海上油田高温解堵液体系

马双政，张耀元，张国超，王冠翔，陈金定，南源，李元奎

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，广东湛江 524057)

所研究的解堵液体系应用于位于南海北部湾盆地的海上油田X-1 井，该油田储层温度高，基质渗流能力差，黏土矿物含量高且易膨胀、运移堵塞孔喉[1]，酸化解堵该储层时，易出现酸液穿透距离短、深部解堵效果差、金属腐蚀严重等现象[2-5]。提高该储层渗透率的解堵液在高温下要求能穿透深部、抑制多次沉淀减小对储层的伤害、溶蚀岩石中的孔隙填隙物并对骨架颗粒影响较小。通过分析海上油田的岩矿组成特征、岩心结构特征，分别对缓速酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂等进行筛选，研制出一种高温解堵液体系。该体系既能保护岩石骨架，又能够对地层进行深部酸化，有效改善储层渗透率。

1 海上油田高温低渗储层地质特征

1.1 岩矿组成特征

对X-1 井储层岩心样品进行XRD 全岩分析，研究其岩矿组成特征等，分析结果见表1。X-1 井储层岩心石英含量为36.2%～65.1%，平均在48.05%左右；钾长石含量为12.1%～36.7%，平均在22.17%左右；斜长石含量为4.8%～18.9%，平均在11.11%左右。黏土矿物含量为10.4%～27.8%，平均含量为18.67%左右，黏土矿物含量较高，存在微粒运移的物质基础。

表1 X-1 井岩心X 射线衍射定量分析表

1.2 岩心结构特征

表2 为对X-1 井储层岩心样品进行电镜扫描分析，X-1 井储层岩样溶蚀孔发育，含有一定的粒间缝被黏土矿物充填，黏土矿物较多，主要矿物为伊利石和高岭石，易造成水敏、速敏。

2 高温低渗敏感性储层解堵液设计

2.1 酸浓度筛选

2.1.1 酸溶蚀测试

分别采用高温土酸体系、高温缓速酸体系筛选多个浓度，（1）高温土酸体系：8%HCl+0.5%HF（1#）、8%HCl+1.0%HF（2#）、8%HCl+1.5%HF（3#）；（2）高温缓速酸：5%HCl+3%SA-1+2%SA-2B（4#）、5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B（5#）、5%HCl+3%SA-1+4%SA-2B（6#）；对X-1 井的3 个井段的岩粉进行溶蚀实验，通过对比实验结果，优选出适宜的酸液类型和浓度，实验结果见表3。根据岩粉溶蚀率随酸浓度的演变情况，同时考虑到X-1 井储层异常高压低渗、高温特征以及伤害类型复杂，既要确保酸液对岩石矿物及堵塞物的有效溶蚀，又不会因酸液浓度过大而对地层造成二次伤害，拟推荐土酸的使用浓度为8%HCl+1.0%HF，高温缓速酸的使用浓度5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B。

表2 X-1 井储层岩心扫描电镜分析结果

表3 X-1#岩粉溶蚀数据

2.1.2 酸处理前后岩石抗压强度测试

酸与岩石反应，尤其是与可溶矿物反应，改变了岩石矿物参数，大大降低了储层岩石的破裂压力。实验室模拟酸岩反应的过程可以了解酸对岩石微观结构和力学参数的影响。

1）酸类型的影响。注酸量相同（50 PV）条件下不同配方酸液对岩石的影响见表4。酸与岩石反应后使得岩石的杨氏模量和泊松比下降，酸化处理会降低储层岩石破裂压力。

表4 不同类型酸对岩石力学参数的影响

2）应力应变曲线。图1 为岩样经酸处理后的应力-应变曲线。可以看出，经过处理后岩石强度降低。由于酸液溶解了岩石中部分矿物质，使得岩石孔隙度增加，在压缩初期阶段，存在明显的压实阶段。在轴向应力低于40 MPa 的情况下，岩石不会发生破坏。综上实验结果显示：对于高温土酸体系而言，高温缓速酸有利于保护岩石骨架，避免近井眼岩石酸化后造成的孔隙坍塌和加速微粒运移。

图1 岩样经酸液处理后的的应力应变曲线

2.1.3 酸处理前后岩心孔隙结构分布测试

采用高温缓速酸分别对X-1 井同一井段的2 块岩心（X-1-3、X-1-4）进行酸化前后微观驱替实验研究，对比酸化前后岩石孔喉截面积和有效最大孔喉直径的变化，从微观角度评价酸化效果。实验结果见表5。经过酸处理后，酸液溶解了孔喉中的充填物和部分岩石骨架，岩心的有效孔喉数目和直径均得到增加，显然酸化起到了提高岩心渗透率的作用。

