氮氣泡沫酸酸化技術(shù)研究與應用

1、氮氣泡沫酸酸化技術(shù)研究與應用前言我廠大多數(shù)油藏是非均質(zhì)復雜斷塊油氣藏，儲層非均質(zhì)性嚴重，各層系滲透率差異很大。油水井普遍存在產(chǎn)出與注入剖面嚴重不均的現(xiàn)象。加之在開發(fā)過程中部分措施對儲層造成了一定傷害，而低滲層受到傷害后往往不易恢復，從而使得層間矛盾更加突出，嚴重影響了油氣井正常生產(chǎn)。砂巖儲層酸化技術(shù)是一項解除近井地帶污染、疏通油氣流動通道的重要措施，已形成系列酸化技術(shù)，在油田不同時期的開發(fā)中發(fā)揮了重要作用，但油田已進入中后期開發(fā)，地層能量逐漸降低、層間矛盾日益突出、井筒及近井地帶污染加劇、井況嚴重惡化、卡封分層酸化受限，對酸化技術(shù)提出了更高要求。對于注入能力懸殊較大的多層非均質(zhì)油氣藏，籠統(tǒng)酸化

2、時酸液將遵循自然選擇原則，酸液優(yōu)先進入高滲透層帶，而低滲透層或傷害嚴重層不能進酸或進酸太少。使得高滲透層吸酸過多，對巖石過量溶蝕，造成儲層垮塌，引起儲層二次傷害；而低滲透層則得不到改善，達不到酸化解堵目的。對于地層能量較低的油井來說，常規(guī)純液體酸化殘液返排困難，易對地層造成二次污染。為了有效解決這些矛盾，達到均勻布酸提高吸酸剖面、均勻改善各層滲透率的目的，提高油田中后期開發(fā)油氣藏酸化效果，應用泡沫酸酸化技術(shù)提高低滲透油氣流滲流能力以及解除油氣井井筒和近井地帶的污染的研究已迫在眉睫，通過本課題的研究以期為低壓低能低滲非均質(zhì)油層的酸化提供了一條新途徑。泡沫酸是以常規(guī)酸化液及其添加劑為基液，充加氣體

3、(氮氣或二氧化碳等)，由起泡劑發(fā)泡和穩(wěn)泡劑穩(wěn)定等構(gòu)成的多相體系泡沫酸將泡沫特性與酸液溶蝕性能有機結(jié)合起來，使之兼有泡沫性質(zhì)和酸化能力，具備了其它純液體酸酸化技術(shù)無法比擬的技術(shù)優(yōu)勢。泡沫酸酸化技術(shù)與常規(guī)酸酸化技術(shù)相比具有以下優(yōu)勢：(1)在非均質(zhì)地層中的分流特性，無需進行其它分層措施就能達到均勻布酸的效果： (2) 泡沫屬低密度流體，易返排，攜帶能力強，地層二次傷害小，增產(chǎn)效果好；(3)緩速效果好，穿透能力強，能進入地層深部進行解堵；(4)濾失量低，適合用于水敏性地層；(5)管柱設備腐蝕低，施工安全可靠；上述特性使得泡沫酸可以用于常規(guī)酸化不能夠涉及的特殊地層(低壓低能、低滲、水敏性地層、非均質(zhì)性油

4、氣藏)的酸化施工，并且將預期取得較好的效果。1、 實驗部分 1.1主體酸液優(yōu)化篩選近年來我廠對酸化配方不斷的進行調(diào)整，從早期的15%HCL+3%HF+ 到近來用的12%HCL+1%HF+ 主要是因為高HF在酸化時產(chǎn)生的沉淀物二次污染地層。 巖芯溶失率實驗數(shù)據(jù)表（溫度：時間：小時）序號主體酸配方巖芯井溶失率（%）115%HCL+3%HAC+1%B-125+韋2-123.50212%HCL+1%HF+ 韋2-127.7538%HCL+2%HF+ 韋2-133.5415%HCL+3%HF+ 韋2-134.56 本次使用8%HCL+2%HF+ 配方，主要是因為用泡沫酸酸化時能及時排液，HF與地層反應產(chǎn)

