自转向酸体系在苏里格气田召51区块的应用

陈若铭 王肃凯 郑克祥 殷福亮 冉照辉

1.西部钻探钻井工程技术研究院2.新疆油田工程技术公司3.西部钻探苏里格气田项目经理部

自转向酸体系在苏里格气田召51区块的应用

陈若铭1王肃凯1郑克祥1殷福亮2冉照辉3

1.西部钻探钻井工程技术研究院2.新疆油田工程技术公司3.西部钻探苏里格气田项目经理部

苏里格气田召51区块下古生界奥陶系马家沟组属于以碳酸盐岩为主夹蒸发岩的复杂岩性地层，是典型的“三低储层”。采用常规酸液体系存在酸蚀反应过快、酸蚀裂缝作用距离短、高低渗储层改造不均匀等问题，最终导致酸压改造效果不理想。因此，针对该问题，开发了一种新的表面活性剂自转向酸体系，该体系在90℃时残酸黏度超过150 mPa·s，在地层内遇油气自动破胶，返排液黏度低于5 mPa·s。该酸液体系在苏里格气田召51区块现场应用1口井，转向效果明显，试气产量6×104m3/d，较采用常规酸压的邻井试气产量平均增加2倍，并创下了区块内单井酸压产量最高记录。

苏里格气田召51区块碳酸盐岩酸压自转向酸

苏里格气田召51区块下古生界奥陶系马家沟组属于以碳酸盐岩为主夹蒸发岩的复杂岩性地层。马家沟组地层自下而上可划分为六段，其中马五段主要为富含膏盐质的白云岩，白云岩层中间夹石灰岩和膏岩，纵向上岩性和厚度（0.5～147.6 m，平均厚度为20.9 m）变化大，具有东南厚西北薄的特点，是该区重要的油气储集层，储层平均有效孔隙度为9.4%；平均渗透率为0.702 mD，平均压力系数为0.86，属典型“三低储层”[1-2]。酸化压裂是下古生界马五段储层增产改造的一种有效措施，对下古生界的开发、提高召51区块的产气量至关重要。但是采用常规酸液体系存在酸蚀反应过快、酸蚀裂缝作用距离短、高低渗储层改造不均匀等问题，最终导致酸压改造效果不理想。因此，研究开发出一套适合召51区块酸液体系势在必行。

1 自转向酸转向机理

表面活性剂单体在溶液性质发生突变时（pH值和矿化度改变），会逐渐形成较大的球状胶束聚集体，当球状胶束数量继续增加且有大量无机盐存在状况下（主要为Ca2+、Mg2+），球状胶束聚集体逐渐形成棒状胶团，继而形成粘度较高的类似凝胶的物质。对于碳酸盐岩油气藏基质酸化来说，就地自转向酸与岩石反应后酸液黏度增大，从而导致酸液流动阻力增加，使得后续的酸液要继续进入，必须外界给予更高的注入压力，注酸压力升高的过程中，之前不吸酸的或吸酸相对少的储层开始吸酸,从而实现酸液在地层内实现自转向[3-6]。

2 自转向酸体系配方及性能

2.1 自转向酸体系配方

苏里格气田召51区块碳酸盐岩气藏顶界埋藏深度介于3 100～3 300 m，属中高温气藏，储层非均质性较强。要实现理想的酸压改造效果，必须能对储层内高低渗区进行均匀改造、深度改造，同时，为了降低储层污染，要求酸压液体体系尽量清洁无残渣。因此，最终选用表面活性剂基酸压液体系，该体系在地层内可自动破胶，具备就地自转向性能，在实现清洁改造的同时，也能实现对不同渗透率级差的储层均匀酸化。因此，研发了新型中高温（80～120℃）自转向酸体系配方：20%HCl+5%ZX-5+1.0%B-125+1%铁离子稳定剂+0.5%A-26+0.5%D-60+0.5%QP-202。

2.2 自转向酸体系变黏转向性能

自转向酸体系在一定Ca2+浓度条件下，随着盐酸浓度或pH值变化时，体系具有变黏转向性能，实验结果如图1所示。

从图1可知，在一定的Ca2+浓度下，当盐酸浓度逐渐降低时，酸液体系黏度呈现逐渐增大趋势，当盐酸浓度为2%时黏度出现峰值，盐酸浓度继续降低时，体系黏度迅速降低。因此，盐酸浓度为2%时体系转向性能最好。

图1 自转向酸体系在不同盐酸浓度下变黏性能曲线图

2.3 CaCl2浓度对体系转向性能影响

通过真实岩心与模拟岩心研究CaCl2浓度对体系转向性能的影响，改变CaCl2浓度，其他条件不变，最终发现CaCl2浓度对体系转向性能影响规律，试验结果如图2所示。

