程光華 （中海石油 （中國）有限公司湛江分公司勘探開發(fā)部，廣東 湛江 524057）

王麗 （中海石油 （中國）有限公司湛江分公司研究院，廣東 湛江 524057）

吳木旺 （中海石油 （中國）有限公司湛江分公司勘探開發(fā)部，廣東 湛江 524057）

截至2012年底，南海西部海域已發(fā)現(xiàn)低滲氣藏三級地質儲量超過2000×108m3，約占南海西部海域天然氣地質儲量的40%，其中探明地質儲量超過400×108m3。但是，由于海上鉆井及增產改造措施成本高、開采速度要求高等特點，尚未形成一套經濟有效的海上低滲氣田開發(fā)技術系列，不足以支持低滲氣田經濟有效開發(fā)，導致目前開發(fā)動用儲量僅占探明儲量的10%左右。筆者以文昌A凹陷W氣田珠海組氣藏為研究對象，研究低滲儲層的成因，并在此基礎上對儲層改造方案進行了室內試驗及模擬，希望能為該類氣田的有效開發(fā)起到指導作用。

1 區(qū)域地質背景

文昌A凹陷是珠江口盆地西部珠三坳陷的二級構造單元，自20世紀80年代相繼鉆探了多個小型氣田及含氣構造，累計發(fā)現(xiàn)天然氣地質儲量近200×108m3。W氣田位于文昌A凹陷中部，主要含氣層位珠海組（E3zh），是該區(qū)低滲氣田典型代表 （圖1）。前人研究表明，該區(qū)E3zh巖相古地理發(fā)生了較大的變化，為海陸過渡相沉積［1］，W氣田主要發(fā)育潮汐影響的扇三角，以潮道砂及潮壩砂體為主［2］。

2 儲層特征及低滲成因

2.1 儲層特征

圖1 W氣田區(qū)域位置示意圖

W氣田E3zh地層一般埋深3100～4200m，重點含氣層段埋深超過3500m，儲層單層厚度基本在0.5～10m，測井解釋滲透率大多為0.1～5.0mD，DST測試日產氣幾十立方米到幾萬立方米，測試產能低，屬于典型低滲氣藏，但氣藏未見水。

E3zh儲層砂巖從細砂巖～含礫粗砂巖均有分布，巖石類型以長石石英砂巖及長石砂巖為主。巖心觀察為灰白色，塊狀構造，巖石較致密。砂巖顆粒以粗粒為主，少量中砂，個別礫石，礫石成分為長石碎屑。鏡下薄片觀察長石風化程度中等偏淺，碎屑顆粒分選中等，磨圓度次棱－次圓狀，顆粒支撐，點－線式接觸，孔隙式膠結。填隙物主要為隱晶白云石，另見含鐵白云石局部充填孔隙 （圖2）。

2.2 儲層低滲成因

砂巖儲層物性主要受沉積和成巖作用控制。對研究區(qū)而言，由于儲層埋藏較深，成巖作用較強，是影響儲層物性的關鍵因素［3］。通過對W氣田探井35塊鏡下薄片觀察分析，認為影響E3zh儲層物性的主要成巖作用為壓實作用及膠結作用。其中，膠結作用主要為鐵白云石的膠結，其次為石英次生加大膠結，導致孔隙不發(fā)育且連通性差，如圖2所示。對X1井定量分析也表明，粗砂巖為中等膠結、強壓實相，中、細砂巖為強膠結、強壓實相。其中，E3zh儲層壓實作用損失孔隙度12.5%～16.4%，膠結作用損失孔隙度7.1%～19.5%，導致原始孔隙減小甚至堵塞，滲透性變差，流體流動困難。

圖2 X1井E3zh長石砂巖鏡下特征

此外，文昌A凹陷E3zh儲層存在中等偏弱水敏、一定程度酸敏，鉆完井過程中造成儲層污染也是導致儲層滲透性變差的重要原因。根據(jù)X1井鉆井液配方進了室內鉆井液污染評價試驗，結果表明X1井E3zh儲層在鉆井、完井過程中均存在中等污染 （表1）。