5、物沒有機會沉淀。配方3與配方4溶失率相差不大。1.2氣相的選擇用于石油工業(yè)的泡沫流體，其氣相多為空氣、氮氣、二氧化碳以及天然氣。由于空氣和天然氣存在著易燃、易爆等不安全因素，應盡量避免用于油、氣生產(chǎn)井。而用于油、氣生產(chǎn)井的泡沫流體，一般多采用氮氣或二氧化碳作為氣相。氮氣是一種無色、無味、無臭的氣體，它在地球大氣中占有五分之四的體積。氮氣是一種惰性氣體。由于氮氣的物理、化學性能穩(wěn)定，使用安全可靠，來源有保證且價格較適中。氮氣為惰性氣體，不易與地層流體及巖石發(fā)生發(fā)應，在水中的溶解能力大約僅為二氧化碳的110，因此可避免發(fā)生乳化、沉淀堵塞地層的情況，也不腐蝕地面及井下設備和工具。而二氧化碳由于溶解能

6、力強和極易反應的性質(zhì)，因此，形成的泡沫穩(wěn)定性較差。由于二氧化碳可壓縮性大，在給定一個泡沫質(zhì)量時，比氮氣需要更多的氣液比。1.3起泡劑優(yōu)化篩選主體酸液的正確選擇是基質(zhì)酸化成功的關(guān)鍵之一。但是，泡沫酸與普通酸最根本的區(qū)別是泡沫酸中充入了氣體，利用氣液兩相流體在地層中的滲流特點達到選擇性的目的。因此，泡沫酸中起泡劑的選擇及泡沫的穩(wěn)定性，是泡沫酸是否成功的另一個關(guān)鍵。本部分研究首先討論起泡劑的篩選，保證泡沫酸在油藏條件下具有良好的起泡性能：其次討論穩(wěn)泡劑的篩選，保證泡沫的穩(wěn)定性；然后，討論其它各種添加劑的篩選，以防止過度腐蝕、防止形成酸渣和鐵沉淀等，保證泡沫酸的有效作用范圍和防止地層二次污染。1.3.

7、1起泡劑在水溶液中的起泡能力評價濃度（%）HJF-1HJF-2HJF-3HJF-4HJF-50.23005005004004500.45007056054605100.67008406505605400.885087073564060018509007906306301.28508807806205701.4820870760580550由上表和圖可以看出在水溶液中五種起泡劑都可以達到起泡的效果，隨著起泡劑濃度的增加，起泡能力增加。但是，當發(fā)泡劑濃度達到一定濃度后，起泡劑的發(fā)泡能力隨起泡劑濃度的提高而增加不大，還可能變小。HJF-2的起泡性能最好，在濃度為1.0時，起泡性能最好1.3.2起泡劑

8、在土酸中起泡能力評價因為在酸化時，酸和泡沫是一起進入地層的，為此進行了酸對起泡劑的起泡性能的影響。HJF-1HJF-2HJF-3HJF-4HJF-50.2220403602903200.4360404003303600.6500404604003800.8600405254604301600405604504501.260040560440440從上面的實驗中可以看出，在五種藥劑中，在有酸的情況下HJF-2基本不能起泡，而別的起泡劑性能也不如在水中的起泡能力。在有酸的情況下HJF-1的性能最好。1.3.3 HJF-1泡沫體系耐溫性能實驗實驗采用Warning-blender攪拌法，起泡劑濃度為

