镇北油田是典型的低孔、低渗透油藏，由于储层物性较差、非均质性强，注水难度较大。自2013年以来，欠注井数逐年上升，目前有欠注井95口，占总开井数的10.3%，日均欠注1 268 m3，平均注水压力达到22.5 MPa，且逐年上升。受欠注影响，目前地层压力仅为14.1 MPa，保持水平79.7%，保持水平较低且逐年降低。油藏递减大，2017年自然递减率为18.6%，较2016年上升6.7%，并且单井产能低，仅为0.76 t/d。因此，欠注已成为制约油田开发的主要矛盾。寻找新的降压增注技术，对保持镇北油田长期稳定注水、实现高效开发极为重要。
酸化是注水井常用的增注措施。多种酸液体系都在低渗透油藏中广泛应用，并取得了较好的应用效果[1-6]。但是，由于储层物性的差异，镇北油田应用了磷酸、多氢酸、鳌和酸、有机土酸、胶束酸等多种酸液体系，效果不够理想，主要原因是渗透率过低使得酸液很难进入地层。水力冲压与酸化复合解堵是一种物理化学相结合的复合解堵技术。其通过水力冲压在近井地带形成许多放射状微细裂缝，显著改善近井地带的油层物性，使得后续酸液更容易进入地层深部。该技术曾在宝浪油田进行过试验并取得成功[7]，但其油藏渗透率要高于镇北油田长8油藏。在该技术的基础上，优化酸液体系，提出了一种缓速酸冲压酸化技术。在水力冲压的基础上，再通过缓速酸进行酸化解堵，这样能够增加酸液的有效作用距离，达到深部酸化的目的。在镇北油田进行现场试验，有效率达到100%，且大大地延长了措施有效期。
通过对镇北油田储层物性、流体特征以及垢样研究表明，其欠注的原因是由于储层物性差、采出水回注而导致注入水水质不达标及注入水与地层水的不配伍而结垢3个方面。
从2017年至2018年上半年，采用了酸化、酸压和压裂来降压增注。在酸化方面，采用了氟硼酸、深穿透复合酸、土酸、多元复合酸、缓速硫酸盐、多氢酸、乳化酸、暂堵酸等酸化体系进行注水井增注。累计实施124井次，措施效果不够理想，平均有效期96天。实施酸压增注27井次，有效19井次，有效率70.3%，平均有效期97天。实施大排量加砂压裂增注工艺，实施5口，1口有效，有效期167天，增注效果仍然欠佳。
镇北油田样品X衍射全岩矿物成分分析结果显示，黏土矿物主要以绿泥石为主，其次为伊蒙混层。因此，在注水或酸化过程中，易造成微粒运移、水化膨胀以及各种敏感性堵塞物的生成。考虑到储层低孔低渗、堵塞物中无机物和有机物均有，以及水质不配伍性易结垢的特点，主体酸液应具有深部穿透性、低腐蚀性以及沉淀抑制性的性能。
为了提高酸液的深部穿透性，达到深部酸化的效果，应控制酸液中H+的电离速度，在常规土酸的基础上，加入磷酸和氟硼酸两种多级电离的酸。氟硼酸作为一种缓速酸可以缓慢水解生成氢氟酸，其酸液体系可以始终保持较低的氢氟酸含量，提高酸液的有效作用距离；而且氟硼酸还具有化学凝聚黏土微粒的作用，凝聚后的黏土微粒在原地胶结，对地层产生的破坏较小。
为了使得酸液体系的酸化效果达到最大，在酸液体系中加入螯合剂、缓蚀剂、助排剂等添加剂，发挥其协同作用。由于储层中的黏土矿物主要以绿泥石为主，酸化时会产生酸敏效应，因此在酸液中加入羟基乙叉二膦酸(HEDP)。HEDP是一种有机磷酸，既是黏土稳定剂又是螯合剂，能有效地吸附在黏土表面，防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移对储层造成伤害，而且可以与铁等金属离子形成稳定的络合物，从而有效地控制砂岩酸盐反应时沉淀的产生。最终确定主体酸液配方为：8%(w)HCl+3%(w)HF+1%(w)HBF4+3%(w)HEDP+3%(w)H3PO4。
缓蚀剂选聚环氧琥珀酸钠，其分子极性基团中的氧原子具有未共用电子对，可以成为吸附中心，与金属形成五元环状化合物，并吸附于金属表面，沿金属表面形成一层致密的保护膜，从而起到缓蚀作用[8-9]。从实验结果(见表 1)可知，其静态腐蚀速率均低于Y/T 5405-2019《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》中的5~8 (g/m2·h)。