表5 酸化前后岩石有效孔喉数据对比

2.1.4 残酸极限测定

两种酸液与砂岩反应氢离子浓度对比见图2。

图2 两种酸的酸岩反应速率对比图（170 ℃）

由图2 可知，土酸体系的氢离子浓度下降很快，而高温缓速酸的氢离子浓度变化很平稳，这说明土酸与砂岩反应过于迅速，而高温缓速酸与砂岩反应时，消耗了的氢离子将激发酸液不断电离出氢离子，所以曲线变化平稳，高温缓速酸的酸岩反应速率较土酸低31%。因此，高温缓速酸有很好的缓速效果。

室内残酸极限评价实验发现，不同类型酸液残酸极限浓度不同；高温缓速酸的残酸极限浓度高于土酸残酸极限浓度。因而，计算酸液有效作用距离时不能一律采用鲜酸浓度的10%作为酸岩反应迭代终止条件，需根据不同酸液体系的残酸极限设定相关酸液有效作用距离的判断终止条件。

2.2 高温酸化缓蚀剂的合成

以2-巯基噻唑、苯甲醛、水合肼为原料，加入少量的无水乙醇作溶剂，滴加浓盐酸调节pH，在一定温度下搅拌一段时间后得到含硫曼尼希碱缓蚀剂，提纯后与一定量的碘化钾、硫脲、乌洛托品进行复配得到高温酸化缓蚀剂SA-2N。酸液对设备和管柱均有腐蚀作用，实验考察2 种缓蚀剂在配方酸中的缓蚀性能，实验结果见表6。实验采用失重法，实验程序和标准参照石油天然气行业标准[6]进行，采用N80 钢片，在170 ℃下进行持续4 h 的动态腐蚀实验，采用高温缓速酸体系。

以上2 种缓蚀剂腐蚀速率在170 ℃均小于80 g/（m2·h），满足行业标准要求，达到行业一级标准；缓蚀剂3%SA-2N 的腐蚀速率最低。

表6 添加不同缓蚀剂的高温缓速酸的腐蚀实验

2.3 黏土稳定剂优选

实验针对3 种黏土稳定剂（SB-1A、WD-2、HS-2）与蒸馏水分别对岩粉的膨胀性进行对比。实验程序和标准参照“注水用黏土稳定剂性能评价方法标准进行[7]。采用CPZ-2 双通道常温常压膨胀仪测定，实验结果见表7。

实验结果表明，3 种黏土稳定剂具有较好的防膨效果与，其中黏土稳定剂SB-1A 效果最好，膨胀率最低，能有效控制黏土膨胀，抑制水敏伤害，因此选用它。

表7 不同黏土稳定剂防膨性能

2.4 破乳剂的优选

实验结果表明（表8），各种破乳剂均具有很好的破乳效果，破乳速度快，破乳率高，破乳剂在高温缓速酸液中的破乳能力大小顺序为SC-1>WA-6>HS2-1B>HA1-1。4 种破乳剂均达到90%以上，均可选用。推荐选用破乳效果最好的SC-1。

表8 不同类型破乳剂的破乳实验（170 ℃、2 h）

2.5 铁离子稳定剂

实验方法按照SY/T 6571—2013“酸化用铁离子稳定剂性能评价方法”标准[8]。在酸液中加入铁离子稳定剂SD-7、WD-8 和HS-7，浓度均为1%，测定pH 为3.5 时各种稳定剂稳定铁离子能力，实验结果见表9。实验结果表明，3 种铁离子稳定剂都具有较好的稳定铁离子能力，依据效果优先推荐选用铁离子稳定剂SD-7。

表9 不同铁离子稳定剂性能评价

2.6 助排剂的筛选

将SF-5、SF-5B、WA-12、HS5-5 四种助排剂分别加入5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B 中。采用自动界面张力仪测定各鲜酸的表面张力。残酸采用X-1 井岩粉配制，将配制好的配方酸液装入测定器皿中进行测定，具体实验数据见表10。实验结果表明。各种表面活性剂在鲜酸和残酸中都有很好降低酸液表面张力的作用其中SF-5 在鲜酸或残酸中表面张力变化不大，性能比较稳定。

表10 加有不同助排剂高温缓速酸的表面张力

3 高温低渗敏感性储层解堵液评价

通过对高温缓速酸中的单项添加剂性能评价结果，结合目标储层岩石物性特征和酸液溶蚀实验结果形成解堵液体系，5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B+3%SA-2N+1%SH-1（分流剂）+1%FT（防水锁剂）+1.5%SB-1A+0.5%SC-1+1%SD-7+1%SF-5。

