东河油田石炭系砂岩油藏位于塔里木盆地塔北隆起中段东河塘断裂背斜构造带上，储层属广海型海滩沉积的前滨和临滨微相沉积，具有沉积厚度大(250 m)、埋藏深(5 000 m)、地层温度高(140℃)和储层分布非均质强等特点。其中1号岩性段位于该油藏顶部，储层物性较差，渗透率＜10×10-3 μm2，孔隙度11%，属低孔低渗储层。
目前1号岩性段整体采用水平井注水开发，该油藏由于渗透率低，物性差且非均质性强，注水面临的欠注问题日益严重，主要表现在：①注水难以达到配注要求(仅能完成20%~40%)，能量补充速度远低于产量下降速度，地层压力亏空较大；②注入水悬浮物超标严重，造成地层堵塞污染，进一步增加了注水难度。
近几年针对该油藏开展的一系列酸化增注措施，效果均不理想，其主要问题有：①采用土酸等非缓速酸作为主体酸，酸化距离短，无法进入地层深部；②采用水平段笼统酸化措施，不能均匀解除地层污染。酸化效果差，且酸化受效时间短。因此，必须改进酸化工艺，采用适宜的缓速酸体系，降低酸化反应速度，延长酸化距离和受效时间。并且在酸化过程中采取必要的分流措施，改善水平井水平段的吸酸剖面, 使之均匀布酸，提高酸液利用效率，改善酸化效果[1-3]。
为了实现深穿透、解除深部污染，就需要降低酸液与地层的反应速率，因此需采用缓速酸体系。目前几乎所有用于砂岩酸化处理的酸液体系都是用含有HF或者在地层产生HF的酸液体系。从氢氟酸与铝硅酸盐的一次反应动力学可知：岩石与HF的反应速率取决于HF的浓度，HF浓度越大, 一次反应速率越大, HF浓度越小, 一次反应速率越小[4-5]。而多氢酸正是一种能在酸液中低速提供低浓度HF的新型酸液体系，它是由一种特殊复合物代替HCl与氟盐发生氢化反应。多氢酸的酸化机理是在地层中由酸液释放出H+与氟盐释放出F-结合成HF，新生成的HF再与岩石发生反应而完成酸化作用。由多氢酸与盐酸的酸度对比曲线知(图 1)[6-7]，多氢酸本身为一种多级弱酸，H+是逐级缓慢释放的，这样就延缓了HF的生成速度，从而降低了酸化速度，为酸液进入深部地层争取了时间。
与常规土酸相比，针对东河油田CⅢ油组1号岩性段砂岩地层，多氢酸的优势在于：
(1) 该油藏为低孔低渗油藏，且地层堵滞污染严重，土酸无法进入地层深部就消耗殆尽。而多氢酸的缓速性能能大大延缓反应速度，从而保证了深部地层的酸化效果；
(2) 该油藏粘土胶结物以高岭石为主(含量70.19%~79.5%)，同时含部分伊利石和少量绿泥石。由于高岭石矿物活化能很高，而高温对活化能高反应有利[8]，因此高岭石在高温条件下易与HF发生反应产生二次沉淀，降低酸化效果。所以对于砂岩高温井在酸化时HF的浓度一定不能太高。而多氢酸酸液体系能长时间地维持HF处于低浓度状态，因此多氢酸应用于该油藏的酸化具有明显的优势。
(3) 针对该油藏的酸敏试验表明，该油藏具备极强的酸敏性，岩心经过土酸酸化后明显变得疏松，造成岩心坍塌导致渗透率骤降。因此该油藏的酸化应采用低浓度HF或缓速酸体系，避免酸化过程中岩石骨架破坏导致出砂、砂堵现象。
由于东河油田CⅢ油组1号岩性段油藏具有厚度大、层内非均质性强的特点，不同井段吸酸能力有很大的差异，长的水平段在笼统酸化施工中容易出现酸液分配不均的问题，导致酸化后层内矛盾进一步扩大，使得酸化解堵效果达不到预期的目标。因此必须在施工过程中采取分流措施，有选择性地暂时封堵高渗部位，迫使酸液向低渗部位流动，扩大酸液波及系数，以达到均匀吸酸的目的。
为此，在实验室内采用了一种针对水井酸化的新型水溶性酸化分流剂SA-2，该分流剂特点是在酸性环境中能形成晶体颗粒并能较长时间地保持稳定，形成的晶体颗粒同时具有耐温耐压性、与酸液添加剂保持良好的配伍性、遇水能快速溶解的优点。因此在水井酸化过程中，该分流剂在形成晶体颗粒完成对高渗条带的暂时封堵后，在后续的注水过程中能全部溶解，且对地层无伤害。本试验对实际分流酸化施工进行了室内实验模拟，以观察水溶性分流剂分流酸化效果。
