劉亭 西北大學地質(zhì)學系，陜西西安 710069

中石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅 慶城 745100

何志英，郭健，李靜瑞（中石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅 慶城 745100）

李軍鎖（北京中油石油技術有限公司，北京 100083）

西峰油田白馬中區(qū)主要含油層系為長8儲層，其平均有效厚度11.2m，平均有效孔隙度10.5%，平均滲透率1.21mD，屬低滲透儲層。自2001年陸續(xù)投入開發(fā)，由于受低孔、低滲、微裂縫、井網(wǎng)等因素影響，見效見水特征差異大，目前處于含水上升階段，油田穩(wěn)產(chǎn)難度大，具體表現(xiàn)如下：油水井堵塞造成壓力分布不均，存在高壓低產(chǎn)區(qū)，影響產(chǎn)能；措施過程中發(fā)現(xiàn)地層酸敏、速敏礦物含量較高，從而造成酸化增產(chǎn)效率低。針對上述情況，筆者結(jié)合巖心試驗對西峰油田白馬中區(qū)的酸化解堵液（簡稱酸液）體系進行優(yōu)化研究，以便為該研究區(qū)增油穩(wěn)產(chǎn)提供幫助。

1 儲層傷害因素分析

1.1 黏土礦物分析

選取5口井巖心進行X射線分析，結(jié)果表明不同斷塊儲層黏土礦物存在一定差異，其中西187井、西167井、西161井黏土礦物相近，綠泥石含量高，占黏土礦物的43%～65%；西71井、西105井黏土礦物組成相近，綠泥石含量相對較低，占黏土礦物的4.4%～6.8%。

1.2 儲層敏感性分析

1）西71井、西105井敏感性 巖樣速敏指數(shù)為0.29，臨界流速0.75mL/min，表現(xiàn)為弱速敏；巖樣水敏損害指數(shù)為0.355，表現(xiàn)為中等偏弱水敏，臨界礦化度22950mg/L；巖樣酸敏指數(shù)均為0.003，注酸后巖心滲透率基本無變化，表明該儲層巖石對鹽酸為無酸敏。

2）西161井、西167井、西187井敏感性 巖樣速敏指數(shù)為0.33，臨界流速0.75mL/min，表現(xiàn)為中等偏弱速敏；巖樣水敏損害指數(shù)為0.361，表現(xiàn)為中等偏弱水敏，臨界礦化度22950mg/L；巖樣酸敏指數(shù)均為0.245，酸后巖心滲透率變化大，表明該儲層巖石對鹽酸為中等偏強酸敏。因此，在對該儲層進行酸化解堵時，應采取相應的措施以避免酸敏產(chǎn)生的二次傷害［1－2］。

2 常用酸液體系性能分析

根據(jù)白馬中區(qū)黏土礦物組成，采用自調(diào)節(jié)酸、低傷害酸、多氫酸等配方體系，其主體酸液配方以12%鹽酸＋2%～3%HF（土酸）為主。

2.1 巖心溶蝕試驗

將1g巖屑研磨成過100目的粉末并置于20ml的酸液中，在70℃條件下測定其溶蝕率，由此評價酸液的溶蝕能力。3種酸液對西峰油田長8油層組巖心的溶蝕率試驗結(jié)果如圖1所示。從圖1可以看出，土酸對巖心的溶蝕率較快，2h的溶蝕率為35.97%，4h的溶蝕率與2h的基本相當，說明土酸不具備緩速酸化的能力。多氫酸和低傷害酸2h的溶蝕率較低，分別為14.71%和22.11%，隨著反應時間的延長，溶蝕率增大，8h時多氫酸與低傷害酸的溶蝕率均在32%以上，說明多氫酸和低傷害酸具有較好的緩速性能，尤其是多氫酸體系在8h與2h時的溶蝕率差最大，達到18.97%，其緩速性能優(yōu)于低傷害酸。

