哈法亞油田孔隙性石灰巖儲層酸壓先導性試驗

曾慶輝 何東博 朱大偉 崔明月 陳彥東 張鵬

1.中國石油勘探開發研究院；2.中國石油大慶油田有限責任公司；3.中國石油中東公司哈法亞項目公司；4.安東石油技術(集團)有限公司

引言

Mishrif孔隙性石灰巖儲層作為伊拉克哈法亞油田的主力儲層，儲層厚度大，橫向展布好，具有良好的儲層改造地質基礎。一直以來，酸化技術在碳酸鹽巖儲層中作為消除地層傷害、恢復自然產能的主要增產技術，在Mishrif儲層開發過程中發揮著重要作用。然而由于儲層受沉積作用和成巖改造影響，具有很強的非均質性，儲層孔隙結構呈現“多模態”特征，孔滲相關性差。在平面上，油藏構造邊部存在多個低滲透區域，常規酸化后單井產量低，產量下降快，無法實現配產目標［1］。針對這一現狀，基于該地區儲層特征與增產需求，提出開展酸壓改造先導性試驗。國內外針對裂縫性致密碳酸鹽巖的酸壓改造做了大量研究工作［2-7］，但對于中東地區Mishrif孔隙性石灰巖儲層的酸壓改造研究很少，本文提出一套適合這一地區儲層條件的酸壓改造技術方案，并通過在MF3井的先導性試驗，探索工藝的可行性，指導Mishrif油藏邊部低滲區域的開發。

1 儲層特征

1.1 地質特征

哈法亞Mishrif油藏屬于大型背斜孔隙性石灰巖油藏，其儲層劃分為MA、MB1、MB2和MC共4段，其中包括15個亞段，構成5個三級層序。主力產層MB1段厚度為100 m，分為MB1-1和MB1-2亞段，其中MB1-1亞段以致密泥晶灰巖為主，厚約10～ 20 m，基本不發育儲集層；MB1-2亞段可進一步細分為MB1-2A、MB1-2B和MB1-2C共3個小層，由泥粒灰巖和粒泥灰巖為主的細粒碳酸鹽巖構成，夾少量粗粒生屑灰巖。巖石礦物組成主要為方解石(93.7%)、其次是白云石(3.4%)、石英(1.3%)，黏土礦物含量1.7%。孔隙類型多樣，包括鑄模孔、微孔隙和體腔孔等。MB1-2亞段3個小層儲層發育連續，平均孔隙度10.7%～24.6%，平均滲透率(12.2～62.6)×10-3μm2。儲層埋深3 000 m左右，根據12口井的溫度壓力測試可知，Mishrif油藏MB1-2整個子層的油藏溫度為84～95 ℃，壓力系數為1.16，屬于正常溫壓系統。

在油藏構造邊部地區，邊底水發育，MB1-2C已被底水完全淹沒。MB1-2A和MB1-2B儲層有效厚度變薄(70 m左右)，物性變差(平均孔隙度12%，平均滲透率1×10-3μm2)。儲集層非均質性強，當MB1-2內部所有小層同時射孔并采用籠統酸化時，占儲層總厚度30%的高滲透層的產量貢獻占總產量的90%以上，低滲透層得不到有效動用［1］，因此MB1-2A和MB1-2B是儲層改造的目的層［8］。

1.2 巖石力學特性

由巖心樣品動、靜力學實驗可知(表1)：Mishrif地層動態楊氏模量為25.4～28.3 GPa，泊松比為0.21～0.25；靜態楊氏模量為11.5～15.0 GPa，泊松比為0.2～0.22。動態楊氏模量約是靜態楊氏模量的2倍，靜態泊松比和動態泊松比基本一致。楊氏模量低、泊松比中等，表明Mishrif地層起裂和延伸機理復雜，更易形成短寬縫，進而導致人工裂縫的縫長受限和自支撐能力弱。

