氮气泡沫酸酸化技术研究与应用.docx
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氮气泡沫酸酸化技术研究与应用
氮气泡沫酸酸化技术研究与应用
前言
我厂大多数油藏是非均质复杂断块油气藏，储层非均质性严重，各层系渗透率差异很大。
油水井普遍存在产出与注入剖面严重不均的现象。
加之在开发过程中部分措施对储层造成了一定伤害，而低渗层受到伤害后往往不易恢复，从而使得层间矛盾更加突出，严重影响了油气井正常生产。
砂岩储层酸化技术是一项解除近井地带污染、疏通油气流动通道的重要措施，已形成系列酸化技术，在油田不同时期的开发中发挥了重要作用，但油田已进入中后期开发，地层能量逐渐降低、层间矛盾日益突出、井筒及近井地带污染加剧、井况严重恶化、卡封分层酸化受限，对酸化技术提出了更高要求。
对于注入能力悬殊较大的多层非均质油气藏，笼统酸化时酸液将遵循自然选择原则，酸液优先进入高渗透层带，而低渗透层或伤害严重层不能进酸或进酸太少。
使得高渗透层吸酸过多，对岩石过量溶蚀，造成储层垮塌，引起储层二次伤害；而低渗透层则得不到改善，达不到酸化解堵目的。
对于地层能量较低的油井来说，常规纯液体酸化残液返排困难，易对地层造成二次污染。
为了有效解决这些矛盾，达到均匀布酸提高吸酸剖面、均匀改善各层渗透率的目的，提高油田中后期开发油气藏酸化效果，应用泡沫酸酸化技术提高低渗透油气流渗流能力以及解除油气井井筒和近井地带的污染的研究已迫在眉睫，通过本课题的研究以期为低压低能低渗非均质油层的酸化提供了一条新途径。
泡沫酸是以常规酸化液及其添加剂为基液，充加气体（氮气或二氧化碳等），由起泡剂发泡和稳泡剂稳定等构成的多相体系．泡沫酸将泡沫特性与酸液溶蚀性能有机结合起来，使之兼有泡沫性质和酸化能力，具备了其它纯液体酸酸化技术无法比拟的技术优势。
泡沫酸酸化技术与常规酸酸化技术相比具有以下优势：
（1）在非均质地层中的分流特性，无需进行其它分层措施就能达到均匀布酸的效果：
（2）泡沫属低密度流体，易返排，携带能力强，地层二次伤害小，增产效果好；
（3）缓速效果好，穿透能力强，能进入地层深部进行解堵；
（4）滤失量低，适合用于水敏性地层；
（5）管柱设备腐蚀低，施工安全可靠；
上述特性使得泡沫酸可以用于常规酸化不能够涉及的特殊地层（低压低能、低渗、水敏性地层、非均质性油气藏）的酸化施工，并且将预期取得较好的效果。
1、实验部分
1.1主体酸液优化筛选
近年来我厂对酸化配方不断的进行调整，从早期的15%HCL+3%HF+到近来用的12%HCL+1%HF+主要是因为高HF在酸化时产生的沉淀物二次污染地层。
岩芯溶失率实验数据表（温度：
６０℃ 时间：
４小时）
序号
主体酸配方
岩芯井
溶失率（%）
1
15%HCL+3%HAC+1%B-125+……
韦2-1
23.50
2
12%HCL+1%HF+
韦2-1
27.75
3
8%HCL+2%HF+
韦2-1
33.5
4
15%HCL+3%HF+
韦2-1
34.56
本次使用8%HCL+2%HF+配方，主要是因为用泡沫酸酸化时能及时排液，HF与地层反应产物没有机会沉淀。
配方3与配方4溶失率相差不大。
1.2气相的选择
用于石油工业的泡沫流体，其气相多为空气、氮气、二氧化碳以及天然气。
由于空气和天然气存在着易燃、易爆等不安全因素，应尽量避免用于油、气生产井。
而用于油、气生产井的泡沫流体，一般多采用氮气或二氧化碳作为气相。
氮气是一种无色、无味、无臭的气体，它在地球大气中占有五分之四的体积。
氮气是一种惰性气体。
由于氮气的物理、化学性能稳定，使用安全可靠，来源有保证且价格较适中。
氮气为惰性气体，不易与地层流体及岩石发生发应，在水中的溶解能力大约仅为二氧化碳的1／10，因此可避免发生乳化、沉淀堵塞地层的情况，也不腐蚀地面及井下设备和工具。
而二氧化碳由于溶解能力强和极易反应的性质，因此，形成的泡沫稳定性较差。
由于二氧化碳可压缩性大，在给定一个泡沫质量时，比氮气需要更多的气液比。
1.3起泡剂优化筛选
主体酸液的正确选择是基质酸化成功的关键之一。
但是，泡沫酸与普通酸最根本的区别是泡沫酸中充入了气体，利用气液两相流体在地层中的渗流特点达到选择性的目的。
因此，泡沫酸中起泡剂的选择及泡沫的稳定性，是泡沫酸是否成功的另一个关键。
本部分研究首先讨论起泡剂的筛选，保证泡沫酸在油藏条件下具有良好的起泡性能：
其次讨论稳泡剂的筛选，保证泡沫的稳定性；然后，讨论其它各种添加剂的筛选，以防止过度腐蚀、防止形成酸渣和铁沉淀等，保证泡沫酸的有效作用范围和防止地层二次污染。
1.3.1起泡剂在水溶液中的起泡能力评价
浓度（%））
