泥灰巖致密油自轉向酸體系

段貴府，　沈華，　何春明，　程曉東，　余芳，　穆海林，　安岳鵬

泥灰巖致密油自轉向酸體系

段貴府1，沈華2，何春明1，程曉東2，余芳3，穆海林3，安岳鵬4

（1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.中國石油華北油田分公司，河北任丘 062552；3. 中國石油渤海鉆探工程有限公司井下作業分公司，河北任丘062552；4.渤海鉆探定向井技術服務分公司，河北任丘062552）

段貴府等.泥灰巖致密油轉向酸體系［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：101-104.

為解決束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層以往改造中面臨施工壓力高、改造距離短和導流能力低的難點，根據泥灰巖酸巖反應特征，優化了自轉向酸體系配方，開展了轉向酸體系黏度性能、流變性能及破膠性能評價。利用巖心流動實驗方法，研究了酸液對裂縫網絡的溝通作用，明確酸液體系與施工參數對酸蝕裂縫網絡的影響。實驗結果表明，自轉向酸具有低傷害、易破膠和易均勻布酸的優點，殘酸濃度降低到5%時黏度可達到96 mPa·s；酸液能夠實現側向對天然裂縫的大幅度溝通，滿足泥灰巖儲層改造的要求。對比不同改造工藝下裂縫導流能力，形成一套適合泥灰巖儲層的轉向酸壓與加砂壓裂復合的體積改造模式，該技術在ST1H井等3口井15段中綜合應用，穩定日產量是以往的10倍。

泥灰巖；自轉向酸；天然裂縫；網絡裂縫；導流能力

渤海灣盆地的束鹿凹陷位于冀中坳陷南部，是在前第三系基底上發育的東斷西超的單斷箕狀凹陷。束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層具有億噸級儲量，是渤海灣地區油氣接替的新領域［1-2］。束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層具有埋藏深、巖性復雜、地應力高、天然裂縫發育以及酸巖反應速率高等特點，造成儲層改造中面臨施工壓力高、工作液濾失量大、砂堵風險高和改造距離短等技術難題［3-4］。該區域在早期勘探開發過程中主要采用酸化改造和加砂壓裂，未見明顯效果，分析原因主要是由改造距離短、導流能力不匹配導致［5］，亟待探索一套適合束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層的工作液體系和體積改造模式。筆者從提高壓裂改造程度、大幅度溝通天然裂縫以及提高裂縫導流能力出發，開展VES自轉向酸體系配方優化研究。通過開展酸液對裂縫網絡溝通能力和酸蝕裂縫導流能力研究，形成適合于泥灰巖儲層改造的模式和配套技術。

1　自轉向酸體系研究

1.1泥灰巖酸巖反應特征

從儲層巖心的溶蝕率實驗結果可以看出，儲層礦物成分沿井段變化很大，使得酸液對巖樣的溶蝕率存在較大的差異。以ST1H井為例，最高溶蝕率井段的溶蝕率為90%左右，而最低溶蝕率井段的溶蝕率為60%左右；對于同一層段巖樣，不同酸液濃度下巖樣的溶蝕率差異較小，如表1所示。

表1　ST1H井不同井段巖心在不同酸液濃度下的溶蝕率

根據以上溶蝕特征，要求不同井段的改造策略有所差異，對于溶蝕率較高的儲層選用酸壓改造，而對于溶蝕率較低的層段，酸液可能難以形成有效刻蝕，或難以形成連續的刻蝕剖面，這就要求與水力壓裂相結合才能獲得較好的支撐裂縫導流能力。

1.2酸液黏度變化

考慮到儲層保護和高濃度的酸對管柱的腐蝕性更強，主體酸液的濃度選擇為15%，主體酸配方為15%HCl+5%VES-T+4.5%緩蝕劑+2%鐵離子穩定劑，所用稠化劑VES-T屬于氧化銨型表面活性劑，與甜菜堿型表面活性劑相比，其耐溫能力更強，黏度升高速率更快。模擬酸與地層反應，測得殘酸濃度由15%減少到10%，再減少到5%時的黏度為33、80、96 mPa·s。結果表明，由于隨著酸巖反應的進行，酸液濃度逐漸降低，體系pH值升高，反應過程中產生大量的MgCl2和CaCl2，屏蔽了分子之間的電荷，降低分子間的排斥力，表面活性劑分子從球型或棒狀膠束轉變為蠕蟲狀膠束，形成具有空間網狀結構，增加了體系的黏度。因此，當地層反應殘酸濃度降低到5%時體系黏度可達到96 mPa·s，滿足造縫、降低濾失及緩速等要求。