表1 Mishrif巖樣巖石力學特性Table 1 Rock Mechanical behaviors of Mishrif rock samples

1.3 地應力評價

選取哈法亞油田具有縱、橫波測井曲線的井，利用不同軟件計算最小水平應力剖面。計算出目標層MB1-2A的最小主應力為46～48 MPa，MB1-1段巖性比MA2和MB1-2A致密，應力差約為4～6 MPa，判斷MB1-1層可以作為阻止裂縫向上延伸的遮擋層。同時MB1-2A和MB1-2B之間存在一層薄夾層，平均應力差約為2 MPa，不能視為有效的應力遮擋，因此預測人工裂縫更易向下延伸，存在溝通邊底水的風險。

2 技術難點及對策

通過對上述Mishrif儲層物性、地質特征及巖石力學性質的認識，分析認為這一地區開展酸壓儲層改造存在以下難點，并針對這些難點提出了相應的技術對策。

(1)控縫高難度大。Mishrif層為層狀邊底水油藏，尤其針對構造邊部的井，裂縫縱向向下延伸不允許溝通油水過渡帶，向上不允許溝通MA層，這些對縫高控制提出了要求。但通過應力剖面研究發現儲層縱向應力隔層發育不明顯，遮擋能力較差，整體呈現“正韻律”規律，裂縫存在向下延伸溝通底水的風險。因此研究采用軟件模擬優化射孔井段，優化施工參數，合理控制注入規模，已達到最合理的裂縫高度和最優化的裂縫長度和導流能力。

(2)非均勻刻蝕難度大。巖心分析顯示，Mishrif儲層巖性較純，礦物組分幾乎全部參與酸巖反應，在酸壓過程中酸液非均勻刻蝕難度大；因此研究采用多級交替注入酸壓工藝，將高黏凍膠壓裂液和膠凝酸分多級交替注入地層。選取前置凍膠壓裂液的作用是液體黏度大，濾失小，更易造縫和降低儲層溫度，以減緩下一階段的酸巖反應速率。隨后再注入低傷害、緩蝕性能強的膠凝酸酸液體系進行壁面刻蝕。之后繼續交替段塞式注入下一級頂替液(頂替液采用凍膠壓裂液)和酸液，并通過優化頂替液和段塞酸的用量，實現酸液在裂縫壁面的非均勻刻蝕和足夠的有效作用距離，形成高導流能力的油氣通道。

(3)工作液進入地層后濾失大。儲層縱向、平面非均質性較強，前期的測試壓裂顯示施工過程中工作液濾失大、酸蝕裂縫深穿透距離受限的難點。研究表明，酸巖反應后酸蝕蚓孔極其發育，這是導致酸壓過程中濾失的主要因素［9］。為此，研究采用可溶纖維進行暫堵降濾，在每級膠凝酸泵注地層時加入可溶纖維暫堵劑，利用可溶纖維加入時為絲狀固體，后期自行水溶的特點，在酸蝕蚓孔內實現暫堵，降低裂縫壁面的工作液濾失，進而增加刻蝕縫長，后期自行溶解返排，不造成傷害，提高整體改造效果。相關研究表明，相比于不加入可溶纖維，酸壓施工中加入可溶纖維可以有效提高泵壓，間接反映其暫堵效果好［9-11］。

(4)保持酸蝕裂縫長期導流能力較難。巖石楊氏模量低，酸蝕裂縫自支撐巖石力學能力弱，在酸蝕后裂縫容易重新閉合。針對這一特性，為了提高裂縫導流能力，在酸壓施工結束后，采用閉合酸化技術。低于裂縫重新張開的泵注壓力和小排量將酸液注入裂縫中，溶蝕裂縫面。進一步增加近井地帶縫寬，提高裂縫導流能力，從而提高單井初期產能。

(5)壓后返排存在困難。處于油藏背斜構造邊部的井，距離油水過渡帶較近，原油品質較構造高點差，稠油分布不規律，且酸巖反應后的殘酸易與原油發生乳化，給施工排液及生產帶來一定困難，為此優選互溶劑進行助排。通過互溶劑配伍實驗，確定在工作液中互溶劑的添加比例，降低乳化效果。如果壓后不能建立自噴，則進行連續油管氮氣誘噴舉升，以加快返排速度。