9、0.5%，攪拌速度為7000r/min，攪拌時間為3min。然后將量筒置于恒溫水浴中觀察其半衰期，結(jié)果如圖2-8所示：圖2-8. 溫度與泡沫半衰期關(guān)系由上圖可以看出：隨著溫度的增加，泡沫的穩(wěn)定性逐漸變差。其原因主要有以下幾點：溫度升高，表面活性劑自由能增加，引起表面張力的變化，從而影響了泡沫的穩(wěn)定性；溫度升高，分子間作用力小，液相粘度減小，而且隨著溫度升高，氣液界面上表面活性劑的定向吸附層松弛，也會使表面粘度下降，引起泡沫穩(wěn)定性變差；隨著溫度的升高，液膜的揮發(fā)增加，促使液膜減薄，因而會降低泡沫的穩(wěn)定性。但同時也可能發(fā)生相反的影響，就是在溶劑易揮發(fā)的情況下，溫度增高，膜上表面活性劑濃度增大，反而

10、會提高泡沫體系的穩(wěn)定性表面活性劑吸附在氣液界面，形成一層堅固的泡膜，從而增加了液膜的強度與彈性，當溫度升高時，表面吸附量減小，則泡沫的穩(wěn)定性變差。1.3.4 HJF-1泡沫體系耐壓性能實驗利用高壓反應釜在15下研究泡沫的穩(wěn)定性，其結(jié)果如圖2-9所示：圖2-9. 壓力與泡沫半衰期關(guān)系從上圖可以看出，隨著壓力的增加，泡沫半衰期明顯增大，且增加幅度也越來越大，說明壓力升高，泡沫穩(wěn)定性變好。其原因主要是因為壓力明顯影響了泡沫的結(jié)構(gòu)。一方面在高壓反應釜中研究泡沫穩(wěn)定性時，可觀察到生成泡沫的直徑隨壓力升高而減小。而液膜的排液時間又隨著泡沫直徑減少而增加，特別是當排液時間小于排除液體50%的時間時，排液速度

11、是恒定的，所以排除一定量的原始液體體積百分數(shù)所需的時間與泡沫直徑平方成反比，壓力增加使得泡沫直徑變小，而泡沫直徑變小又大大增加了泡沫的穩(wěn)定性；另一方面，隨著壓力的升高，泡沫中的氣泡直徑大小變得更加均勻，表面吸附膜更加緊密，此時氣體透氣性變差，減小了相鄰氣泡間的氣體擴散，泡沫的穩(wěn)定性變好。1.9產(chǎn)品的抗油性凝析氣井開發(fā)后期由于地層壓降大，地露壓差大,井筒積液嚴重影響產(chǎn)能且導致廢棄壓力高，最終采收率低，排水采氣是后期開發(fā)的必要手段。因此對凝析氣井進行泡沫排水采氣有著更重要的意義。國內(nèi)外已有泡排劑十多種，分別適合于不同的積液氣藏，但是它們一般適用于80以下的地層和凝析油含量不高的氣井，隨環(huán)境溫度的升

12、高和凝析油含量的增加，泡排劑的起泡能力和穩(wěn)定性會大大降低，尤其在100以上的高溫地層和凝析油含量大于20%的氣井中，許多起泡劑產(chǎn)生的泡沫會在12min內(nèi)消失，甚至不產(chǎn)生泡沫。國內(nèi)泡排劑抗凝析油性能普遍較差，尤其是在凝析油含量達到10%時，根本不能產(chǎn)生泡沫。隨著石油工業(yè)的發(fā)展，凝析氣井的泡沫排水采氣工藝和泡排劑的選取以及施工參數(shù)的確定，成為凝析氣井泡沫排水采氣工藝的關(guān)鍵因素。針對含水很少的凝析氣井，降低油水的界面張力，減小油水的內(nèi)聚力，在天然氣流的攪動下，更容易被粉碎成霧狀，達到霧狀流，凝析油和水更容易被氣流帶出。泡排劑加到凝析氣井帶液能力差的氣井后，對排液有以下作用：（1）降低水的表面張力；（

