酸压防砂工艺在灰岩稠油油藏开发中的应用

王言涛

摘要：本文针对通38-10区块灰岩稠油油藏开发难点研究酸压防砂改造工艺，应用压裂防砂软件对施工参数进行模拟优化，并实施1口井现场试验，试验井开发效果表明酸压防砂工艺能够显著提升灰岩稠油油藏开发效果。

关键词：灰岩稠油 酸压 防砂

1灰岩稠油油藏特点及开发难点

纯梁采油厂通38-10块沙一段二砂组油藏中深770m，平均孔隙度33.7%，平均渗透率298×10-3 um 2，50℃时原油粘度4140mpa.s，温度梯度3.1 ℃/100m，压力系数0.98，属于常温常压敏感性稠油油藏。该块地质储量74.17万吨，具有较大的稠油开发潜力，但初期投产的2口井生产效果差，平均单井日油不足1t。分析导致开发效果差的主要因素是：（1）渗透率低，平均电测渗透率为298×10-3um2；（2）生物灰岩含量高，生物灰岩含量高达91.1%，而且物性变化极快，储层改造难度大；（3）储层胶结疏松，生产过程中储层微小颗粒迁移堆积导致近井地带堵塞。

2 酸压防砂工艺研究

生物灰岩稠油油藏的开发目前在国内外没有具体的开发经验。通38-10区块前期投产的两口井采用压裂防砂热采工艺，但开发效果差，证明单一的压裂防砂工艺针对灰岩储层改造针对性差。为实现区块有效开发，针对二砂组低渗透灰岩稠油，研究试验实施了酸压防砂工艺。为了充分发挥酸化及压裂防砂的作用，采用伴酸压裂防砂模式，也就是泵注完前置液造缝后，把酸液与携砂液、人工砂同时泵注入地层，充分发挥酸液的协同作用，提升防砂增产效果在施工参数优化上利用Meyer软件对裂缝形态进行优化模拟， Meyer软件是Meyer & Associates， Inc.公司开发的水力措施模拟软件，其MFrac模块（常规水力措施模拟与分析模块）可以进行压裂、酸化、酸压、压裂充填、端部脱砂、泡沫压裂等模拟。在软件模拟单井岩石力学参数设定上，借鉴之前岩石力学参数试验结论数据，提高模拟的准确性，施工排量采用3.5-4m3/min施工。模拟半缝长：90.07m，缝高41.06m，平均缝宽15.32mm，铺砂浓度1.53kg/m3，裂缝导流能力1124.93mD·m。

3 现场施工情況及效果

3.1现场施工情况

通38-斜445井现场施工加盐酸70m3，加砂50.6 m3，总共用携砂液140 m3，最高砂比101%从地面微地震监测结果看：裂缝走向为北东44.6°， 裂缝波及长度204.5m，有效支撑缝长180.9m，双翼裂缝延伸不完全对称，见图3-2。造缝垂直高度在752-791m范围扩展，对应裂缝斜高度在769-812m范围扩展，信号在射孔段下部较多，即射孔段下部造缝效果较好 ，基本实现裂缝模拟预测的设计要求。

3.2效果

该井开井后初期日油6.5t，后期因含水升高，日油3t左右，液量稳定，供液较好，证明酸压防砂工艺针对性强，有效提升了储层供液能力。

4结论与认识

4.1通38-10块砂一段二砂组生物灰岩稠油油藏的开发难点是渗透率低、灰质含量高、泥砂堵塞。

4.2酸压防砂工艺针对低渗灰岩稠油油藏针对性好，能显著提升储层供液能力。

4.3下步建议继续做好酸液配方、携砂液携砂性能评价试验，进一步提高酸压防砂工艺效果。

参考文献：

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