3 工作液體系優化

選取MF3井開展酸壓改造技術先導性試驗，該井位于油藏構造邊部，為新鉆井。目的層MB1-2A、MB1-2B發育儲層，MB1-2C層已進入底水中。地層厚度75 m，平均孔隙度14.1%，滲透率1.37×10-3μm2，含油飽和度25.2%。最小主應力為46～48 MPa，原油API°19～21。根據上述難點及技術對策，進行酸壓工作液體系優化，確定最優工作液配方。

3.1 壓裂液優化

目標地層MB1-2A溫度為93.2 ℃，根據壓裂液性能室內測試，優選了中溫交聯壓裂液體系，該體系具有延遲交聯性能，交聯壓裂液具有良好黏彈性，配方成熟，性能可靠。并且具有以下優點：(1)交聯時間在2～4 min內可調；(2)與地層流體有良好的配伍性；(3)在60～150 ℃ 內剪切性能穩定；(4)對巖心傷害率低于20%。

基本配方：0.3%胍膠+1.5%多功能添加劑(0.5%黏土穩定劑+0.5%破乳劑+0.5%助排劑)+0.1%殺菌劑+0.1%溫度穩定劑+0.35%延遲交聯劑。

基液性能：密度 (20 ℃) 1.00 g/cm3，表觀黏度(20 ℃，170 s-1) 24±3 mPa · s，pH值7～8。

交聯壓裂液性質：根據泵排量(5～6 m3/min)和施工油管體積計算，交聯時間可控制在100～150 s之間，剪切120 min后的表觀黏度(95 ℃，170 s-1)120～200 mPa · s。

破膠壓裂液性質：破膠時間30 min，黏度3～5 mPa · s，殘渣126 mg/L，破乳率97.5%，表面張力23.8 mN/m，界面張力1.02 mN/m，防膨率86.0%。

流變特性(圖1)：在95 ℃、170 s-1條件下剪切120 min黏度為120～200 mPa · s，抗剪切能力強。

圖1 95 ℃下的壓裂液流變特性曲線Fig.1 Rheological behaviors of fracturing fluid at 95 ℃

在前置壓裂液中加入互溶劑，可以降低液體的界面張力，促進壓裂液及殘酸的返排［12］。實驗結果顯示，質量分數為2%互溶劑加入到交聯壓裂液以后，交聯時間100～150 s，黏度3～5 mPa · s，沒有影響交聯劑的交聯時間和黏度，并且油水分離速度快，流動性能改善，可縮短破乳時間和提升破乳效果，能夠起到良好的助排作用。

3.2 膠凝酸優化

膠凝酸作為主酸液體系，可以降低酸巖反應速率，延長酸巖反應有效作用距離和反應時間［11］。優化膠凝酸液體配方：20%鹽酸+0.6%膠凝劑+1.5%緩釋劑+1.5%多功能添加劑 (助排劑+鐵離子穩定劑+破乳劑)。通過酸液評價實驗可知，鮮酸黏度(20 ℃) 45～48 mPa · s，與碳酸鈣反應后廢酸黏度(90 ℃，170 s-1) 30～33 mPa · s，在4 h水浴中與5%原油混合后的廢酸黏度(90 ℃，170 s-1mPa · s) 9 mPa · s。配伍性實驗表明，膠凝酸與原油體積比1∶1時，無絮凝，無沉淀出現。廢酸與原油的乳化實驗(90 ℃，2 h)表明，廢酸與原油體積比1∶1時，液/液分離，界面清晰，未出現乳化物。90 ℃下靜態腐蝕速率4.83 g/(m2· h)，膠凝酸與巖石反應速率6×10-6mol/(cm2· s)，反應速率有效減緩，且反應后酸液黏度降低，利于返排，體系性能滿足施工要求。