表1 X1井鉆井液對儲層污染試驗數(shù)據(jù)

因此，針對W氣田E3zh儲層受膠結作用、強壓實作用及鉆完井過程中造成儲層污染這些實際情況，有必要對儲層后期改造措施進行探索，以提高單井產能，促使氣田早日開發(fā)。

3 儲層改造措施探索

目前，對于深層或超深層低滲儲層，提高產能的儲層改造最好方法就是壓裂或酸化改造［4］。然而，針對海上油氣開采高投入的特點，鉆探長水平井獲得高產已成為常用方法［5］，但中后期產能下降較快，減緩遞減方法有限，在此，對儲層改造方案進行了室內試驗及模擬。

3.1 酸化解堵

酸化是解除近井地帶污染的有效辦法，是油氣井增產、注入井增注的一項有效的技術措施［6］。其原理是通過酸液對巖石膠結物或地層孔隙、裂縫內堵塞物等進行溶解和溶蝕，恢復或提高地層孔隙和裂縫的滲透性，解除近井地帶地層污染［7］。

文昌A凹陷E3zh儲層砂巖伊利石體積分數(shù)60%～70%，其次是高嶺石體積分數(shù)10%～25%、綠泥石體積分數(shù)小于10%。針對砂巖礦物成分，采用不同濃度的酸液體系對巖心粉進行兩組不同溶蝕試驗。首選對基礎酸液鹽酸進行了配置，試驗做了5組10次，鹽酸質量分數(shù)分別為4%、5%、8%、10%及12%，質量分數(shù)10%HCl的溶蝕率最高9.88%，12%HCl的溶蝕率最高10.6%，考慮節(jié)約成本，配方酸液中鹽酸的基礎質量分數(shù)確定為10%。在此基礎上，分別對氫氟酸及土酸各做了3組6次試驗，其中氫氟酸配比10%HCl＋2%HF的酸液溶蝕率最高可達21.84%；土酸配比10%HCl＋8%HBF4的酸液溶蝕率最高可達18.44%。因此，推薦采用10%HCl＋2%HF配比的氫氟酸酸液體系進行儲層酸化解堵 （表2）。

表2 X1井不同濃度氫氟酸、土酸溶蝕試驗數(shù)據(jù)表

3.2 壓裂改造

對X2井數(shù)值模擬表明，直井壓裂初期產能介于水平井段500～750m的水平井增產效果 （圖3）。因此，建議W氣田投產采用水平井生產，后期進行壓裂提高產能。

3.2.1 壓裂液配伍室內試驗

文昌W氣田儲層溫度在140℃左右，普通的瓜膠壓裂液已不能滿足要求，因此，通過國內外高溫壓裂液現(xiàn)狀調研，在室內試驗研究的基礎上，對高溫壓裂液進行研究優(yōu)選。羧甲基瓜膠耐溫可達140℃，因此優(yōu)選這種瓜膠作為高溫壓裂液的增稠劑；高溫壓裂液體系添加劑采用有機鋯；選擇ZPJ5作為配方用助排劑；優(yōu)選防膨率較好的FPJ5作為防膨劑；優(yōu)選了效果較好的SJJ1作為配方用殺菌劑；優(yōu)選了效果較好的WWJ1作為配方用溫度穩(wěn)定劑；針對醇基壓裂液體系選用NaOH作為pH調節(jié)劑，并在配制壓裂液基液過程中將壓裂液基液pH值調節(jié)到11～12；優(yōu)選PJJ1作為羧甲基瓜膠壓裂液破膠劑。對壓裂液添加劑與地層流體配伍性進行了室內試驗，試驗結果為無沉淀，配伍性良好。

按照X1井水型檢測數(shù)據(jù)，室內配制文昌W氣田地層水水樣，取破膠液與地層水按1∶2、1∶1、2∶1的體積比混合，總液量為30mL，試驗結果無沉淀，配伍性良好 （圖4）。

