工艺的局限性

表1　常规酸化后全水井生产对比

疏松砂岩由于地层胶结孔隙-接触式胶结为主，胶结强度弱，在酸化时酸液仅进入小部分高渗井段，会造成这小部分高渗井段酸化强度过高，导致近井地带油井出现出砂问题，同时由于多轮次的重复酸化会减弱地层胶结强度，加剧油井出砂。据统计，全厂重复酸化井次21井次，其中重复酸化后油井出砂的井次5井次。

2　转向酸酸化机理研究与工艺的适应性分析

2.1自转向酸转向机理

自转向酸首先进入物性相对好的储层，与物性相对好的储层岩石发生酸岩反应，消耗酸液中大量的H+，使自转向酸的pH值升高，同时与地层的碳酸岩矿物反应产生Ca2+、Mg2+，自转向酸中的转向剂分子，在该环境下形成棒状胶束，棒状胶束在Ca2+、Mg2+反离子的作用下，相互连接形成棒状胶束，使自转向酸的粘度迅速增大，在泵入压力升高的情况下，迫使酸液向低渗透和新的渗流通道转向，在沟通新的渗流通道的同时对物性差的储层进行均匀改造，从而增加储层岩心的导流能力，提高酸化效果。

2.2转向酸破胶机理

表面活性剂转向和高聚物转向的最大优点是，破胶彻底，能够做到无残渣清洁返排，在残酸遇到烃时，粘弹性表面活性剂分子形成的棒状胶束遇到烃类物质，胶束自行破坏，转变成球状胶束，使残酸凝胶的粘度大幅度的降低，破胶后的粘度与水基本相当，这样在酸化结束返排过程中可以保证残酸溶液无残渣地清洁返排。

该工艺较常规酸化工艺主要有以下几点优势：（1）酸液具有较好缓速性能，可以实现深穿透；（2）粘度高，滤失小，酸岩反应过程中酸液可自转向，实现均匀布酸；（3）破胶后无残渣，对储层导流能力无善次伤害。

图2　转向剂棒胶束转变成球状胶束而破胶示意图

3　转向酸特性研究与分析

3.1转向酸酸液体系的性能评价

自转向酸残酸中含有：VES，HCl，CaCl2等，可能含有如Mg2+、Fe3+等金属离子。影响残酸粘度的因素主要包括VES浓度、无机盐离子类型及浓度、酸液中H+浓度等内部因素以及温度、剪切速率等外部因素。

3.1.1VES浓度影响分别配制质量分数为1%～10%的VES溶液，加入20%的CaCl2并调节pH值至2～3（pH剂调节）以模拟残酸溶液，在60℃，170 s-1条件下测量残酸粘度，粘度测量值（见表2）。

图3　残酸粘度与VES浓度关系图线

表2　粘弹性表面活性剂浓度影响（60℃，170 s-1）

由图3可以看出，VES自转向酸残酸体系（VES+ 20%CaCl2，pH=2～3）的粘度随着VES浓度的增加而增大：当VES浓度为3%时，酸液的表观粘度达到113.611 mPa·s；当VES浓度为5%时，酸液的表观粘度达到347.996 mPa·s，当VES浓度达到7%时，酸液的表观粘度达到609.978 mPa·s；但当VES浓度大于7%后，酸液表观粘度的增加幅度不明显。可见，酸液的表观粘度依赖于VES的浓度，在低VES浓度下，由于酸液体系内没有足够的表面活性剂分子，难以相互聚集、缠绕形成胶束，故体系粘度低，转向效果差；高VES浓度下，虽然酸液粘度增大，但表观粘度的增幅不大，且由于VES加量大，大规模使用过程中成本增加。通过以上实验结果，该自转向酸残酸体系的最佳VES浓度是7%。

3.1.2Ca2+含量对残酸溶液粘度的影响Ca2+和Mg2+对VES溶液均有很好的增粘效果，善者增粘机理相似，本组实验改变CaCl2的质量分数，在pH=2～3，60℃，170 s-1条件下测定不同含CaCl2质量分数的残酸溶液的粘度。

表3　CaCl2含量对残酸粘度的影响（pH=2～3，60℃，170 s-1）

图4　残酸粘度与CaCl2浓度关系图线

由图4可以看出，随着CaCl2浓度的增加，pH=2～3，7%VES的自转向酸残酸体系溶液粘度先增大后下降，在CaCl2浓度等于20%左右残酸粘度达到最大。这是由于浓度低于20%时，随着CaCl2浓度的增加，Ca2+对VES溶液的增粘效果增强，残酸体系粘度增大，在20%处残酸粘度达到最大；之后随着CaCl2浓度的增加，部分Ca2+吸附在缠结的VES胶束上，造成VES溶解度下降，从而使体系粘度降低。

3.1.3酸液浓度对转向酸粘度的影响自转向酸的转向性能可以用酸粘度和pH值的关系来评价。通过研究残酸粘度随pH值的变化规律，可以对酸液在地层中的流动及转向过程进行分析。

表4　pH值对残酸粘度的影响（60℃，170 s-1）

配制7%VES+20%CaCl2自转向酸溶液，用初始质量分数为15%的盐酸按酸液配制方法配成不同pH值的酸液，在60℃，170 s-1条件下测量酸液粘度，观察其变化规律。

