海上B油田注水井新型复合酸化解堵技术研究

杨洋 赵晨 唐婧

摘      要： 针对海上B油田注水井注水压力升高过快、注水量严重下降以及采用常规土酸酸化措施后有效期短等问题，以该油田B-2井为研究对象，通过储层伤害因素分析，找出了注水井堵塞的主要原因，包括储层水敏、注入水水质不达标、不适当的调剖及酸化措施等，堵塞原因比较复杂。在此基础之上，开展了新型复合酸化解堵技术研究，通过大量室内实验，以新型复合有机酸YJS-101为主要处理剂，优选出一套适合该油田注水井的新型复合酸化解堵体系，并对体系的综合性能进行了评价。结果表明，该体系对碳酸钙以及现场无机堵塞物具有良好的溶蚀能力，溶蚀率分别为95.34%和90.19%，而对天然岩心粉末的溶蚀率较低，只有5.22%;体系比常规盐酸和土酸具有更好的防膨性能和缓蚀性能;岩心模拟酸化解堵实验结果说明，新型复合酸化解堵体系不仅能够解除岩心内部已经形成的堵塞，还能有效的改善岩心的基质渗透率，起到了良好的酸化解堵效果。

关  键  词：海上油田;注水井;储层损害;有机酸;酸化解堵

中图分类号：TE 341       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）02-0368-05

Abstract： Aiming at the problems of rapid increase of injection pressure， serious decrease of water injection rate and short validity period after adopting conventional soil acidizing measures in offshore B oilfield， taking well B-2 of this oilfield as the research object， through the analysis of reservoir damage factors， the main reasons of water injection well plugging were found out， including reservoir water sensitivity， unsatisfactory injection water quality， improper plugging and acidizing measures，etc. On this basis， a new type of complex acidizing plug removal technology was developed. Through a large number of laboratory experiments， a new type of complex acidizing plug removal system suitable for water injection wells in this oilfield was optimized with YJS-101 as the main treatment agent， and the comprehensive performance of the system was evaluated. The results show that the system has good corrosion resistance to calcium carbonate and inorganic plugging materials， the corrosion rate is 95.34% and 90.19% respectively， while the corrosion rate to natural core powder is only 5.22%; the system has better anti-swelling and corrosion inhibition performance than conventional hydrochloric acid and mud acid; the results of core simulation acid plugging removal experiment show that the new complex acidizing plugging removal system can not only relieve the plugging that has been formed in the core， but also effectively improve the matrix permeability of the core， and play a good effect of acidizing plugging removal.

Key words： Offshore oilfield; Injection well; Reservoir damage; Organic acid; Acidizing and plugging removal

海上B油田位于南海北部湾涠洲岛西南方向，其主要目的层段为流沙港组三段和涠洲组二段，该油田是一个被断层复杂化的构造，地质构造破碎，油藏断块发育，勘探难度大、储层物性较差、地层天然能量不足[1]。所以，该油田需要采用注水開发以补充地层能量，前期注水开发效果较好，基本达到油田开发生产要求，但经过较长时间的注水开发以后，目前该油田的部分注水井出现压力升高、注水量下降、地层堵塞的情况，使油田注水井达不到配注要求，导致对应的生产井产量严重下降[2-4]。因此，需要对该油田注水井的储层伤害原因进行分析，然后实施有效的解堵增注措施，提高注水开发的效果，以保障海上油田的正常生产[5-7]。

笔者以海上B油田B-2井为研究对象，在研究分析储层特征及敏感性的基础上，找出导致注水储层伤害的主要原因，然后有针对性的开展了解堵增注技术研究，优选出一套适合目标油田注水井的新型复合酸化解堵液体系，室内评价了体系的综合性能，为该油田后续的高效注水开发提供理论依据和技术保障。

1  储层伤害因素分析

造成储层伤害的原因通常分为内因和外因两种情况，内因是指储层本身的潜在损害因素，比如储层物性、敏感性矿物以及地层流体特征等。而外因的情况较为复杂，包括钻井、完井、射孔、固井、修井以及注水开发等措施都可能引起储层的伤害[8]。下面针对B-2井展开储层伤害因素的分析，主要包括以下几点：