試驗優(yōu)選了10%HCl＋2%HF的酸液體系與TWJ－1鐵離子穩(wěn)定劑、HSJ3高溫緩蝕劑、JZJ－2高溫降阻劑、ZPJ2高溫助排劑等各種添加劑進行了室內試驗，結果表明優(yōu)選的酸液與各種添加劑混合后在常溫下成乳白色不透明溶液，無沉淀和分層；而在90℃的條件下，放置4h后成黃褐色不透明溶液，仍無沉淀和分層出現(xiàn)，表明該酸液體系與各種添加劑具有很好的配伍性。

圖3 X2井壓裂與水平井產能對比圖

圖4 羧甲基瓜膠壓裂液破膠液與地層水配伍試驗

3.2.2 壓裂方式選擇

目前國內外壓裂工藝主要有限流法壓裂技術、投球法壓裂技術、CO2泡沫壓裂技術、多層合壓工藝、封隔器分壓工藝、一趟管柱分層壓裂工藝等［8］。通過對國內外常用分壓、合壓工藝的研究，結合該氣田儲層特征及采用水平井開發(fā)的特點，推薦使用油管注入合層壓裂工藝。

3.2.3 壓裂效果預測

采用油管注入合層壓裂工藝，對X1井E3zh進行壓裂效果模擬。壓裂井段3556.5～3566.4m，射孔井段3556～3566m，分別模擬加砂17、22、26、31、35m3規(guī)模下的產能 （圖5）。從生產曲線分析看，隨著加砂規(guī)模的增加，產氣量也增加，但是當加砂規(guī)模達到31m3以上產能提高幅度已經很小，因此認為該井施工規(guī)模定在31m3左右較為合適。

采用上述壓裂材料及酸液體系，應用計算機模擬，按注攜砂液1.5、2.0、2.5、3.0、3.5m3/min順序逐級提高排量到設計所需排量，防止起泵過猛，累計加砂量達32.5m3。模擬結果表明，壓裂規(guī)模加砂32.5m3的情況下初期日產氣約7.5×104m3，遠高于不壓裂情況下初期日產氣2000m3的產量 （圖6）。因此，建議W氣田初期采用水平井生產，后期壓裂增產。

圖5 X1井不同加砂規(guī)模下日產量模擬圖

圖6 X1井壓裂與不壓裂情況下產量圖

4 結 論

1）文昌A凹陷W氣田E3zh儲層低滲原因主要為壓實作用、膠結作用及鉆完井過程中造成的儲層中等污染，其中壓實作用損失孔隙度12.5%～16.4%，膠結作用損失孔隙度7.1%～19.5%。

2）W氣田儲層酸化改造可有效解除近井帶地層污染，推薦氣田生產初期使用氫氟酸配比10%HCl＋2%HF的酸液進行儲層酸化解堵。

3）壓裂可有效提高單井產能，建議W氣田投產初期采用水平井生產，生產后期進行儲層壓裂改造。

［1］趙中賢，周蒂，廖杰 .珠江口盆地第三紀古地理及沉積演化 ［J］.熱帶海洋學報，2009，28（6）：52～60.

［2］林興榮，孫志鵬 .文昌A凹陷天然氣成藏條件 ［J］.天然氣工業(yè)，1999，19（1）：47～51.

［3］尤麗，李才，劉景環(huán) .文昌A凹陷珠海組儲層區(qū)域成巖作用特征及定量評價 ［J］.大慶石油學院學報，2012，36（2）：7～13.

［4］李勇明，郭建春，趙金洲 .超深特低滲儲層壓裂改造技術關鍵與對策研究 ［J］.鉆采工藝，2007，30（2）：56～58.

［5］高斌，陳舟圣，劉敏，等 .海上油田水平井防砂完井物模試驗裝置 ［J］.油田化學，2012，40（3）：49～52.

［6］曾凡輝，郭建春 .東河油田CⅢ油組低滲儲層的傷害及改造 ［J］.油田化學，2011，28（3）：296～301.

［7］范志毅，李建雄，孔林，等 .暫堵酸化技術的研究與應用 ［J］.鉆采工藝，2011，34（6）：55～57.

［8］李宗田 .水平井壓裂技術現(xiàn)狀與展望 ［J］.石油鉆采工藝，2009，31（6）：13～18.

［編輯］ 宋換新