纖維在酸壓過程中的暫堵實驗表明，當纖維進入酸蝕蚓孔時可柔性變形，相互搭橋成網，形成致密的“濾網結構”，這時迅速提高泵排量，有利于纖維快速發揮作用，降低酸液濾失，達到暫堵和降濾的作用［13-15］。優選的纖維在溫度90 ℃下溶解實驗表明，可溶纖維在清水、破膠液、膠凝酸余酸中7天的溶解速率分別為62%、58%、65%，而在2%氯化鈣溶液中4天的溶解率即達到100%。因此，在酸巖反應后的氯化鈣環境下纖維的溶解率是100%，不會對地層造成傷害。

3.3 工作液比例優化

為了確定交聯壓裂液和膠凝酸的最佳體積比，模擬了5種不同體積比例(1∶1、1∶2、2∶3、3∶4、4∶3)和6種不同施工規模(360、420、480、540、600、660 m3)下產生的裂縫避水高度、酸蝕裂縫長度、導流能力、油井一年后的累計產量的關系(圖2)。優化結果表明，交聯壓裂液和膠凝酸的最佳體積比為1∶2。

4 施工工藝參數優化

優化確定了酸壓工作液體系后，通過進一步模擬，優化施工工藝參數，最大程度地提高酸壓效果，并滿足現場施工需要。

4.1 射孔井段優化

射孔井段的優化原則：(1)選取地應力低的部位裂縫容易起裂，選取物性好的部位含油飽和度高，選取固井質量好的部位；(2)射孔井段控制在10～15 m之間；(3)確保人工裂縫在縫高上、下延伸時，上部不能穿過MA2層，下部距離油水過渡帶頂部大于10 m。基于以上原則通過軟件模擬優化射孔位置，射孔頂界按3 190、3 195、3 210、3 215、3 220 m的順序依次模擬，最終確定當射孔井段位于3 208.0～3 221.0 m時，可以獲得最理想的縫高56.4 m，距離底部避水高度11.9 m。

4.2 注入規模優化

圖3中通過模擬顯示，產量隨著注入總液量的增大而增加，但在450 m3出現拐點，在該點之后，增量趨勢變緩；圖4中避水高度模擬顯示，在6 m3/min排量和480 m3的注入規模下，裂縫與水頂距離處于設計要求臨界值15 m，為了留有余地，優選450 m3作為注入液量。

4.3 泵排量優化

在注入規模為450 m3、交聯壓裂液和膠凝酸的體積比例1∶2的前提下，繼續優化施工排量，獲得最優刻蝕縫長。模擬結果表明(表2)，隨著泵排量的增加，裂縫高度和累積產量都在增加。當泵排量超過7 m3/min時，避水高度為13.3 m，小于臨界值15 m，因此泵排量不應超過6 m3/min，且由5 m3/min的排量緩慢增加，考慮到現場泵送能力，泵排量定為5～6 m3/min。

圖2 在不同施工總液量情況下裂縫避水高度、酸蝕縫長、導流能力、累計產量與交聯壓裂液與膠凝酸體積比的關系Fig.2 Relationship between fracture height of water avoidance, length of etched fracture, flow conductivity, cumulative production and crosslinking fracturing fluid/gelling acid volume ratios at different total construction fluid

圖3 產量與注入總液量之間的關系Fig.3 Relationship between production rate and total fluid injection

圖4 避水高度與注入總液量之間的關系Fig.4 Relationship between height of water avoidance and total fluid injection

表2 泵排量對壓裂效果的影響Table 2 Influence of pump displacement on fracturing effect

5 應用實例

哈法亞油田MF3井采用?177.8 mm生產套管完井，生產管柱采用?88.9 mm L80油管+1級套管保護封隔器+?114 mm喇叭口，井口采用耐壓等級為35 MPa的電泵采油井口。通過對上述生產管柱進行強度校核和摩阻計算，管柱可以滿足施工壓力和排量要求。井口采用耐壓等級為70 MPa井口保護器配合耐壓等級為35 MPa采油井口使用，以提升井口的壓力等級。