13、2）流態(tài)的轉(zhuǎn)變,泡排劑加入井里后，利用泡排劑與凝析油、水體系發(fā)生乳化作用，乳化后的油水體系的表面張力降低，油水體系易被氣流分散，成為霧狀流或環(huán)膜流。（3）提高氣泡流態(tài)的鼓泡高度，從而使鼓泡高度到不了井口的氣井，卻能夠到達井口自溢。（4）減少了氣流的滑脫損失。加人泡排劑后，氣以泡狀分散在液膜中，形成一種網(wǎng)狀泡沫結(jié)構(gòu)，氣水同時運功，可減少滑脫損失。本實驗將在得出的實驗配方（0.08mol NH4Cl、0.08mol NaNO2、0.24g SDS、0.12g CMC、1.8g檸檬酸、50ml反應液）中測定凝析油含量在10%50%之間時，泡排劑的抗凝析油能力。經(jīng)測試后，固體產(chǎn)物的最大泡沫量（ml）、

14、半衰期（min）和攜液量（ml）結(jié)果如表8所示：表8 含油量的影響實驗序號含油量最大泡沫量半衰期攜液量（ml）(ml)(min)(ml)15955392321010145825315930502542092555215259005124總結(jié)：在凝析油含量為20%時，50ml反應液的最大泡沫量達到了1014ml，超過了20倍，而半衰期為58min；當凝析油含量為50%時，最大泡沫量也有900ml，半衰期為51min。從實驗分析得知：該自生泡沫體系具有良好的抗油能力。現(xiàn)場應用韋2斷塊為低滲-特低滲油藏，具有常規(guī)物性差、孔隙結(jié)構(gòu)復雜及較強的非均質(zhì)性特點，水驅(qū)波及系數(shù)低、細長孔道易于形成微觀死油區(qū)。從

15、赤岸油田油井的產(chǎn)液剖面資料分析，動用程度僅為 %,尤其上套層系動用程度更差。而且該區(qū)塊壓裂容易導致水竄。如韋2-20、韋5-27、23等。韋2-20井壓裂前日產(chǎn)油3.5t，不含水，壓裂后，日產(chǎn)液上升至10.4m3,含水上升至81.1%。當年5月含水上升到99.1%已關(guān)井。對于此類非均質(zhì)強的油田，采用一趟管柱分層酸化技術(shù)很有必要。按照油井出水類型、底水錐頂離油層下部距離，油層水淹情況，調(diào)配不同的分層酸化管柱和施工工藝，從而提高改造的目的性和有效性。層 位層號井 段層 厚孔隙度滲透率含油飽和度結(jié) 論E1f1261533.40-1535.602.2011.775.8522.97水淹層71537.20

16、-1541.604.405.410.300.36干層E1f1381542.50-1550.107.6011.754.8319.23水淹層E1f1391552.30-1555.102.8011.494.9020.24水淹層E1f13101555.90-1561.205.3010.863.4322.08水淹層111564.90-1571.206.304.860.250.54干層E1f13121573.60-1576.202.6013.769.0245.98水淹層131578.20-1580.202.0012.976.9641.23水淹層141582.30-1588.706.4011.134.001

17、7.81水淹層韋2-62井2006年12月投產(chǎn)，當時產(chǎn)液5.2方，油3.6T，含水31%。到2011年2月井下有落物末能打撈停井。2012年5月19日完鉆，6月酸化投產(chǎn)后產(chǎn)液量為1.1t/d，現(xiàn)酸化前每天只有0.9t/d。它的近井地層壓力韋2-54在2013年4月測試為11.6MPa，壓力系數(shù)為0.77；韋2-58在2013年5月測試地層壓力為10.10 MPa，壓力系數(shù)為0.68；為2013年8月7日對其進行泡沫酸化，投產(chǎn)后日產(chǎn)液6.1方，產(chǎn)油4.3t; 到2013年11月底已累計增產(chǎn)原油366噸，有效期已達107天，目前還在收效。側(cè)韋2-62a井酸化前后對比生產(chǎn)曲線側(cè)韋2-62a井生產(chǎn)情況表年月生產(chǎn)天數(shù)日產(chǎn)油