段貴府，　沈華，　何春明，　程曉東，　余芳，　穆海林，　安岳鵬

泥灰?guī)r致密油自轉(zhuǎn)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(fā)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(yè)分公司，河北任丘062552；4.渤海鉆探定向井技術(shù)服務(wù)分公司，河北任丘062552）

段貴府等.泥灰?guī)r致密油轉(zhuǎn)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?guī)r致密油儲(chǔ)層以往改造中面臨施工壓力高、改造距離短和導(dǎo)流能力低的難點(diǎn)，根據(jù)泥灰?guī)r酸巖反應(yīng)特征，優(yōu)化了自轉(zhuǎn)向酸體系配方，開展了轉(zhuǎn)向酸體系黏度性能、流變性能及破膠性能評(píng)價(jià)。利用巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)方法，研究了酸液對(duì)裂縫網(wǎng)絡(luò)的溝通作用，明確酸液體系與施工參數(shù)對(duì)酸蝕裂縫網(wǎng)絡(luò)的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，自轉(zhuǎn)向酸具有低傷害、易破膠和易均勻布酸的優(yōu)點(diǎn)，殘酸濃度降低到5%時(shí)黏度可達(dá)到96 mPa·s；酸液能夠?qū)崿F(xiàn)側(cè)向?qū)μ烊涣芽p的大幅度溝通，滿足泥灰?guī)r儲(chǔ)層改造的要求。對(duì)比不同改造工藝下裂縫導(dǎo)流能力，形成一套適合泥灰?guī)r儲(chǔ)層的轉(zhuǎn)向酸壓與加砂壓裂復(fù)合的體積改造模式，該技術(shù)在ST1H井等3口井15段中綜合應(yīng)用，穩(wěn)定日產(chǎn)量是以往的10倍。

泥灰?guī)r；自轉(zhuǎn)向酸；天然裂縫；網(wǎng)絡(luò)裂縫；導(dǎo)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(fā)育的東斷西超的單斷箕狀凹陷。束鹿凹陷泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)層具有億噸級(jí)儲(chǔ)量，是渤海灣地區(qū)油氣接替的新領(lǐng)域［1-2］。束鹿凹陷泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)層具有埋藏深、巖性復(fù)雜、地應(yīng)力高、天然裂縫發(fā)育以及酸巖反應(yīng)速率高等特點(diǎn)，造成儲(chǔ)層改造中面臨施工壓力高、工作液濾失量大、砂堵風(fēng)險(xiǎn)高和改造距離短等技術(shù)難題［3-4］。該區(qū)域在早期勘探開發(fā)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(dǎo)流能力不匹配導(dǎo)致［5］，亟待探索一套適合束鹿凹陷泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)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(dǎo)流能力出發(fā)，開展VES自轉(zhuǎn)向酸體系配方優(yōu)化研究。通過開展酸液對(duì)裂縫網(wǎng)絡(luò)溝通能力和酸蝕裂縫導(dǎo)流能力研究，形成適合于泥灰?guī)r儲(chǔ)層改造的模式和配套技術(shù)。

1　自轉(zhuǎn)向酸體系研究

1.1泥灰?guī)r酸巖反應(yīng)特征

從儲(chǔ)層巖心的溶蝕率實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，儲(chǔ)層礦物成分沿井段變化很大，使得酸液對(duì)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(duì)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(jù)以上溶蝕特征，要求不同井段的改造策略有所差異，對(duì)于溶蝕率較高的儲(chǔ)層選用酸壓改造，而對(duì)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(xù)的刻蝕剖面，這就要求與水力壓裂相結(jié)合才能獲得較好的支撐裂縫導(dǎo)流能力。

1.2酸液黏度變化

考慮到儲(chǔ)層保護(hù)和高濃度的酸對(duì)管柱的腐蝕性更強(qiáng)，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(wěn)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(qiáng)，黏度升高速率更快。模擬酸與地層反應(yīng)，測(cè)得殘酸濃度由15%減少到10%，再減少到5%時(shí)的黏度為33、80、96 mPa·s。結(jié)果表明，由于隨著酸巖反應(yīng)的進(jìn)行，酸液濃度逐漸降低，體系pH值升高，反應(yīng)過程中產(chǎn)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(zhuǎn)變?yōu)槿湎x狀膠束，形成具有空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，增加了體系的黏度。因此，當(dāng)?shù)貙臃磻?yīng)殘酸濃度降低到5%時(shí)體系黏度可達(dá)到96 mPa·s，滿足造縫、降低濾失及緩速等要求。

