文昌A凹陷W气田珠海组低渗储层成因及改造措施

2013-03-03程光华中海石油中国有限公司湛江分公司勘探开发部广东湛江524057

石油天然气学报 2013年4期

程光华（中海石油（中国）有限公司湛江分公司勘探开发部，广东湛江 524057）

王丽（中海石油（中国）有限公司湛江分公司研究院，广东湛江 524057）

吴木旺（中海石油（中国）有限公司湛江分公司勘探开发部，广东湛江 524057）

截至2012年底，南海西部海域已发现低渗气藏三级地质储量超过2000×108m3，约占南海西部海域天然气地质储量的40%，其中探明地质储量超过400×108m3。但是，由于海上钻井及增产改造措施成本高、开采速度要求高等特点，尚未形成一套经济有效的海上低渗气田开发技术系列，不足以支持低渗气田经济有效开发，导致目前开发动用储量仅占探明储量的10%左右。笔者以文昌A凹陷W气田珠海组气藏为研究对象，研究低渗储层的成因，并在此基础上对储层改造方案进行了室内试验及模拟，希望能为该类气田的有效开发起到指导作用。

1 区域地质背景

文昌A凹陷是珠江口盆地西部珠三坳陷的二级构造单元，自20世纪80年代相继钻探了多个小型气田及含气构造，累计发现天然气地质储量近200×108m3。W气田位于文昌A凹陷中部，主要含气层位珠海组（E3zh），是该区低渗气田典型代表（图1）。前人研究表明，该区E3zh岩相古地理发生了较大的变化，为海陆过渡相沉积［1］，W气田主要发育潮汐影响的扇三角，以潮道砂及潮坝砂体为主［2］。

2 储层特征及低渗成因

2.1 储层特征

图1 W气田区域位置示意图

W气田E3zh地层一般埋深3100～4200m，重点含气层段埋深超过3500m，储层单层厚度基本在0.5～10m，测井解释渗透率大多为0.1～5.0mD，DST测试日产气几十立方米到几万立方米，测试产能低，属于典型低渗气藏，但气藏未见水。

E3zh储层砂岩从细砂岩～含砾粗砂岩均有分布，岩石类型以长石石英砂岩及长石砂岩为主。岩心观察为灰白色，块状构造，岩石较致密。砂岩颗粒以粗粒为主，少量中砂，个别砾石，砾石成分为长石碎屑。镜下薄片观察长石风化程度中等偏浅，碎屑颗粒分选中等，磨圆度次棱－次圆状，颗粒支撑，点－线式接触，孔隙式胶结。填隙物主要为隐晶白云石，另见含铁白云石局部充填孔隙（图2）。

2.2 储层低渗成因

砂岩储层物性主要受沉积和成岩作用控制。对研究区而言，由于储层埋藏较深，成岩作用较强，是影响储层物性的关键因素［3］。通过对W气田探井35块镜下薄片观察分析，认为影响E3zh储层物性的主要成岩作用为压实作用及胶结作用。其中，胶结作用主要为铁白云石的胶结，其次为石英次生加大胶结，导致孔隙不发育且连通性差，如图2所示。对X1井定量分析也表明，粗砂岩为中等胶结、强压实相，中、细砂岩为强胶结、强压实相。其中，E3zh储层压实作用损失孔隙度12.5%～16.4%，胶结作用损失孔隙度7.1%～19.5%，导致原始孔隙减小甚至堵塞，渗透性变差，流体流动困难。

图2 X1井E3zh长石砂岩镜下特征

此外，文昌A凹陷E3zh储层存在中等偏弱水敏、一定程度酸敏，钻完井过程中造成储层污染也是导致储层渗透性变差的重要原因。根据X1井钻井液配方进了室内钻井液污染评价试验，结果表明X1井E3zh储层在钻井、完井过程中均存在中等污染（表1）。

表1 X1井钻井液对储层污染试验数据

因此，针对W气田E3zh储层受胶结作用、强压实作用及钻完井过程中造成储层污染这些实际情况，有必要对储层后期改造措施进行探索，以提高单井产能，促使气田早日开发。

3 储层改造措施探索

目前，对于深层或超深层低渗储层，提高产能的储层改造最好方法就是压裂或酸化改造［4］。然而，针对海上油气开采高投入的特点，钻探长水平井获得高产已成为常用方法［5］，但中后期产能下降较快，减缓递减方法有限，在此，对储层改造方案进行了室内试验及模拟。