（1）储层特征及敏感性矿物引起的损害：B-2井储层段物性较差，平均孔隙度为15.2%，平均渗透率为12.6×10-3μm2，属于低孔、低渗储层，孔喉直径较小，且发育微裂缝。储层粘土矿物含量在10%以上，且其中蒙脱石和伊/蒙混层的含量占比较高。在钻完井及注水开发过程中容易造成固相颗粒堵塞储层，钻完井液滤液及注入水与储层中粘土矿物接触后容易出现水敏现象，造成粘土颗粒水化膨胀、分散运移堵塞地层，造成储层损害。

（2）注入水水质引起的损害：经过分析，B-2井前期的注入水水质较差，其中的悬浮物含量、含油量、粒径中值以及细菌含量均达不到要求，且注入水中成垢阳离子和阴离子的含量较高，在地层温度和压力下容易结垢，导致注水层堵塞。

（3）调剖措施引起的损害：为了最大限度的开发低渗储层，B-2井在前期实施过调剖措施，调剖剂堵塞了储层中较大的孔喉通道，使本来吸水能力就差的储层造成了更加严重的污染，导致注水井压力升高过快，注水量下降。

（4）不当酸化措施引起的损害：后期采取常规土酸酸化措施进行解堵增注，但由于地层中白云石以及方解石的含量较高，土酸酸化造成近井地带岩石骨架破坏，引起更多的微粒运移，造成严重的二次伤害。

根据以上储层伤害因素分析结果，B-2井的储层损害主要是储层自身内因以及外部不当措施引起的，因此，需要在此基础上，开展新的解堵增注措施研究，优化施工工艺，解除注水井储层堵塞，达到水井增注，油井增产的目的。

2  新型复合酸化解堵体系优选

2.1  主体酸液类型的确定

通过分析海上B油田储层伤害因素进行分析的结果可知，B-2井储层堵塞的主要原因包括储层水敏、注入水水质不达标、不当调剖及酸化措施等，堵塞原因复杂，地层堵塞物含有较多的无机物和有机物成分，因此，需要采取复合酸化解堵措施，并降低酸岩反应速度，达到深部解堵的目的。通过室内大量实验评价，优选出了一种性能优良的新型复合有机酸YJS-101，其能够缓慢释放H+，延长酸化解堵的有效期，根据实验评价结果，确定主体酸液配方为5.0% YJS-101。

2.2  防膨剂的优选

B-2井储层段粘土矿物含量较高，且以水敏性矿物蒙脱石和伊/蒙混层为主，这表明目标注水井储层段容易受粘土矿物水化膨胀堵塞的影响。所以，在后续注水开发过程中需要在注入水中加入防膨剂来降低水敏现象造成的损害程度。

室内使用B-2井储层段天然岩心粉末，参照标准SY/T 5971-2016《油气田压裂酸化及注水用粘土稳定剂性能评价方法》，评价了几种防膨剂的防膨效果，实验温度为80 ℃，实验结果见表1。

由表1实验数据可以看出，加入防膨剂后，B-2井储层段岩心粉末的膨胀高度均出现不同程度的下降现象，其中防膨剂FPJ-2的防膨效果最好，在加量为1.5%时，其防膨率就能够达到95%左右。说明起到了良好的抑制粘土水化膨胀的效果，能够有效防止注水过程中水敏现象的出现。

2.3  缓蚀剂的优选

为防止酸化解堵施工过程中酸液对井下管柱等金属工具造成的腐蚀损害，需要在酸化解堵液中加入一定的缓蚀剂，达到有效延缓腐蚀速率的目的。室内采用“挂片失重法”对几种缓蚀剂的性能进行了评价，实验用酸液配方为：5.0%YJS-101，实验温度为90 ℃，实验时间为72 h，实验用钢片材质为N80，实验结果见表2。

由表2实验数据可以看出，缓蚀剂STB-3对N80钢片的腐蚀速率最小，仅为1.02 g/（m2·h），能够满足酸化施工作业推荐的指标要求（小于4 g/（m2·h）），选择STB-3作为新型复合酸化解堵體系的缓蚀剂。

2.4  助排剂的优选

助排剂的作用是降低残酸的表面张力，提高残酸的返排效率，使残酸在地层中的残留量减少，防止产生二次伤害。为此，室内使用JZ-200型全自动界面张力仪对几种助排剂降低表面张力的效果进行了评价，溶液温度为90 ℃，实验结果见表3。