3.1 添加剂与酸液的配伍性

配伍性的实验方法是将不同单项添加剂（即缓蚀剂、黏土稳定剂、助排剂、破乳剂、防水锁剂等）与酸液混合，在地层温度下静置4 h 后观察其透明度、分层和沉淀等情况。实验结果表明，高温缓速酸与各单项添加剂均具有良好的配伍性，无分层、无沉淀，不产生絮状物。

3.2 缓蚀性能

按照“酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标”（SY/T 5405—1996）标准，在地层温度下进行N80 钢片动态腐蚀实验。在170 ℃，腐蚀时间4 h 的条件下，解堵液体系对钢片的平均腐蚀速率为62.8800 g/m2·h，达到行业一级标准。

3.3 助排性能

实验拟通过测定蒸馏水及解堵液体系的表面张力，评价解堵液体系的返排效果。将配制好的解堵液体系装入测定器皿中测定鲜酸及其相应残酸的表面张力分别为21.2 mN/m 和23.9 mN/m。高温缓速酸与添加剂混合后均具有较低的表面张力，鲜酸和残酸表面张力均低于24.0 mN/m。

3.4 铁离子稳定性能

参照SY/T 6571—2003“酸化用铁离子稳定剂性能评价方法”标准对解堵液体系进行测定。实验结果表明，解堵液体系有较好的稳定铁离子能力，稳定铁量高达263 mg/mL。

3.5 防膨性能

参照SY/T 5971—1994“注水用黏土稳定剂性能评价方法标准”，采用CPZ-2 双通道常温常压膨胀仪测定解堵液体系对试样的线膨胀率，实验结果表明，解堵液体系具有较好的防膨效果，终膨胀率降低值为32.19%，能有效控制黏土膨胀，抑制水敏伤害。

3.6 破乳性能

在解堵液体系中加入5 g 左右岩粉制得残酸。然后取40 mL 残酸与40 mL 油混合在高转速下搅拌形成乳状液，在170 ℃下恒温油浴，记录2 h 的破乳情况，由破乳量评价该体系的破乳性能。实验结果表明，解堵液体系具有较好的破乳效果，与原油混合乳化后破乳率为98.73%。

3.7 综合解堵性能

采用X-1井的，取心井段为2749.5～2751.42 m，开展解堵液体系岩心流动实验（图3），评价解堵液体系对岩心渗透率的改善情况。

图3 解堵液体系的流动曲线图

由图3 可以看出，岩心中注入解堵液体系后，渗透率呈明显的上升趋势，这是因为解堵液体系对黏土矿物和基质的溶蚀率都较大，也不宜引起出砂堵塞孔喉，最终渗透率增加倍比约为3.5 倍，是较为理想的适用于高温低渗储层的解堵液体系。

4 现场应用

2019 年11 月14 日对南海某井2673.08～3099.73m 井段进行了酸化解堵施工作业。本次对其进行了基质酸化解堵，注入解堵液，压力从约4 MPa 增加到约29 MPa，排量从0.9 m3/min 增加到2.182 m3/min 左右，地层吸酸能力较好，10 min 后伴注氮气，泵压增加但排量变化不大，解堵液中伴注氮气对该井起到了很好的分流效果，可以有效的解除地层污染，停泵后压力降落较为缓慢，其原因为储层扩散能力差以及酸化解除堵塞、沟通储层，储层流体（天然气）的作用使压力不能很快降低（储层压力系数为1.37），本次施工说明井筒附近堵塞基本解除，对比酸化前后日产气量，本次酸化对该井起到了很好的解堵效果。

5 结论

1.海上油田X-1 井储层非均质性强，岩样溶蚀孔发育，含有一定的粒间缝被黏土矿物充填，黏土矿物较多，主要矿物为伊利石和高岭石，易造成水敏、速敏，存在微粒运移的物质基础。X-1 井主力油组W1、S2系，属于高温、异常高压系统。

2.通过对高温缓速酸中的单项添加剂性能评价结果，形成解堵液体系：5%HCl+3%SA-1+3%SA-2B+3%SA-2N+1% 分 流 剂SH-1+1% 防 水 锁 剂FT+1.5%SB-1A+0.5%SC-1+1%SD-7+1%SF-5。

3.解堵液体系的缓蚀性能达到行业一级标准，并且可有效改善储层渗透率、最终渗透率增加倍比约为3.5 倍。