由于多氢酸是通过逐渐释放H+缓慢生成HF与岩石反应来解除污染的，反应速度比较慢，为了提高反应速度，突出分流剂分流效果，决定采取土酸作为实验酸，并在实验过程中加入水溶性分流剂SA-2，通过岩心流动实验，观察分流剂分流酸化效果。实验方案见表 1，流程见图 2。
图 3是A15H井岩心注酸实验压力响应曲线，可以看出，两块岩心在注入分流剂后，压力均出现了较大波动，并随着分流剂及酸液的继续注入而持续呈明显上升趋势，表明分流剂具有暂堵的作用；在分流剂的作用下，酸液在高驱替压力下向岩心低渗部位侵入并与低渗部位岩石发生反应。过酸后注入盐水，驱替压力迅速降低，说明起到封堵效果的分流剂被盐水全部溶解。表 2是分流酸化实验前后渗透率对比结果，可以看出：1号岩心酸化后，渗透率由0.19 ×10-3μm2上升到1.01 ×10-3μm2，2号岩心酸化后，渗透率由0.017 ×10-3μm2上升到0.25 ×10-3μm2，渗透率分别增加5.3倍和14.7倍，说明两块岩心都得到了充分、均匀酸化。因此，在东河1号岩性段水平井酸化增注措施中采用水溶性分流剂实现长水平井段的均匀改造是可行的。
2010年7月18日至7月19日，对A15H井5914.29 m~6367.51 m井段进行了分流酸化现场施工，该井目的层即为CⅢ油组1号岩性段，水平段整体采用筛管方式完井。施工注入井筒总液量458.01 m3，酸洗液5 m3。挤入地层总液量370.3 m3，前置酸108.2 m3，主体酸180.0 m3，后置液70.0 m3，泵压6.2 MPa~69.8 MPa，套压9.0 MPa~48.0 MPa，排量0.46 m3/min~1.29 m3/min。施工酸化液配方见表 3，施工曲线见图 4。
由图 4可以看出：
(1) 当高挤前置酸时，油套压持续上升，说明地层吸液困难；
(2) 当挤入主体酸(多氢酸)30 m3后，油压、套压出现明显下降，说明多氢酸突破了污染带，且提高主体酸排量后套压保持稳定，说明地层吸液能力得到了增强。
(3) 当第二次挤入主体酸的同时以150 L/min的速率加入分流液，油、套压继续上升，停注分流剂后套压升至38 MPa左右，说明分流剂对地层起到了一定暂堵作用。
(4) 酸化结束停泵压力分别为：油压35 MPa、套压34.9 MPa，远远小于之前两次酸化。表 4是该井三次酸化施工参数对比情况，可以看出前两次酸化均未采用分流酸化工艺，本次使用分流酸化工艺后更好地解除了地层污染, 储层吸液能力恢复较好，较上两次酸化施工达到了更好的效果。
图 5为A15H井本次分流酸化前后注水曲线，酸化前日注水67 m3，套压40 MPa, 酸化后日注水高达135 m3，套压22 MPa，吸水指数增加了约6倍，取得了显著的酸化效果。
(1) 多氢酸对比土酸所具备的缓速性能更适合于高温、低渗透、粘土含量高的砂岩油藏，能显著降低酸化反应速度，减少二次沉淀的产生，增加酸化反应距离，提高酸化效果。
(2) 水溶性分流剂SA-2针对水井酸化具有较好的适用性，酸化施工时能有效封堵高渗通道，扩大酸液波及系数，酸化结束后能全部溶解于盐水，从而实现全井段均匀酸化。
(3) 多氢酸分流酸化技术在东河油田A15H井成功应用，说明该技术对该类油藏具有较好的适用性，对缓解东河油田CⅢ油组地层压力、提高注水开发效果、实现东河油田的高产稳产具有十分重要的意义。
2011, Vol. 40 Issue (3): 285-288
2011, Vol. 40 Issue (3): 285-288