1.3VES自轉向酸流變性能

為了進一步認識酸液在儲層高溫、剪切環境下的穩定性，測試了變黏后酸液的耐溫耐剪切性能。主體酸配方選用15%HCl+5%VES-T+4.5%緩蝕劑+ 2%鐵離子穩定劑，實驗溫度選用儲層實際溫度100～120 ℃，剪切速率為170 s-1，VES自轉向酸的殘酸配制方法為：首先在酸液中緩慢加入CaCl2調節溶液的pH值，然后加入酸液添加劑，均勻混合，最后加入VES。實驗結果見圖1。

圖1　VES自轉向酸耐溫耐剪切性能曲線

測試結果表明，在高溫環境下，酸液剪切130 min后，酸液黏度均能保持在40 mPa·s以上；隨著測試時間的增加，酸液黏度基本保持不變，說明酸液具有較好的剪切穩定性，在儲層環境下長時間剪切依然具有較好的轉向及降濾失能力。

1.4VES自轉向酸破膠性能

為了研究酸蝕裂縫內原油和互溶劑對VES自轉向酸破膠性能的影響，通過將變黏后的VES自轉向酸分別與不同濃度的原油、互溶劑均勻混配，測定殘酸黏度隨時間的變化，實驗結果見圖2。實驗結果表明：在相同配比下，互溶劑比原油破膠性能好；酸與互溶劑比值為20∶1時，破膠后體系黏度為38 mPa·s，而酸與互溶劑比值為10∶1時，破膠后體系黏度為7 mPa·s；隨著酸液所占比例的升高，破膠液的黏度越高，越容易造成壓后返排困難。因此在現場施工過程中應提高互溶劑所占比例，使破膠更加徹底，更利于返排和降低儲層傷害［6-7］。

圖2　原油、互溶劑對酸液破膠性能的影響（500 s-1）

2　酸液對裂縫網絡溝通能力研究

束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層天然裂縫發育，裂縫主要以充填以及半充填狀態存在，充填礦物主要為方解石。考慮到天然裂縫儲層的流動通道主要為裂縫，其充填程度以及充填礦物的類型對酸液在裂縫的流動、反應有很重要的影響，利用巖心驅替實驗方法研究力學因素（驅替壓差）和化學因素（酸液體系）對裂縫溝通能力的影響。

自轉向酸和膠凝酸在5 MPa注入壓差下的酸溶蝕特征見圖3。可以看出，2種酸液體系反應后，在天然裂縫的部分充填及未充填區域形成了多個不同尺寸酸蝕蚓孔，自轉向酸酸蝕作用形成的蚓孔數量較膠凝酸相對更多，且分布更為分散。

圖3　5 MPa注入壓差不同酸在復雜裂縫系統溶蝕圖

實驗結果表明，當天然裂縫較為發育時，酸液類型對天然裂縫的溝通能力影響程度減弱，均能實現裂縫側面穿通與溝通；由于自轉向酸自身具有低傷害、易破膠以及均勻布酸，相對膠凝酸破膠后體系存在聚合物殘渣造成傷害的問題，自轉向酸更適合于泥灰巖儲層改造。

3　酸蝕裂縫導流能力研究

為了認識泥灰巖酸蝕裂縫導流能力的產生機制以及改造工藝對裂縫導流能力的影響，采用從美國STM-LAB公司引進的酸蝕裂縫導流能力實驗裝置室內測試了泥灰巖自轉向酸酸蝕后導流能力變化特征，研究了一定酸液注入速率（200 mL/min）下酸壓和復合壓裂2種不同改造工藝對酸蝕裂縫導流能力的影響，結果見圖4。實驗方法為先對泥灰巖巖心板進行酸刻蝕實驗，測試酸蝕導流能力，再利用上述的酸刻蝕后巖心板鋪置一定濃度陶粒測試支撐裂縫導流能力。實驗所用自轉向酸液配方為15%HCl+5%VES-T+4.5%緩蝕劑+2%鐵離子穩定劑，鋪砂濃度為5 kg/m2。

圖4　不同改造工藝形成的裂縫導流能力對比結果

由圖4可知，在70 MPa閉合應力下，單一通過酸壓工藝形成的導流能力僅為3.2 μm2·cm，酸刻蝕后裂縫表面雖能形成一定的非均勻刻蝕，支撐點主要以黏土為主，支撐強度特別低，導致導流能力在低閉合應力作用下已經快速下降，高閉合應力下泥灰巖導流能力基本完全喪失；加砂后支撐裂縫導流能力提高至102.3 μm2·cm，是加砂前酸蝕導流能力的32倍。實驗結果表明，針對泥灰巖這類酸蝕后存在大量泥質覆蓋且難以形成非均勻刻蝕的儲層，通過鋪置低濃度的支撐劑，能有效提高酸蝕縫的導流能力，由于酸濃度降低，刻蝕和形成溝槽的能力很低，添加少量的支撐劑有利于獲得長的有效裂縫，是補償酸蝕裂縫短的有效手段。