在酸液体系中加入一定量的聚环氧琥珀酸钠可以起到缓蚀作用，在酸化中保证聚环氧琥珀酸钠的质量分数不低于1%即可。
为降低酸液注入压力且提高残酸的返排效率，需要在酸液体系中加入助排剂，以降低界面张力，增大岩石表面的润湿角、毛细管半径，从而降低毛细管压力，便于残酸返排[10-11]。几种助排剂在酸液体系中的界面张力的实验结果见表 2。
加入聚乙二醇的酸液体系的界面张力下降的幅度最大，可以在一定程度上降低注水压力，有利于残酸的返排。因此，选择聚乙二醇作为助排剂。
实验室采用TX-500C型界面张力仪测定了在注入水中加入不同质量分数的聚乙二醇的水溶液的界面张力。结果表明，助排剂质量分数在0.5%以上时界面张力明显下降，超过1%时变化趋于稳定。因此，推荐使用聚乙二醇的质量分数为1%。
缓速酸酸液体系配方为8%(w)HCl+3%(w)HF+1%(w)HBF4+3%(w)HEDP+3%(w)H3PO4+1%(w)聚环氧琥珀酸钠+1%(w)聚乙二醇。为了提高镇北油田酸化的效果，酸液必须在溶蚀性、缓蚀性和沉淀抑制性上具有较好的性能。
酸岩反应速度决定了酸液的有效作用距离，为了评价酸液的缓速性能，在室内进行缓速酸与在用的6个酸液体系溶蚀性测试的对比实验，实验结果见图 1。
从图 1可看出，缓速酸的最终溶蚀率与磷酸和乳化解堵酸体系的相近，但缓速酸的初始溶蚀率比较小，能够保证酸液进入地层深部，达到深部酸化的目的。其他4种在用酸液体系的最终溶蚀率偏低，很难取得较好的酸化效果。
为了分析对比缓速酸对金属离子的鳌和抑制性能，分别取镇北油田在用的6种酸液体系各50 mL放置在烧杯中，加入相同体积的阳离子溶液，观察沉淀，再将其放入60 ℃恒温箱中恒温2 h，观察沉淀的变化情况，并进行过滤、烘干和称重，计算金属离子抑制性，结果见表 3。
从表 3可看出，与在用的6种酸液体系相比，缓速酸对Ca2+、Mg2+和Fe3+等金属离子具有很好的鳌和抑制效果，能起到减少二次沉淀的作用，可以满足酸化后不返排的要求。
为了评价酸液对储层渗透率的改善效果，采用天然岩心进行岩心驱替实验。其渗透率改善值变化曲线如图 2所示。
从图 2可看出，缓速酸能很好地改善岩心的渗透率。
2018年，在长8油藏进行了3口井的现场试验，成功率100%，有效率100%，措施效果见表 4。
从表 4可看出，措施后平均注水压力由22.0 MPa下降到18.1 MPa，下降了3.9 MPa。截至2019年5月30日，平均注水压力仍下降1.7 MPa，保持在20.3 MPa。3口井日注水量由2 m3上升到53 m3，日增注51 m3，目前持续有效，有效期已达到270天，远远超过原采用措施的有效期，降压增注效果显著。
(1) 镇北油田长8油藏注水压力高、欠注严重，原有措施效果较差，有效期较短，其主要原因是地层渗透率低，酸液很难达到地层深部。因此，提出了一种缓速酸冲压酸化工艺技术。该技术在水力冲压基础上，在近井地带形成许多放射状微细裂缝，再通过缓速酸进行酸化解堵，增加了酸液的有效作用距离，达到深部酸化的目的。
(2) 结合储层物性和伤害因素，优选的缓速酸酸液体系为8%(w)HCl+3%(w)HF+1%(w)HBF4+3%(w)HEDP+3%(w)H3PO4+1%(w)聚环氧琥珀酸钠+1%(w)聚乙二醇。该酸液体系1 h溶蚀率为25.02%，8 h溶蚀率为35.31%；Ca2+抑制率为87.76%，Mg2+抑制率为88.87%，Fe3+抑制率为86.88%，沉淀抑制性明显优于目前在用酸化体系；岩心驱替实验也表明该酸液体系能明显改善地层的渗透率。
(3) 对镇北油田长8油藏的3口注水井进行冲压酸化现场试验，措施有效率100%，措施后平均注水压力下降了3.9 MPa，日增注51 m3，有效期已达到270天，取得了较好的降压增注效果。但多次施工产生新微裂缝的可能性较小，增注效果势必会下降，建议加强酸液体系优化的研究，进一步优化适用于后期的酸液体系。
2020, Vol. 49 Issue (5): 82-86
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