3.1 酸化解堵

酸化是解除近井地带污染的有效办法，是油气井增产、注入井增注的一项有效的技术措施［6］。其原理是通过酸液对岩石胶结物或地层孔隙、裂缝内堵塞物等进行溶解和溶蚀，恢复或提高地层孔隙和裂缝的渗透性，解除近井地带地层污染［7］。

文昌A凹陷E3zh储层砂岩伊利石体积分数60%～70%，其次是高岭石体积分数10%～25%、绿泥石体积分数小于10%。针对砂岩矿物成分，采用不同浓度的酸液体系对岩心粉进行两组不同溶蚀试验。首选对基础酸液盐酸进行了配置，试验做了5组10次，盐酸质量分数分别为4%、5%、8%、10%及12%，质量分数10%HCl的溶蚀率最高9.88%，12%HCl的溶蚀率最高10.6%，考虑节约成本，配方酸液中盐酸的基础质量分数确定为10%。在此基础上，分别对氢氟酸及土酸各做了3组6次试验，其中氢氟酸配比10%HCl＋2%HF的酸液溶蚀率最高可达21.84%；土酸配比10%HCl＋8%HBF4的酸液溶蚀率最高可达18.44%。因此，推荐采用10%HCl＋2%HF配比的氢氟酸酸液体系进行储层酸化解堵（表2）。

表2 X1井不同浓度氢氟酸、土酸溶蚀试验数据表

3.2 压裂改造

对X2井数值模拟表明，直井压裂初期产能介于水平井段500～750m的水平井增产效果（图3）。因此，建议W气田投产采用水平井生产，后期进行压裂提高产能。

3.2.1 压裂液配伍室内试验

文昌W气田储层温度在140℃左右，普通的瓜胶压裂液已不能满足要求，因此，通过国内外高温压裂液现状调研，在室内试验研究的基础上，对高温压裂液进行研究优选。羧甲基瓜胶耐温可达140℃，因此优选这种瓜胶作为高温压裂液的增稠剂；高温压裂液体系添加剂采用有机锆；选择ZPJ5作为配方用助排剂；优选防膨率较好的FPJ5作为防膨剂；优选了效果较好的SJJ1作为配方用杀菌剂；优选了效果较好的WWJ1作为配方用温度稳定剂；针对醇基压裂液体系选用NaOH作为pH调节剂，并在配制压裂液基液过程中将压裂液基液pH值调节到11～12；优选PJJ1作为羧甲基瓜胶压裂液破胶剂。对压裂液添加剂与地层流体配伍性进行了室内试验，试验结果为无沉淀，配伍性良好。

按照X1井水型检测数据，室内配制文昌W气田地层水水样，取破胶液与地层水按1∶2、1∶1、2∶1的体积比混合，总液量为30mL，试验结果无沉淀，配伍性良好（图4）。

试验优选了10%HCl＋2%HF的酸液体系与TWJ－1铁离子稳定剂、HSJ3高温缓蚀剂、JZJ－2高温降阻剂、ZPJ2高温助排剂等各种添加剂进行了室内试验，结果表明优选的酸液与各种添加剂混合后在常温下成乳白色不透明溶液，无沉淀和分层；而在90℃的条件下，放置4h后成黄褐色不透明溶液，仍无沉淀和分层出现，表明该酸液体系与各种添加剂具有很好的配伍性。

图3 X2井压裂与水平井产能对比图

图4 羧甲基瓜胶压裂液破胶液与地层水配伍试验

3.2.2 压裂方式选择

目前国内外压裂工艺主要有限流法压裂技术、投球法压裂技术、CO2泡沫压裂技术、多层合压工艺、封隔器分压工艺、一趟管柱分层压裂工艺等［8］。通过对国内外常用分压、合压工艺的研究，结合该气田储层特征及采用水平井开发的特点，推荐使用油管注入合层压裂工艺。

3.2.3 压裂效果预测

采用油管注入合层压裂工艺，对X1井E3zh进行压裂效果模拟。压裂井段3556.5～3566.4m，射孔井段3556～3566m，分别模拟加砂17、22、26、31、35m3规模下的产能（图5）。从生产曲线分析看，随着加砂规模的增加，产气量也增加，但是当加砂规模达到31m3以上产能提高幅度已经很小，因此认为该井施工规模定在31m3左右较为合适。

采用上述压裂材料及酸液体系，应用计算机模拟，按注携砂液1.5、2.0、2.5、3.0、3.5m3/min顺序逐级提高排量到设计所需排量，防止起泵过猛，累计加砂量达32.5m3。模拟结果表明，压裂规模加砂32.5m3的情况下初期日产气约7.5×104m3，远高于不压裂情况下初期日产气2000m3的产量（图6）。因此，建议W气田初期采用水平井生产，后期压裂增产。