HJF-1
HJF-2
HJF-3
HJF-4
HJF-5
0.2
300
500
500
400
450
0.4
500
705
605
460
510
0.6
700
840
650
560
540
0.8
850
870
735
640
600
1
850
900
790
630
630
1.2
850
880
780
620
570
1.4
820
870
760
580
550
由上表和图可以看出在水溶液中五种起泡剂都可以达到起泡的效果，随着起泡剂浓度的增加，起泡能力增加。
但是，当发泡剂浓度达到一定浓度后，起泡剂的发泡能力随起泡剂浓度的提高而增加不大，还可能变小。
HJF-2的起泡性能最好，在浓度为1.0时，起泡性能最好
1.3.2起泡剂在土酸中起泡能力评价
因为在酸化时，酸和泡沫是一起进入地层的，为此进行了酸对起泡剂的起泡性能的影响。
HJF-1
HJF-2
HJF-3
HJF-4
HJF-5
0.2
220
40
360
290
320
0.4
360
40
400
330
360
0.6
500
40
460
400
380
0.8
600
40
525
460
430
1
600
40
560
450
450
1.2
600
40
560
440
440
从上面的实验中可以看出，在五种药剂中，在有酸的情况下HJF-2基本不能起泡，而别的起泡剂性能也不如在水中的起泡能力。
在有酸的情况下HJF-1的性能最好。
1.3.3HJF-1泡沫体系耐温性能实验
实验采用Warning-blender搅拌法，起泡剂浓度为0.5%，搅拌速度为7000r/min，搅拌时间为3min。
然后将量筒置于恒温水浴中观察其半衰期，结果如图2-8所示：
图2-8.温度与泡沫半衰期关系
由上图可以看出：
随着温度的增加，泡沫的稳定性逐渐变差。
其原因主要有以下几点：
①温度升高，表面活性剂自由能增加，引起表面张力的变化，从而影响了泡沫的稳定性；
②温度升高，分子间作用力小，液相粘度减小，而且随着温度升高，气液界面上表面活性剂的定向吸附层松弛，也会使表面粘度下降，引起泡沫稳定性变差；
③随着温度的升高，液膜的挥发增加，促使液膜减薄，因而会降低泡沫的稳定性。
但同时也可能发生相反的影响，就是在溶剂易挥发的情况下，温度增高，膜上表面活性剂浓度增大，反而会提高泡沫体系的稳定性
④表面活性剂吸附在气液界面，形成一层坚固的泡膜，从而增加了液膜的强度与弹性，当温度升高时，，表面吸附量减小，则泡沫的稳定性变差。
1.3.4HJF-1泡沫体系耐压性能实验
利用高压反应釜在15℃下研究泡沫的稳定性，其结果如图2-9所示：
图2-9.压力与泡沫半衰期关系
从上图可以看出，随着压力的增加，泡沫半衰期明显增大，且增加幅度也越来越大，说明压力升高，泡沫稳定性变好。
其原因主要是因为压力明显影响了泡沫的结构。
一方面在高压反应釜中研究泡沫稳定性时，可观察到生成泡沫的直径随压力升高而减小。
而液膜的排液时间又随着泡沫直径减少而增加，特别是当排液时间小于排除液体50%的时间时，排液速度是恒定的，所以排除一定量的原始液体体积百分数所需的时间与泡沫直径平方成反比，压力增加使得泡沫直径变小，而泡沫直径变小又大大增加了泡沫的稳定性；另一方面，随着压力的升高，泡沫中的气泡直径大小变得更加均匀，表面吸附膜更加紧密，此时气体透气性变差，减小了相邻气泡间的气体扩散，泡沫的稳定性变好。
1.9产品的抗油性
凝析气井开发后期由于地层压降大，地露压差大,井筒积液严重影响产能且导致废弃压力高，最终采收率低，排水采气是后期开发的必要手段。
因此对凝析气井进行泡沫排水采气有着更重要的意义。
国内外已有泡排剂十多种，分别适合于不同的积液气藏，但是它们一般适用于80℃以下的地层和凝析油含量不高的气井，随环境温度的升高和凝析油含量的增加，泡排剂的起泡能力和稳定性会大大降低，尤其在100℃以上的高温地层和凝析油含量大于20%的气井中，许多起泡剂产生的泡沫会在1～2min内消失，甚至不产生泡沫。
国内泡排剂抗凝析油性能普遍较差，尤其是在凝析油含量达到10%时，根本不能产生泡沫。
随着石油工业的发展，凝析气井的泡沫排水采气工艺和泡排剂的选取以及施工参数的确定，成为凝析气井泡沫排水采气工艺的关键因素。
针对含水很少的凝析气井，降低油水的界面张力，减小油水的内聚力，在天然气流的搅动下，更容易被粉碎成雾状，达到雾状流，凝析油和水更容易被气流带出。
泡排剂加到凝析气井带液能力差的气井后，对排液有以下作用：
（1）降低水的表面张力；
（2）流态的转变,泡排剂加入井里后，利用泡排剂与凝析油、水体系发生乳化作用，乳化后的油水体系的表面张力降低，油水体系易被气流分散，成为雾状流或环膜流。