圖1 3種酸液對西峰油田長8油層組巖心的溶蝕率試驗結(jié)果

2.2 酸化效果

將長8油層組巖心的油污用苯－乙醇溶液洗凈，干燥抽空飽和地層水，然后用3%NH4Cl驅(qū)替測原始滲透率，再依次注入前置酸、主體酸，70℃恒溫反應一段時間，用3%NH4Cl驅(qū)替測酸化后滲透率［3］。酸化前后滲透率變化如表1所示。從表1可以看出，土酸反應2h時，巖心滲透率提高3.78倍，4h時土酸酸化后滲透率增加幅度較2h時低，說明土酸與巖心黏土礦物反應后形成的殘酸對地層有一定影響，這也是土酸酸化后應立即返排的原因。多氫酸和低傷害酸在2h時巖心滲透率提高幅度較小，酸化前后的滲透率比值分別為3.11和4.33，隨著恒溫時間的延長，滲透率增加幅度較大，反應6h時，低傷害酸和多氫酸使酸化后巖心滲透率分別提高5.02倍和5.89倍，因而多氫酸的酸化效果要好于低傷害酸?？傮w而言，3種酸液體系在酸巖反應后形成的殘酸會對巖心產(chǎn)生一定程度的二次傷害。

表1 不同酸液體系驅(qū)替巖心試驗結(jié)果表

3 酸液體系的改進

3.1 水傷害處理劑的選擇

常用酸液體系中，土酸在很短反應時間內(nèi)具有很強的溶蝕能力，但不具備緩速性，因而不能用于地層深度堵塞物的解除，但由于其具有成本低的優(yōu)勢，對于近井地層的堵塞物清除具有良好效果。對于低滲儲層，注入流體與地層的不配伍易導致水鎖傷害，而一旦水鎖傷害發(fā)生，要完全解除比較困難［4］。為此，篩選具有低表面張力和界面張力的防水鎖劑或解除水鎖傷害的處理劑。選取市場上的活性劑型處理劑進行試驗，測試25℃條件下5%處理劑的潤濕角和表面張力、界面張力，結(jié)果見表2。從表2可以看出，處理劑B、處理劑C、防水鎖劑L效果較好。綜合考慮潤濕性及降低表/界面張力的能力，決定選用表面活性和界面活性均較高的處理劑C進行后續(xù)試驗。

3.2 殘酸傷害分析

由于西161井、西167井、西187井具有中等偏強的酸敏感性，因而在現(xiàn)場進行酸化作業(yè)時，應在酸液體系添加具有緩速作用的乙酸以及具有加速殘酸返排和防止水鎖傷害能力的處理劑C，改進后的酸液體系組成如下：12%HCl＋2%HF＋5%乙酸＋5%處理劑C＋其他酸液添加劑。采用改進后的酸液體系進行長巖心驅(qū)替試驗，將原始滲透率相近的2塊巖心串聯(lián)置于驅(qū)替裝置中，在第1塊巖心中注入1PV的鮮酸，70℃恒溫反應2h后，用NH4Cl將殘酸推入第2塊巖心，測定2段巖心的滲透率，試驗結(jié)果見表3所示。由表3可知，反應2h后，第1段滲透率提高3.42%，將殘酸擠入第2塊巖心后，巖心滲透率增加8%，表明改進后的酸液體系形成的殘酸沒有產(chǎn)生二次傷害。

表2 活性劑型處理劑降低表、界面張力試驗結(jié)果表

表3 改進土酸體系2h后串聯(lián)巖心的滲透率表

3.3 酸液體系與地層流體的配伍性分析

將酸液體系與地層水和原油按照不同配比混合，在70℃下放置4h，未發(fā)現(xiàn)酸液與地層水分層和沉淀，溶液呈透明狀態(tài)。將酸液體系與西峰油田原油混合后，攪拌靜置4h，油水界面清晰，無乳化現(xiàn)象發(fā)生。上述現(xiàn)象說明酸液體系與地層流體的配伍良好。

4 結(jié)論

1）油層敏感性分析表明，西峰油田白馬中區(qū)西161井、西167井、西187井探井地層黏土中綠泥石含量高，其儲層具有中等偏強酸敏感性。

2）常用酸液體系在酸巖反應后形成的殘酸會對巖心產(chǎn)生一定程度的二次傷害。

3）改進后的酸液體系能抑制殘酸對巖心的二次傷害，而且與地層流體的配伍良好。

［1］萬仁溥，羅英俊.采油技術手冊——壓裂酸化工藝技術 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.

［2］張紹槐，羅平亞.保護儲集層技術 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1993.

［3］鄭延成，趙修太，王任芳，等.南陽油田緩速酸酸化技術研究及應用 ［J］.鉆采工藝，1999，22（4）：20-23.

［4］胡榮，鄭延成.表面活性劑的潤濕性及增注機理研究 ［J］.石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2012，34（4）：143-146.

［編輯］ 李啟棟