在主壓裂施工中，入井總液量481.1 m3，其中酸液305.3 m3，壓裂液150.4 m3，閉合酸25.4 m3, 最高排量5.9 m3/min，最高凍膠壓裂液泵注壓力56.6 MPa，最高膠凝酸泵注壓力41.6 MPa。

主壓裂階段共分三級交替注入，并且在最后階段進行閉合酸化。施工曲線顯示，最大破裂壓力達到55.2 MPa，說明低滲透石灰巖孔隙連通性很差。相比于第1階段泵注的凍膠壓裂液，第2級泵注的膠凝酸摩阻較低，從開始泵注后壓力就迅速下降。隨著酸巖反應的進行，泵壓持續降至40 MPa。隨后兩級交替注入曲線顯示，裂縫逐漸向深部延伸，地層得到了充分改造。在最后階段，井口壓力38.3 MPa，計算此時井底壓力已經低于破裂壓力，沒有停泵，轉低排量泵注25.4 m3酸對閉合裂縫進行酸化處理，增加縫寬和近井地帶導流能力。

壓后軟件模擬顯示裂縫高度52.3 m (設計高度54.5 m)，通過井溫測井顯示裂縫高度51 m，3個數據基本一致說明縫高控制滿足要求。壓后評價酸蝕裂縫導流能力達到4 652×10-3μm2·m，顯示了酸液體系對儲層礦物的非均勻刻蝕效果好。同時，壓后裂縫形態證明了MB1-2A層是壓裂液體進入的主要通道，MB1-2A層和MB1-2B層較薄的隔層不能有效遮擋裂縫向下延伸至MB1-2B層。第1階段泵注的凍膠量對縫高起到主要貢獻，第2階段泵注的膠凝酸對刻蝕縫長起到主要貢獻，凈壓力擬合計算有效酸蝕縫長80 m，因此在這一階段加入纖維是降低濾失的最佳時機，最后一個階段泵注閉合酸時縫高和縫長開始減小，說明裂縫已經閉合，達到閉合酸化的目的。

在凝膠酸中添加可溶纖維后，顯示凍膠泵注壓力從55.2 MPa升至56.6 MPa。纖維導致壓力上升，間接說明纖維起到了暫堵作用，降低了濾失，使凍膠壓裂液注入壓力上升。

該井壓后測試生產過程中，井口壓力保持在1.38 MPa以上，?19 mm油嘴下測試日產油量317 t/d，遠高于同平臺其他油井產量(初期低于146 t/d)，該井連續生產一年后井口壓力始終保持1.38 MPa以上，油嘴尺寸由?19 mm調整至?16 mm，產量遞減小，儲層改造效果顯著。

6 結論

(1)針對中東孔隙性碳酸鹽巖巖性純、彈性模量低等特點，提出“凍膠壓裂液+膠凝酸”多級交替注入+閉合酸化工藝，有效提高酸蝕裂縫長度與導流能力，現場應用效果顯著。

(2)針對石灰巖儲層酸壓近井濾失大、主縫延伸受阻等問題，提出“可溶性纖維暫堵降濾”措施并進行了成功應用，現場施工表明，該措施可有效降低液體濾失，控制近井地帶酸蝕蚓孔發育。

(3)針對改造目的層近底水、應力遮擋層較弱、縱向控縫高要求高等問題，通過多井地應力分析、小型壓裂測試、施工規模優化、井溫測井校準等措施實現了近底水油藏的控縫高改造。

(4)針對邊部油藏品質變差問題，室內優選了互溶劑并應用于現場施工，壓后排液效果及生產動態表明，采用互溶劑可降低入井工作液與原油乳化風險。

(5)建議下一步繼續優化工作液體系，開展地面交聯酸、新型緩速酸等液體體系研究，進一步增強酸壓改造的針對性。