基质酸化施工存在的问题及处理

基质酸化施工存在的问题及处理

陈建刚1郭建春2周小平1罗天雨1

（1.西南石油大学研究生院 2.西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室）摘要基质酸化是在油气勘探和开发中被广泛应用，酸化施工虽然成本较低，但结果常常不理想。调研了过去10年在9个国家进行的基质酸化处理的施工结果，急性了详细的比较和分析，找出了基质酸化施工处理成功和失败的各种影响因素，并针对具体的酸化施工中所存在的各种问题进行了讨论，提出了相应的措施及建议。

关键词：砂岩地层碳酸盐岩地层疏松砂岩基质酸化酸化效果所谓基质酸化，就是在低于岩石破裂压力下，将酸注入储层孔隙（晶间、孔隙或裂缝），其目的是使酸大体沿径向流入储层，溶解孔隙空间的颗粒及堵塞物，通过扩大孔隙空间，以消除（或穿越）井筒附近储层渗透率降低的不良影响（污染），恢复和提高哦啊储层渗透率，从而达到增产的目的[1]。

目前酸化施工虽然相对成本较低，但结果不尽如人意。主要原因是酸化后相当一部分井是无效的（AROC公司统计三分之一的基质酸化是无效的），并且造成增油量不高、产水量过多、残酸破乳难等。这些问题产生既与处理作业的设计施工参数有关，也与油藏本身特性极为相关。

1 酸化施工失败原因分析

通过资料调研[2]，分析了过去10年在9个不同国家（加拿大、

美国、委内瑞拉、俄罗斯和中国等）进行的基质酸化处理的施工结果。这些井包括初探井、评价井、开发井、和注水井。储层类型包括砂岩储层、碳酸盐岩储层和固结疏松砂岩储层，总计进行了662次基质酸化处理的详细评价。根据资料显示：有12%的施工失败，大约88%的井次施工成功。固结疏松砂岩的施工成功率最低（约78%～80%），成功率最高的是碳酸盐岩储层，为91%。

值得注意的是：在这些失败的施工中，有73%的失败是由于增产措施工艺不当造成的，27%的失败是由于增产液体类型、体积、添加剂和层序的设计不当造成的。这就意味着不得不优先考虑提高施工监督技术、实施评价技术和现场质量控制。

1.1酸化处理砂岩失败原因

针对砂岩储层的初探井、开发井、注汽或注水井，共施工64次，32次成功，32次失败。

工作液注入地层方式不当。由于泥饼的存在，引起注入流体失败。如果在注入前用扰形管放入井底清洗（或循环混合酸液）射孔井段，则可取得成功（有4口初探井、3口开发井、2口注水井取得成功）。所以基质酸化所必须遵循的一个技术原则就是施工前必须用扰形管清洗井眼。

采用15%的盐酸前置液。用15%HCl前置液对3口初探井，3口受污染的开发井进行施工，均告以失败，持续注入，前置液被迫循环出井。最有效的增产流体应该使用3%～4%HF直接注入到射孔井段。

原先的3口初探井出液，3口受污染的开发井最终的表皮系数下降到2～5。因此，这种成功的因素应考虑尽量避免使用HCl做前置液，尤其是在初探井钻探过程中的试油时更应注意这点。遗憾的是到目前为止，很多油田和服务公司没有注意到这点，继续在初探井中使用HCl 前置液，经常导致施工质量问题，进而储层被认为低潜能或无产能。

许多专家固执地坚持使用HCl前置液，认为可以阻止5%～10%的碳酸盐岩成分引起的附加伤害。如果由于地层污染已经引起地层的不出液，增产施工初期就不可能有注入能力，那么像HCl这一类的无效流体也就很难想象有一个合适的逻辑支持。

注入压力和速度不当。应遵循“最大注入压力和最大注入速率”准则。有4口施工失败的开发井储层为超大厚油层。经作业后精确的评估表明，所采用的压力为147～368kW，而实际按“最大注入压力，最大排量”原则所需水马力应为1471～2207kW。二次施工采用同样的酸液体系，采用“最大压力，最大排量”，取得了成功，表皮系数降低到0。