1.3VES自轉(zhuǎn)向酸流變性能

為了進(jìn)一步認(rèn)識(shí)酸液在儲(chǔ)層高溫、剪切環(huán)境下的穩(wěn)定性，測(cè)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(wěn)定劑，實(shí)驗(yàn)溫度選用儲(chǔ)層實(shí)際溫度100～120 ℃，剪切速率為170 s-1，VES自轉(zhuǎn)向酸的殘酸配制方法為：首先在酸液中緩慢加入CaCl2調(diào)節(jié)溶液的pH值，然后加入酸液添加劑，均勻混合，最后加入VES。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1　VES自轉(zhuǎn)向酸耐溫耐剪切性能曲線

測(cè)試結(jié)果表明，在高溫環(huán)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(cè)試時(shí)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(wěn)定性，在儲(chǔ)層環(huán)境下長時(shí)間剪切依然具有較好的轉(zhuǎn)向及降濾失能力。

1.4VES自轉(zhuǎn)向酸破膠性能

為了研究酸蝕裂縫內(nèi)原油和互溶劑對(duì)VES自轉(zhuǎn)向酸破膠性能的影響，通過將變黏后的VES自轉(zhuǎn)向酸分別與不同濃度的原油、互溶劑均勻混配，測(cè)定殘酸黏度隨時(shí)間的變化，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。實(shí)驗(yàn)結(jié)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(shí)，破膠后體系黏度為38 mPa·s，而酸與互溶劑比值為10∶1時(shí)，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(xiàn)場(chǎng)施工過程中應(yīng)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(chǔ)層傷害［6-7］。

圖2　原油、互溶劑對(duì)酸液破膠性能的影響（500 s-1）

2　酸液對(duì)裂縫網(wǎng)絡(luò)溝通能力研究

束鹿凹陷泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育，裂縫主要以充填以及半充填狀態(tài)存在，充填礦物主要為方解石?？紤]到天然裂縫儲(chǔ)層的流動(dòng)通道主要為裂縫，其充填程度以及充填礦物的類型對(duì)酸液在裂縫的流動(dòng)、反應(yīng)有很重要的影響，利用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)方法研究力學(xué)因素（驅(qū)替壓差）和化學(xué)因素（酸液體系）對(duì)裂縫溝通能力的影響。

自轉(zhuǎn)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(yīng)后，在天然裂縫的部分充填及未充填區(qū)域形成了多個(gè)不同尺寸酸蝕蚓孔，自轉(zhuǎn)向酸酸蝕作用形成的蚓孔數(shù)量較膠凝酸相對(duì)更多，且分布更為分散。

圖3　5 MPa注入壓差不同酸在復(fù)雜裂縫系統(tǒng)溶蝕圖

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)天然裂縫較為發(fā)育時(shí)，酸液類型對(duì)天然裂縫的溝通能力影響程度減弱，均能實(shí)現(xiàn)裂縫側(cè)面穿通與溝通；由于自轉(zhuǎn)向酸自身具有低傷害、易破膠以及均勻布酸，相對(duì)膠凝酸破膠后體系存在聚合物殘?jiān)斐蓚Φ膯栴}，自轉(zhuǎn)向酸更適合于泥灰?guī)r儲(chǔ)層改造。

3　酸蝕裂縫導(dǎo)流能力研究

為了認(rèn)識(shí)泥灰?guī)r酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的產(chǎn)生機(jī)制以及改造工藝對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的影響，采用從美國STM-LAB公司引進(jìn)的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)裝置室內(nèi)測(cè)試了泥灰?guī)r自轉(zhuǎn)向酸酸蝕后導(dǎo)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(fù)合壓裂2種不同改造工藝對(duì)酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的影響，結(jié)果見圖4。實(shí)驗(yàn)方法為先對(duì)泥灰?guī)r巖心板進(jìn)行酸刻蝕實(shí)驗(yàn)，測(cè)試酸蝕導(dǎo)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(cè)試支撐裂縫導(dǎo)流能力。實(shí)驗(yàn)所用自轉(zhuǎn)向酸液配方為15%HCl+5%VES-T+4.5%緩蝕劑+2%鐵離子穩(wěn)定劑，鋪砂濃度為5 kg/m2。

