引言

对于海上疏松砂岩油藏，由于储层岩石胶结性较差，在修井和调剖堵水等作业时，易产生微粒运移、出砂和储层堵塞等问题^[1-4]。考虑海上作业空间限制以及作业成本等因素，海上油田注水井一般不采用水力压裂，而多使用酸化措施实现解堵增注。砂岩酸化必将使用含氟酸液体系，而常规土酸和氟硼酸体系由于酸岩反应速度快，溶蚀能力强，易造成岩石骨架疏松、酸液有效作用距离变短等问题^[5-7]；同时，酸液体系中含有大量自由氟离子，易与酸岩反应产物中的硅、钙、铝等金属离子生成二次和三次沉淀伤害^[7-11]。注水井酸化后一般不进行残酸返排，而直接转入正常注水，因此，十分有必要减少或抑制二次和三次沉淀的产生。对于注水井吸水不均和油井过早见水或含水率较高问题，将对注水井采取调剖调驱措施，同时，清水生产水混注也是海上油田注水常用方式^[12]。基于此，极易引入聚合物和结垢伤害，使得注水井吸水指数降低，注入压力升高。此外，注水井多采用不动管柱酸化^[13-14]，为更好地保护注水管柱和地面设备，对解堵液缓蚀性能要求较高。

为有效解决含氟酸液体系的弊端和满足海上注水井对解堵液的要求，对螯合酸复合解堵体系展开研究，研制出一套具有普适性的螯合酸复合解堵体系，并在渤海油田X区块注水井应用。

1 注水井欠注原因分析

注水井注入能力变差，多数是由于储层堵塞造成^[15-17]，以渤海油田X区块注水井为例进行分析。

1.1 储层矿物和敏感性分析

X区块明化镇组下段岩样X衍射结果显示，石英平均含量39%，长石平均含量43%，黏土矿物平均含量18%，其中，以伊/蒙混层为主，其次为伊利石、高岭石和绿泥石。敏感性测试显示，储层水敏伤害率为48%~75%，平均为63%，伤害程度为中等偏弱-强水敏；速敏伤害率为53%~84%，平均为69%，伤害程度为中等偏强-强速敏^[18]。结合图 1电镜扫描图可知，岩石胶结疏松，薄膜状蒙脱石、丝缕状伊利石、书页状及蠕虫状高岭石都极易被冲刷、分散、运移造成喉道堵塞。

1.2 注入水水质分析

现场注入水的取样结果见表 1，注入水含油量、悬浮物含量、含铁量和溶解氧等指标均超出控制指标范围。Fe²⁺含量较少，而Fe³⁺含量较多，且pH值大于1.86时便会有Fe(OH)₃沉淀生成。储层主流喉道直径为16.5~32.1~µm，虽然悬浮物中值直径D₅₀较小，不会直接造成主流喉道堵塞，但由于聚合物、原油、胶质沥青质等有机物存在，悬浮物颗粒将会与之吸附结合成大粒径多元复合堵塞物。

1.3 注入水与地层水配伍性分析

注入水和地层水离子含量见表 2，HCO₃^-和CO₃^2-含量较多，易生成碳酸盐类结垢物。图 2a、图 2b和图 2c分别为注入水样、地层水样和等体积混合水样，均表现为清澈透明。将注入水与地层水按1:1，2:1和1:2比例混合，放置于6 MPa、70℃条件中6 h，混合水样颜色浑浊，静置一段时间后，杯底明显可见有沉淀产生，实验结果如图 2d、图 2e和图 2f所示，说明注入水与地层水配伍性较差。沉淀物在盐酸中可溶解，进一步证实为碳酸盐类结垢物。

1.4 有机物分析

为均衡注水井吸水剖面，大部分注水井投注后，使用过钠米微球和调剖剂对吸水剖面进行调节，另外，现场取样发现清水和生产水混合液中含有少量原油，注水井井底附近聚集有聚合物和原油。

分析认为，注水井欠注原因主要是水敏、速敏、悬浮颗粒、无机垢、有机物等形成的多元复合物堵塞地层。

2 螯合酸复合解堵体系研究

研制的螯合酸复合解堵体系主要由A剂、B剂和C剂组成，其中，A剂为复合多羧基螯合物，经过多级电离释放出H⁺，且还具备螯合金属离子的作用；B剂为含氟络合物，B剂并不直接电解生成F^-，而是和H⁺结合后生成一种中间物质后再多级电离生成HF；C剂为氧化剂，可有效降解聚合物。地面条件下，体系呈极弱酸性，可有效保障注水管柱和设备安全；注入储层后，在温度和地层水作用下，体系开始缓慢产生HF，具有较好的缓速性；另外，自由的F^-离子含量较少，且A剂可通过溶液协调机理和表面络合机理来螯合金属离子，有效减少了二次和三次沉淀的产生。