4　復合體積改造模式及現場應用

通過實驗研究明確了，對于泥灰巖儲層，單純通過酸溶蝕很難實現分隔裂縫間的溝通，仍需借助大排量的水力造縫，結合酸蝕作用對支撐裂縫溝通形成酸蝕裂縫網絡，利用水力壓裂加砂手段提高整體裂縫系統的導流能力。因此，考慮到束鹿凹陷儲層埋藏深、溫度高，酸巖反應速率快等改造難點，為了獲得更大的有效改造體積，轉向酸壓與加砂壓裂復合體積改造新模式適合于泥灰巖致密油的儲層改造［8］，采用單獨的大排量注入低黏酸液體系實現裂縫系統溶蝕和溝通，結合大排量滑溜水造縫，降低施工壓力的同時形成裂縫網絡，最后通過加砂壓裂提高整體裂縫系統的導流能力。

根據上述優化結果，對束鹿凹陷致密油區塊3口井15段進行自轉向酸壓+加砂壓裂復合的體積改造。其中，ST1H井壓后日產油量為226 m3/d，日產氣量為6.9×104m3/d，目前穩定日產油量為9.8 m3/d；ST2X井初期日產油量為63 m3/d，目前油單5 mm控制日產油量為11.7 m3/d；ST3井初期日產油量為67.3 m3/d，目前油單2 mm控制日產油量為10.7 m3/d，改造效果顯著。

5　結論與建議

1.自轉向酸體系配伍性好、傷害低、易破膠和易實現均勻布酸。殘酸濃度降低到5%時黏度達96 mPa·s，滿足造縫、降低濾失量及緩速等要求。

2.自轉向酸能夠利用濾失作用實現裂縫側向穿透，大幅度溝通天然裂縫，提高裂縫復雜程度。

3.通過不同改造工藝裂縫導流能力研究，自轉向酸壓與加砂壓裂復合的體積改造新模式適應束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層特征。

4.利用自轉向酸壓與加砂壓裂的復合體積壓裂技術，對束鹿凹陷3口井15段進行改造，穩定產量由以往1.2 t/d提高到11.3 t/d，改造效果較好。

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Diverting Acid Used for Acidizing Tight Marlstone Reservoir

DUAN Guifu1， SHEN Hua2， HE Chunming1， CHENG Xiaodong2， YU Fang3， MU Hailin3， AN Yuepeng4
（1. Langfang Branch of PetroChina Research Institution of Petroleum Exploration and Development， Langfang， Hebei 065007；2. PetroChina Huabei Oilfield Company， Renqiu， Hebei 062552； 3. Downhole Services Company BHDC， Renqiu， Hebei 062552；4. Directional Drilling Service Company， BHDC， Renqiu， Hebei 062552）

In improving the tight marlstone reservoir in Shulu sag， problems such as high operation pressure， short improving distance and low conductivity have been frequently encountered. A newself-diverting acid formulation was developed for use in stimulation jobs to try to solve the problems as described above. Evaluation of the viscosity， elasticity， rheological and gel-breaking performances of the self-diverting acids was performed through laboratory experiment. Communicating of fractures in the reservoir formations by acids was conducted through core flow experiment. The evaluation demonstrates that the self-diverting acid causes low damage to reservoir formations， the gels are easy to break， and the acid is evenly distributed. When the residue acid had its concentration decreased to 5%， the viscosity of the acid can be 96 mPa·s. The acid can go laterally to make the natural fractures communicated extensively，satisfying the needs to improve the marlstone reservoir. Comparison of the conductivities of the fractures using different improvement techniques resulted in a volumetric stimulation model suitable for marlstone reservoir improvement， a model integrating diverting acid fracturing and fracturing with sand. This technology has been used in the improvement of three wells （15 segments）， obtaining stable daily production rate that is 10 times of the old wells.

Marlstone； Self-diverting acid； Natural fracture； Network fractures； Conductivity

TE357.2

A

1001-5620（2016）04-0101-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.021

中石油科技重大專項“特低、 超低滲油藏高效改造新技術研究”（2014B-1202）。

段貴府，助理工程師，碩士研究生，2015年畢業于中國科學院大學化學工程專業，主要從事儲層改造理論與工藝技術研究工作。電話（010）69213433；E-mail：dgf1989@163.com。

（2016-3-22；HGF=1603N8；編輯王小娜）