（3）提高气泡流态的鼓泡高度，从而使鼓泡高度到不了井口的气井，却能够到达井口自溢。
（4）减少了气流的滑脱损失。
加人泡排剂后，气以泡状分散在液膜中，形成一种网状泡沫结构，气水同时运功，可减少滑脱损失。
本实验将在得出的实验配方（0.08molNH4Cl、0.08molNaNO2、0.24gSDS、0.12gCMC、1.8g柠檬酸、50ml反应液）中测定凝析油含量在10%～50%之间时，泡排剂的抗凝析油能力。
经测试后，固体产物的最大泡沫量（ml）、半衰期（min）和携液量（ml）结果如表8所示：
表8含油量的影响
实验序号
含油量
最大泡沫量
半衰期
携液量
（ml）
（ml）
（min）
（ml）
1
5
955
39
23
2
10
1014
58
25
3
15
930
50
25
4
20
925
55
21
5
25
900
51
24
总结：
在凝析油含量为20%时，50ml反应液的最大泡沫量达到了1014ml，超过了20倍，而半衰期为58min；当凝析油含量为50%时，最大泡沫量也有900ml，半衰期为51min。
从实验分析得知：
该自生泡沫体系具有良好的抗油能力。
现场应用
韦2断块为低渗-特低渗油藏，具有常规物性差、孔隙结构复杂及较强的非均质性特点，水驱波及系数低、细长孔道易于形成微观死油区。
从赤岸油田油井的产液剖面资料分析，动用程度仅为%,尤其上套层系动用程度更差。
而且该区块压裂容易导致水窜。
如韦2-20、韦5-27、23等。
韦2-20井压裂前日产油3.5t，不含水，压裂后，日产液上升至10.4m3,含水上升至81.1%。
当年5月含水上升到99.1%已关井。
对于此类非均质强的油田，采用一趟管柱分层酸化技术很有必要。
按照油井出水类型、底水锥顶离油层下部距离，油层水淹情况，调配不同的分层酸化管柱和施工工艺，从而提高改造的目的性和有效性。
层位
层号
井段
层厚
孔隙度
渗透率
含油饱和度
结论
E1f12
6
1533.40--1535.60
2.20
11.77
5.85
22.97
水淹层
7
1537.20--1541.60
4.40
5.41
0.30
0.36
干层
E1f13
8
1542.50--1550.10
7.60
11.75
4.83
19.23
水淹层
E1f13
9
1552.30--1555.10
2.80
11.49
4.90
20.24
水淹层
E1f13
10
1555.90--1561.20
5.30
10.86
3.43
22.08
水淹层
11
1564.90--1571.20
6.30
4.86
0.25
0.54
干层
E1f13
12
1573.60--1576.20
2.60
13.76
9.02
45.98
水淹层
13
1578.20--1580.20
2.00
12.97
6.96
41.23
水淹层
14
1582.30--1588.70
6.40
11.13
4.00
17.81
水淹层
韦2-62井2006年12月投产，当时产液5.2方，油3.6T，含水31%。
到2011年2月井下有落物末能打捞停井。
2012年5月19日完钻，6月酸化投产后产液量为1.1t/d，现酸化前每天只有0.9t/d。
它的近井地层压力韦2-54在2013年4月测试为11.6MPa，压力系数为0.77；韦2-58在2013年5月测试地层压力为10.10MPa，压力系数为0.68；为2013年8月7日对其进行泡沫酸化，投产后日产液6.1方，产油4.3t;到2013年11月底已累计增产原油366吨，有效期已达107天，目前还在收效。
侧韦2-62a井酸化前后对比生产曲线
侧韦2-62a井生产情况表
年月
生产天数
日产油
日产水
201206
6.7
0.4
2.4
201207
30.8
0.9
0.2
201208
30.9
0.8
0.2
201209
30
0.8
0.2
201210
30.9
0.9
0.2
201211
29.9
0.9
0.1
201212
31
0.9
0.1
201301
31
0.8
0.2
201302
28
0.8
0.2
201303
31
0.8
0.2
201304
29.7
0.8
0.2
201305
31
0.8
0.2
201306
30
0.7
0.2
201307
27
0.4
0.1
201308
17
4.3
1.8
201309
29.9
3.7
1.6
201310
31
3.5
1.5
201311
30
3.9
1.3
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