圖4　不同改造工藝形成的裂縫導(dǎo)流能力對(duì)比結(jié)果

由圖4可知，在70 MPa閉合應(yīng)力下，單一通過酸壓工藝形成的導(dǎo)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(diǎn)主要以黏土為主，支撐強(qiáng)度特別低，導(dǎo)致導(dǎo)流能力在低閉合應(yīng)力作用下已經(jīng)快速下降，高閉合應(yīng)力下泥灰?guī)r導(dǎo)流能力基本完全喪失；加砂后支撐裂縫導(dǎo)流能力提高至102.3 μm2·cm，是加砂前酸蝕導(dǎo)流能力的32倍。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，針對(duì)泥灰?guī)r這類酸蝕后存在大量泥質(zhì)覆蓋且難以形成非均勻刻蝕的儲(chǔ)層，通過鋪置低濃度的支撐劑，能有效提高酸蝕縫的導(dǎo)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(bǔ)償酸蝕裂縫短的有效手段。

4　復(fù)合體積改造模式及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

通過實(shí)驗(yàn)研究明確了，對(duì)于泥灰?guī)r儲(chǔ)層，單純通過酸溶蝕很難實(shí)現(xiàn)分隔裂縫間的溝通，仍需借助大排量的水力造縫，結(jié)合酸蝕作用對(duì)支撐裂縫溝通形成酸蝕裂縫網(wǎng)絡(luò)，利用水力壓裂加砂手段提高整體裂縫系統(tǒng)的導(dǎo)流能力。因此，考慮到束鹿凹陷儲(chǔ)層埋藏深、溫度高，酸巖反應(yīng)速率快等改造難點(diǎn)，為了獲得更大的有效改造體積，轉(zhuǎn)向酸壓與加砂壓裂復(fù)合體積改造新模式適合于泥灰?guī)r致密油的儲(chǔ)層改造［8］，采用單獨(dú)的大排量注入低黏酸液體系實(shí)現(xiàn)裂縫系統(tǒng)溶蝕和溝通，結(jié)合大排量滑溜水造縫，降低施工壓力的同時(shí)形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，最后通過加砂壓裂提高整體裂縫系統(tǒng)的導(dǎo)流能力。

根據(jù)上述優(yōu)化結(jié)果，對(duì)束鹿凹陷致密油區(qū)塊3口井15段進(jìn)行自轉(zhuǎn)向酸壓+加砂壓裂復(fù)合的體積改造。其中，ST1H井壓后日產(chǎn)油量為226 m3/d，日產(chǎn)氣量為6.9×104m3/d，目前穩(wěn)定日產(chǎn)油量為9.8 m3/d；ST2X井初期日產(chǎn)油量為63 m3/d，目前油單5 mm控制日產(chǎn)油量為11.7 m3/d；ST3井初期日產(chǎn)油量為67.3 m3/d，目前油單2 mm控制日產(chǎn)油量為10.7 m3/d，改造效果顯著。

5　結(jié)論與建議

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

2.自轉(zhuǎn)向酸能夠利用濾失作用實(shí)現(xiàn)裂縫側(cè)向穿透，大幅度溝通天然裂縫，提高裂縫復(fù)雜程度。

3.通過不同改造工藝裂縫導(dǎo)流能力研究，自轉(zhuǎn)向酸壓與加砂壓裂復(fù)合的體積改造新模式適應(yīng)束鹿凹陷泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)層特征。

4.利用自轉(zhuǎn)向酸壓與加砂壓裂的復(fù)合體積壓裂技術(shù)，對(duì)束鹿凹陷3口井15段進(jìn)行改造，穩(wěn)定產(chǎn)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(xiàng)“特低、 超低滲油藏高效改造新技術(shù)研究”（2014B-1202）。

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

（2016-3-22；HGF=1603N8；編輯王小娜）