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影响水井酸化工艺因素分析及对策【摘 要】酸化施工是一项对地层进行技术改造的措施之一，主要是近井地带的堵塞，其主要目的是提高水井增注量，降低注水压力；增大油井渗流通道，提高地层渗透率.影响酸化工艺成功率的因素很多，如酸化改造层的选择、井下工具、工艺管柱质量以及施工工序的优化等，本方结合河南油田油水井酸化施工情况，详细分析了影响常规分层酸化工艺中影响施工成功率的主要原因，并提高了有效的控制措施。 【关键词】影响 酸化工艺 因素 对策 双河油田投入开发已二十多年，随着采出程度的不断提高，层间矛盾日益突出，为了稳油控水，充分发挥中低渗透潜力层，延缓综合含水上升，延长油田寿命，提高最终采收率，必须加强注水工作，多注水注好水。然而注水现状并不乐观，部分低含水、低渗透层达不到配注，长期欠注，解决这一问题的常规办法是对地层进行酸化措施，达到增注的目的；酸化技术在施工方面的关键点就是酸化工艺管柱和酸化工具的合理性选择，简单介绍如下： 一、常规酸化工艺管柱介绍 a分层酸化下部层段（上部有非酸化层段） b分层酸化上、下部层段（中间有非酸化层段） c薄夹层多层段细分管柱结构 d全井或下层酸化管柱结构 二、常用酸化工具介绍 目前注水井酸化工具主要有三种，考虑不同的井筒状况、施工参数以及成本等因素选择最优的工具进行施工；其主要技术参数见下表。 表一 三种封隔器主要技术参数 封隔器型号 Y341-115（150）多功能 江453-114（150） HNX344-114（150）皮碗 最大外径mm 115（150） 114（150） 114（150） 总长度 mm 1300 905 867 最小通径 mm 48 55 40 最大工作压差 MPa 50 35 40 工作温度 ℃ 150 90 140 解封负荷 KN 10-20 泄压后自动解封 泄压后自动解封 座封负荷 MPa 15 1.5 2-4 返洗排量m3/min 30 无要求 无要求 三、影响酸化成功率的因素 据不完全统计，在2007-2009年间，采油一厂施工区域内注水井酸化井口数达到376口，酸化一次成功井口数仅为338口，进行重复酸化的井口数为38口，一次成功率为89.9%，与年度施工一次成功率99%相差十个百分点，为此需要找出影响酸化成功率的因素，并制定相应的措施，用以指导今后的酸化施工。 通过查阅07-09年酸化失败井的酸化施工小结、分注施工小结和《注水井综合记录本》，并进行了 综合分析，找出以下3点影响成功率的主要因素： 1.封隔器质量问题 封隔器是酸化施工的主要井下工具，只有封隔器工作状况良好，才能保证酸液挤入待酸化处理层，否则会造成酸液串层或套管返酸，导致酸化失败。 在查阅相关资料中发现，有18口注水井因封隔器失效而造成酸化失败，占总失败井数的47.4%，具体失效原因如下：①如H473井、H4-608等10口井所用封隔器为江453-114或HNX344-114皮碗；酸化中途压力由28-32MPa突然降至0-3MPa并且套管开始返水，分析认为封隔器中途失效引起酸液上返，起出酸化管柱检查工具胶筒脱落或有裂口；②如8-137井、6-718井等8口井所用封隔器为Y341-115多功能；投球座封正常，提高压力打开分酸器或细分开关后套管就开始返水，且压力仅3-5MPa，分析认为封隔器未座封或胶筒烂，起出酸化管柱检查工具胶筒无座封痕迹且座封销钉未剪断；见图1。 2.套管技术状况差 套管内壁腐蚀、结垢是所有注水井普遍存在的问题，尤其我油田大部分是污水处理后回注，这样对套管内壁腐蚀、结垢起到了加速的作用，从而使套管的强度及内壁的光滑度日益恶化，甚至有可能出现内径增大、穿孔（图2）、错断等现象；因这些状况的存在影响了封隔器的密封性，导致酸化失败。 图1 Y341-115多功能封隔器（8-137井酸化未成） 图2 腐蚀穿孔现象 经统计有12口井属于这类情况，占总失败井数的31.6%，如F5-12井、449、5-907等井投球座封正常，正挤时压力达到18-23MPa，但是套管却出现溢流或溢流明显增大，随着酸化的进行套管开始返出酸液，从而造成酸化失败；起出酸化管柱检查，仅发现胶筒上有印痕，后经各种测井（如WSJ组合测井、40臂井径测井等）证实有的井套管内径变化幅度达到4?。 3.酸化管柱不试压 酸化施工前，必须对所要进行酸化的专用管柱进行试压，确保在施工压力下，管柱不刺不漏，现场有部分井只对原井油管进行试压验漏，而对酸化油管未进行试压验漏。导致在酸化施工时，在一定的压力下，造成管漏，误以为是封隔器失封。