由表3实验数据可以看出，在水中加入不同类型的助排剂后，水溶液的表面张力出现不同程度的下降现象，其中助排剂ZPJ-3降低表面张力的幅度最大，当加量为0.5%时，水溶液的表面张力能够降低至24.5 mN/m，能够满足现场施工对残酸返排速度的要求。

2.5  新型复合酸化解堵体系配方的确定

通过大量室内实验评价，研究出了一套适合海上B油田注水井的新型复合酸化解堵体系，具体配方为：5.0%新型复合有机酸YJS-101+1.5%防膨剂FPJ-2+2.0%缓蚀剂STB-3+0.5%助排剂ZPJ-3。

3  新型复合酸化解堵体系性能评价

3.1  溶蚀性能评价

室内使用碳酸钙、现场无机垢及天然岩心粉末评价了新型复合酸化解堵体系的溶蚀性能，实验温度为90 ℃，酸液加量均为50 mL，为保证实验结果准确性，分别进行三次平行实验，实验结果见表4。

由表4实验数据可以看出，新型复合酸化解堵体系对碳酸钙的溶蚀率能够达到95%以上，对现场无机垢的溶蚀率也能达到90%以上，而对天然岩心粉末的溶蚀率只有5.22%，这说明新型复合酸化解堵体系对无机垢具有良好的溶蚀能力，并且不会严重溶蚀地层骨架结构，能够有效解除注水井地层堵塞，并能保证施工安全。

3.2  防膨性能及缓蚀性能评价

室内对优选的新型复合酸化解堵体系进行了防膨性能和缓蚀性能评价实验，并与15%盐酸和土酸的性能进行了对比，实验方法同2.2和2.3中所述。实验结果见表5。

由表5实验数据可以看出，优选的新型复合酸化解堵体系的腐蚀速率明显小于15.0%HCl和12.0%HCl+3.0%HF，而防膨率则明显大于15.0%HCl和12.0%HCl+3.0%HF，说明新型复合酸化解堵体系能够较好的抑制注水层段粘土的水化膨胀，并能有效延缓井下管柱及设备的腐蚀速率，能够确保酸化解堵施工的顺利进行。

3.3  岩心模拟酸化解堵效果评价

实验方法：①选取B-2井注水层段的天然岩心，洗油、烘干、称重、饱和模拟地层水、测定孔隙度和孔隙体积，备用;②使用多功能岩心驱替实验装置，在储层温度（90 ℃）下使用模拟地层水驱替岩心至压力恒定，记录压力值，然后继续使用现场注入水驱替一定PV，记录压力变化情况;③挤入3 PV的复合酸化解堵液，在储层温度下放置24 h模拟井下解堵过程;④继续使用模拟地层水驱替至压力稳定，记录压力值。实验结果见图1。

由图1实验数据可以看出，B-2井天然岩心使用现场注入水驱替一定PV后，驱替压力明显升高，由初始的0.515 MPa升高至1.246 MPa，压力升高一倍多，说明注入过程使天然岩心内部产生了堵塞。而注入3 PV的复合酸化解堵液后，驱替压力下降明显，由1.246 MPa降低至0.408 MPa，比初驱替压力还低，这表明复合酸化解堵液不仅解除了天然岩心内部的堵塞，还能有效改善天然岩心的基质渗透率，起到了良好的降压解堵增注效果，能够适用于海上油田注水井的酸化施工作业。

4  结 论

（1）通过对海上B油田B-2井储层伤害原因进行分析，找出造成注水井储层损害的主要因素，主要包括储层物性较差、粘土矿物含量较高、注入水水质不达标、不当的调剖剂酸化处理措施等原因。

（2）在室内通过主体酸液类型、防膨剂、缓蚀剂以及助排剂的优选评价，研制了一套适合海上B油田注水井的新型复合酸化解堵体系。其具体配方为：5.0%新型复合有机酸YJS-101+1.5%防膨剂FPJ-2+2.0%缓蚀剂STB-3+0.5%助排剂ZPJ-3。

（3）新型复合酸化解堵体系性能评价结果表明，体系具有良好的溶蚀能力;相比较于盐酸和土酸而言，新型复合酸化解堵体系具有更好的防膨性能和缓蚀性能;岩心模拟酸化解堵实验结果表明，新型复合酸化解堵体系不仅能够解除天然岩心内部的堵塞，还能有效改善岩心的基质渗透率，达到改造储层的目的，能够应用于海上B油田注水井的酸化解堵施工作业。

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