射孔未深度穿透。有2口未出液的初探井失败是因为射孔为穿透。用3%HF注入到射孔段，但经过1～2h的施工，酸液未进入目的层。重新射孔，用高压清洗射孔井眼，获得了注入能力，基质条件恢复，随后污染被解除。

超过了破裂压力。4口井（包含一口注水井）失败是由于现场施工监督不力，造成施工超过了破裂压力。用同样的工作液在破裂压力之下施工，取得成功。

工作液选择不当。选择工作液错误导致了4口井的施工失败。一口井采用了基于实验结果的乙酸。施工结束后，表皮系数几乎是未施工前35的两倍。用3%HF重复施工，最终表皮系数降到5以下。有1口井的情况如下：最初产量为350m3/d，6mon后下降到63.6m3/d。重新射孔后产量上升到318m3/d，然后很快又下降到63.6m3/d左右。用HF酸施工，产量提高仅仅维持了3mon。这种情况经研究人员仔细分析后认为是微粒运移造成的。采用HBF4酸进行增产施工，井的产量以302m3/d维持了5a。

浸泡时间。浸泡时间持续太久，会带来不利影响。因为氢氟酸与普通粘土矿物反应后，终究会产生一些不溶性沉淀物。这些沉淀物随时间持续，体积逐渐增长，这跟结晶现象有些相似。沉淀物的增长速度随着酸液浓度的升高（及沉淀物过饱和状态加剧）而变快。

1.2酸处理碳酸盐岩失败原因

针对碳酸盐岩储层的初探井、开发井、注水井，施工共72次。

工作液注入地层方式不当。有8口井失败的重要原因是注入增产流体工序而引起的实效。用扰形管注入盐酸清洗井眼和射孔段，均获得了产量。

注入压力和速度不当。当裂缝宽度给定时，会导致酸的有效作用距离增大。但是由于提高注酸排量等于增大了剪切速度，又使酸的反应速度加快，当酸排量给定时，裂缝宽度增大，是剪切速度降低，导致了较低的反应速度，从而可提供较深的有效作用距离。

连续油管定位不准确。有两口初探井施工失败是由于连续油管不正确定位造成的（连续油管定位在射孔段的上方）。用28%HCl施工，仍没得到产量。二次施工，采用精确定位连续油管方法后，循环28%HCl体系，得到产量。

错误的酸液循环。在井深6500m，井底温度180o C的井中，使用尾管循环HCl酸处理25m厚的射孔段。施工前，油井每天仅产液47.4m3，表皮系数大于200。施工后，经精确的压力恢复分析，表皮系数仍为45。仔细分析表明，施工过程酸液循环停止，混合酸液为从尾管排出。即是说仅仅射孔段的低位部分被酸化出液。尾管机械性脱落，掉进了井底小口径井眼。用28%HCl注入地层，对射孔段上部进行施工。二次施工压力恢复解释得到的表皮系数为0，最终产量为470m3/d。

另外，基于碳酸盐岩储层本身的一般层较厚，纵向非均质性强的特点，要想有效酸化，必须对注入酸液进行有效的分流[3]。碳酸盐岩中的分流一般比砂岩要困难很多，因为酸在碳酸盐岩基质中的孔隙和流道中反应会极大地提高地层渗透率。提高注入速度并使用射孔球密封器可以获得有效的分流，但能否获得成功与射孔密度和目的层的位置有关。碳酸盐岩基质酸化比较有效的分流方式是使用稠化酸和非稠化酸交替注入的方式。

工作液选择不当。碳酸盐岩中经常使用的15%和28%HCl。两者相比，28%HCl溶解的碳酸盐岩较多，但是需要加入更多的缓蚀剂。28%HCl可能会产生井壁稳定性问题，而且极有可能产生堵塞和乳化。