2.1 溶蚀和缓速性能

不同酸液体系与岩粉在70℃(储层温度)反应2 h，溶岩比为20:1，采用失重法计算岩粉溶蚀率，实验结果如图 3a所示。

由于氟硼酸(12%HCl+6%HBF₄)和标准土酸(12%HCl+3%HF)的溶蚀能力很强，极易造成岩石骨架疏松，5%A+3%B体系的溶蚀能力小于标准土酸和氟硼酸，高于盐酸，说明体系不仅可溶蚀碳酸盐矿物，还可以溶蚀硅酸盐矿物。同理，测试5%A+3%B体系对现场取得的垢样的溶蚀能力，实验结果显示溶蚀率达72.2%，说明体系可有效溶解垢样。为进一步了解5%A+3%B体系中H⁺有效浓度的变化特点，采用CO₂失重法测定体系中H⁺有效浓度，其基本原理为酸液与足量的碳酸钙反应后产生CO₂气体，反应前后质量差即为CO₂的量，从而推算出酸液中H⁺有效浓度。实验同样在70℃条件中进行，实验结果如图 3b所示，随着时间的推移，体系中H⁺有效浓度先升高后趋于稳定，验证了H⁺是被缓慢释放，说明体系具有一定的缓速性能。

2.2 缓蚀性能

为更好地保护地面设备和井筒管柱安全，同时减少因腐蚀而产生的铁离子，对螯合酸复合解堵体系缓蚀性能进行评价。实验采用失重法，将N80钢片放置于不同体系中，不加缓蚀剂条件下，在70℃环境中静置4 h，实验结果见表 3，与其他3种酸液体系相比，螯合酸复合解堵体系腐蚀速率最低，为4.6 g/(m²·h)，达到行业一级标准^[19]。

2.3 阻垢抑垢性能

按F^-离子摩尔数相同原理配制标准土酸、氟硼酸和5%A+3%B体系溶液，依据相关操作规程^[20]，分别对氟化钙、氟化镁、氟硅酸盐、氟铝酸盐和氢氧化铁沉淀抑制性能进行测定，实验结果见表 4，5%A+3%B体系对沉淀抑制率明显优于标准土酸和氟硼酸，各项抑制率均大于53.7%，可有效抑制二次和三次沉淀的产生，具有较好的阻垢抑垢性能。

2.4 聚合物降解性能

聚合物降解方式多样，其中，氧化降解是油田现场最常用的手段^[21-23]。称取相同重量的多元复合堵塞物依次放入烧杯，将事先配制好的等浓度溶液(过硫酸氢钾、过硫酸铵、亚氯酸钠、过氧化钙、C剂)分别倒入烧杯，密封后静置于70℃水浴锅中6 h，实验结果见图 4。亚氯酸钠、过硫酸铵和C剂对聚合物均有一定的降解能力，可见绝大部分多元复合堵塞物被分散和降解；此外，由实验结果图可以看出，C剂效果最佳。

为进一步证明C剂对聚合物降解效果，向浓度2~000~mg/L的3种聚合物溶液中加入C剂，70℃条件下反应24 h。电镜扫描图如图 5所示，对比聚合物降解前后微观结构可知，C剂使得聚合物链断裂，部分断裂的链缩聚成团，紧密有序的网状结构被打乱，宏观上表现为聚合物溶液黏度大幅降低。

2.5 岩芯流动实验

选用渤中区块明化镇组下段天然岩芯，实验温度70℃，围压3 MPa，进行处理液分别为标准土酸和螯合酸复合解堵体系的岩芯流动实验见图 6(K₀——岩芯原始渗透率，D；K——岩芯当前渗透率，D)。由图 6可以看出，螯合酸复合解堵体系处理后，岩芯渗透率比值达4.8，而标准土酸处理后仅为1.4，说明螯合酸复合解堵体系优于标准土酸。与实验前岩芯对比，标准土酸处理后岩芯整体呈现疏松状态，岩石骨架遭到破坏，有颗粒剥落，存在微粒运移以及二次和三次沉淀生成；而螯合酸复合解堵体系处理后岩石骨架较为完整，与酸化前岩芯形态无明显差异，不存在明显的矿物剥落和微粒运移现象，这与图 6所展现的实验结果相符。

3 现场应用

研制的螯合酸复合解堵体系已在X区块应用3井次，3口注水井视吸水指数增加幅度均大于63.2%，解堵效果明显。以C8H井为例进行详细说明，该井为一口水平井，水平段长263.0~m，2014年5月投注，期间进行了调剖作业，目前注入压力9.6 MPa，日注水量993.0~m³，视吸水指数103.4~m³/(d·MPa)；为降低井口注入压力，进行螯合酸复合解堵，施工曲线如图 7所示。90~m³解堵液平均分3次注入，施工后注入压力6.0 MPa，日注水量1~013.0~m³，视吸水指数168.8~m³/(d·MPa)；施工后视吸水指数增幅与施工前视吸水指数之比为63.2%。此外，另外两口井(C9H井和C11H井)视吸水指数增加幅度分别为90.3%和102.6%，注水井解堵效果显著。

4 结论

(1) 研制的螯合酸复合解堵体系溶蚀能力中等，自由F^-离子含量较少，满足海上注水井不动管柱酸化低腐蚀的要求和酸化后残酸不返排对解堵液的要求，可有效避免造成岩石骨架疏松和抑制二次和三次沉淀产生、高效解除聚合物和结垢伤害。

(2) 针对X区块注水井注入压力高，注入量不达标的问题，剖析出注水井存在微粒运移、结垢、注入水质不达标和聚合物伤害。

(3) 研制的螯合酸复合解堵体系在X区块已应用3井次，注水井解堵效果显著，值得进一步推广。