酸化解堵提高低渗透油层吸水能力
【摘要】随着油田注水时间的延长，部分注水井由于储层污染造成水井注水压力高、不能完成配注，使地层能量不能及时补充，影响了注水开发效果。

为了解除储层污染，保证欠注井完成配注，近几年我矿采取了周期洗井、酸化等措施，取得了一定的降压增注效果。

【关键词】酸化增注
1 注水现状
目前我矿有吸水差甚至不吸水井48口，占注水井总数的18.5%，我们从静、动态资料入手，结合注水全过程对吸水差水井原因进行了详细分类，并且有针对性的进行了治理，取得了一定效果。

2 选井原则
针对水井吸水差的原因，为了保证措施有效率及效果，我矿结合以往的选井原则，严格选井，主要做到以下几点：
（1）井网加密调整后建立有效驱动体系的欠注井；
（2）注水井连通状况好、控制储量多，油井有生产能力的欠注井；
（3）能够判断水井受到污染，具有较大的表皮系数，确定损害程度；
（4）固井质量要好，以免酸化窜层，影响酸化效果；
（5）没有套变或套损，以免酸化或以后注水进一步破坏套管。

3 配方及施工情况
3.1 配方情况
洗井液：5%盐酸+3%氢氟酸+1.0%缓蚀剂+0.5%铁离子稳定剂+1.0%破乳剂+0.3%洗油剂+0.5%黏土稳定剂+1.5%渗透剂。

前置酸：12%盐酸+3%醋酸+1.0%缓蚀剂+0.5%铁离子稳定剂+1.0%破乳剂+0.3%洗油剂+1.0%黏土稳定剂。

主体酸：12%盐酸+3%氢氟酸+3%醋酸+1.0%缓蚀剂+0.5%铁离子稳
定剂+1.0%破乳剂+0.3%洗油剂+1.0%黏土稳定剂+0.2%助排剂。

后置酸：12%盐酸+3%醋酸+1.0%缓蚀剂+0.5%铁离子稳定剂+1.0%破乳剂+0.3%洗油剂+1.0%黏土稳定剂+0.2%助排剂。

顶替液：3.0%氯化铵+0.5%黏土稳定剂。

后置长效液：1.0%抑膨剂+2.0%op-10+2.0%乙氧基化烷基硫酸钠。

3.2 现场施工工艺
具体施工工艺流程：
冲洗干线和洗井返排→清水试压→正注洗油管液→关井24h适当返排→注前置酸→注主体酸→注后置酸→注顶替液→关井24h适当返排→注后置长效液→关井24h后开井注水。

4 酸化效果分析
4.1 井网加密调整后建立有效驱动体系的欠注井
经过加密调整之后，加密区注采井间建立了有效的驱动体系，改善了开发效果，但因各种原因仍有部分欠注井存在。

我们选取了井
区已建立有效驱动体系的13口井进行酸化解堵（见表1）。

其中效果较好的10口井，酸化前注水压力15.6 mpa，配注
190m3/d，实注38 m3/d；酸化初期注水压力12.4 mpa，实注180m3/d；目前注水压力13.2 mpa，实注185m3/d，截止目前平均单井累计增注644m3。

效果较差的3口井，酸化前注水压力14.6mpa，配注45m3/d，实注11m3/d；酸化初期注水压力14.0 mpa，实注28m3/d；目前注水压力14.4 mpa，实注16m3/d，平均单井累计增注177m3，压力恢复较快，有效期仅为24天。

前者与后者相比，前者压力上升较慢。

分析原因这部分地区油层的储层物性差，非均质程度高，水驱油效率低，很难建立有效驱动。

4.2 注水井连通状况好、控制储量多，油井有生产能力的欠注井
选取了6口处于连通状况好、控制储量多区域的吸水差井进行了酸化解堵。

其中效果较好的4口井，酸化前注水压力15.3mpa，配注65m3/d，实注24 m3/d；酸化初期注水压力14.1 mpa，实注54m3/d；目前注水压力14.4mpa，实注62m3/d平均单井累计增值223m3。

效果较差的2口井，酸化前注水压力15.4mpa，配注35m3/d，实
注15 m3/d；酸化初期注水压力15.5 mpa，实注24m3/d；目前注水压力15.4mpa，实注11m3/d，一个月后压力恢复，有效期较短。

分析原因主要是受断层遮挡或处于油层构造边部，很难建立有效驱动体系，效果较差。

5 几点认识
（1）酸化解堵适用性分析表明，我矿水井注水压力较高，还存在部分欠注井，有必要进行酸化解堵措施。

（2）酸化效果表明：在选井过程中，不仅要考虑单井的注水压力、注水量的完成情况，同时还要考虑目的井所处区域、储层物性、砂体分布情况等多项参数，酸化效果能更明显。

参考文献
[1] 王玉普著，注水井酸化优化设计，大型砂岩油田高效开采技术，2006年8月
[2] 高瑞著，注水井酸化增注适应性分析，大庆长垣东部低渗透油田开发技术探索与实践文集上册，2006年9月。