图5　粘度与pH值关系曲线

从图5可以看出，当pH大于0后，酸液体系粘度明显增大；当pH达到3.3左右，酸液体系粘度达到最大。酸液体系达到最大粘度对应的pH值决定了酸液进入地层后变粘的时间。盐酸与碳酸盐岩地层的反应十分剧烈，因此可以预见酸液进入地层后会在较短的时间内获得较高的粘度和转向能力。当pH值大于3.3之后，酸液粘度略有减小，但下降幅度不大。

实验结论：自转向酸在相对较大的pH值范围（1～7）内都具有较高的粘度，具有转向能力。

3.2自转向酸液流动模拟实验与分析

注入速度条件是60℃、1 mL/min，方法同上。选用第1组中的2号岩心进行自转向酸岩心流动实验。根据实验结果绘制压降变化曲线图（见图6（a））。实验以KCl溶液注入岩心形成稳定渗流（区域Ⅰ），随后转注酸液（区域Ⅱ）。在酸化过程中，由于酸岩反应，流体pH增大，钙镁离子（该实验中主要为钙离子）含量升高，酸液粘度大幅度提高，表现为岩心入口与出口压差的大幅升高，图6（b）为该区域压差突变部分的局部放大图，其中黑线是根据实际测量点所绘曲线，红色虚线为理想拟合图线。当压差进一步增大时，就会出现酸液的转向，进而酸化岩心的其他部位。酸液的转向使得压力出现下降，当酸液进一步反应时，酸液的粘度又会上升，使得酸液再次出现转向。反向盐水驱（区域Ⅲ）出入口压差明显减小，说明岩心中已形成较大的流动通道。酸化前后压降值由2.75 MPa下降到0.32 MPa。酸化后岩心渗透率由初始的5.67×10-3μm2提高至13.61× 10-3μm2，相比于常规酸处理的1号岩心，自转向酸对于存在高渗通道的地层增产改造效果好。

图62　号岩心自转向酸酸化压降曲线图（60℃、1 mL/min）

4　现场工艺应用与效果

4.1工艺选井条件

根据转向酸酸化在油藏的应用目的与特点，确定了如下选井原则：

（1）地层能量充足，减产原因为近井地带污染且污染半径较小。

（2）根据地层离子对转向酸的影响因素，选定地层矿物含量中碳酸岩的含量大于5%的油井。

（3）套管及固井质量完好，避免酸化过程出现管外串及沟通水层。

（4）油水层之间隔层发育完善的生产层，酸化过程中不会沟通水层。

从岩性，地层矿物组分的角度，对酸化主要应用油田陈堡油田的两个主力砂层组进行了筛选。

根据以上选井原则，区块筛选结果以及转向酸的特性，最终选取了陈3-51井作为首口试验井。

4.2施工参数设计

4.2.1酸化半径及酸液用量的确定由于陈堡油田油井存在问题主要为近井地带的污染堵塞，因此，酸化工艺的措施目的为近井地带污染堵塞的解除，以提高近井地带的地层渗流能力，所以设计酸处理半径在1 m～2 m。酸液的用量下式计算：

式中：V-酸液的用量，m3；r-酸处理半径，m；h-处理层厚度，m；Ф设计-孔隙度，%。

4.2.2施工压力计算考虑到陈堡油田进入中后期生产过程时，所出现的油水界面复杂，泰州组与赤山组之间隔层发育不完善，底水上移等因素，确定现场施工中以地层破裂压力的85%与施工排量下管柱摩阻之和为施工设计压力：

式中：τ-破裂压力梯度，MPa/m，陈堡地区实压测得的该参数为：0.017 43 MPa/m；h-地层深度，m；P液-静液柱压力，P液=h×ρ泡沫×g，MPa；P摩-施工排量下的管柱摩阻，MPa。

表5　酸液段塞设定

4.3现场应用

图7　陈3-51井转向酸酸化前后生产曲线

该工艺首次在陈3-51进行了应用试验。该井2014年9月出现产液量、产油量持续下降，采取原层补孔措施后持续时间较短。

该井此次施工前的生产情况为：日产液量液3.3 t，日产油量0.6 t，含水79.7%，酸化后初期生产情况基本稳定在日产液量液21 t，日产油量4 t，含水81.1%。（见图7）。

酸化后，日均增油量3.4 t，液面由1 145 m上升至1 367 m，动液面上升了778 m，显示酸化后地层供液能力得到有效提高。

5　结论

（1）与常规酸化相比，转向酸具有滤失小、粘度高等特点，油井措施后液面测试数据显示解堵效果较好，增油效果显著。

（2）该工艺在江苏油田试采一厂油井酸化工艺上属首次应用，并取得成功，可为低产井及重复酸化井的储层改造提供新的技术储备和技术思路。

（3）进一步加大选井选层力度，继续推广应用该工艺，下步拟在陈堡油田陈3-92井开展转向酸酸化施工。

（4）在加强该工艺的适应性研究的基础上，尝试在中高渗油藏酸化应用的基础上，筛选低渗特低渗油藏开展转向酸酸压储层改造。

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.015

TE357.2

A

1673-5285（2015）02-0056-05

2014－12-31