图2 CaCl2浓度与自转向酸体系转向性能曲线图

由图2可知，前期随着CaCl2加量的增大，酸液体系转向性能逐渐变好，当CaCl2加量达到20%后，酸液最终黏度不再出现明显变化。表明CaCl2浓度为20%时，酸液变黏转向性能最理想。

2.4 自转向酸体系破胶性能

通过实验分析自转向酸体系在高黏度残酸时的破胶性能是否能够满足地层破胶返排要求，对比了煤油、原油、凝析油三种破胶剂破胶效果，实验结果见表1。

表1 自转向酸体系破胶实验结果表

三种破胶剂在相同浓度条件下，凝析油破胶速度稍微快，其他两个较为接近。实验结果表明自转向剂为纯表面活性剂类型，可以保证体系清洁无残渣。

2.5 自转向酸体系配伍性能研究

破胶液与召51区块马家沟组地层水比例分别为1:1、2:1、1:2混合摇匀后静止1 h后观其现象，破胶液与地层水配伍性良好，无絮凝和沉淀生成，表明自转向酸体系与召51区块地层水配伍性良好。

破胶液与原油比例分别为1:1、2:3、1:3混合摇匀后放入85℃水浴锅内静止1 h后观察其现象，无乳化现象出现，表明自转向酸体系与召51区块原油配伍性良好。

2.6 自转向酸体系储层伤害研究

选取直径为2.5 cm的召51区块储层岩心柱，按照《石油行业标准SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法》进行压裂液滤液对岩心伤害实验。

通过岩心伤害试验结果（表2）可知，自转向酸体系对岩心具有较低的伤害率，以水为介质，平均伤害率为16.63%；以油为介质，平均伤害率为12.56%。

表2 岩心伤害试验数据表

3 自转向酸体系现场应用

召51-2-XX井为苏里格气田东区召51区块2014年部署的一口开发井，完钻井深3 262.0 m，完钻层位马家沟组，目的层马五63。目的层有效厚度较薄，仅有2.8 m。

自转向酸体系在召51-2-XX井成功开展了现场试验，采用了自转向酸+稠化酸多级交替注入泵注方法，相比常规酸压体系（图3），自转向酸体系转向效果明显（图4）。

从现场施工曲线图3、图4可以看出，常规酸压施工过程中，排量不变时，施工压力较平缓，波动很小，只有在排量大幅波动引起摩阻改变的情况下，施工压力才出现明显变化。而召51-2-XX井采用自转向酸体系施工，经过多级交替注入，排量稳定情况下施工压力有三次明显上升阶段，表明自转向酸体系在地层内至少发生三次明显转向效果，达到了预期目的，可实现储层的有效均匀改造。

图3 召51-6-XX井马五64层常规酸压施工曲线图

图4 召51-2-XX井马五63层自转向酸施工曲线图

召51-2-XX井压后返排液黏度低于5 mPa·s，返排率75%，测试产气量为6.0×104m3/d，该井采用自转向酸体系酸压改造后所获取的日产气量分别是采用常规酸压的邻井召51-3-XX井（马五63、马五64段测试产气量为2.2×104m3/d）、召51-4-XX井（五64、马五7段测试产气量为3.7×104m3/d）日产气量的2.7倍、1.6倍，创下了召51区块酸压井试产最高纪录。

马五63储层主要岩性为泥晶-细粉晶云岩、粗粉晶云岩，储集空间主要为晶间溶孔、溶缝和裂缝。召51-2-XX井自转向酸在马五63的成功应用，主要在于酸体系腐蚀白云岩晶体，使晶间溶孔打开，不断转向的酸蚀裂缝实现了储层的充分深度改造、高低渗储层的均一改造，从而使产能充分释放。召51区块马五段的地质条件和召51-2-XX井的现场试验证明，自转向酸体系在本区块具备推广应用潜力。

4 结论

1）开发一套适合召51区块马家沟组碳酸盐岩低渗透储层的自转向酸体系，该体系具备良好的变黏转向效果，在盐酸浓度为2%、CaCl2浓度为20%时体系转向性能最好，变黏后最高黏度达160 mPa·s。

2）开发的自转向酸体系与地层配伍性良好，在地层内遇油气能实现自动破胶，破胶液黏度低于5 mPa.s，返排效果好。

3）自转向酸现场应用转向效果明显，采用该体系酸压改造后测试日产气量最高达邻井的2.7倍，增产效果显著，可推广应用。

[1]田发国,冯朋鑫,徐文龙,赖海涛,曹毅,李在顺,等.泡沫排水采气工艺在苏里格气田的应用[J].天然气勘探与开发, 2014,37(3):57-60.

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[3]沈建新，周福建，张福祥,刘雄飞，杨贤友.一种新型高温就地自转向酸在塔里木盆地碳酸盐岩油气藏酸化酸压中的应用[J].天然气工业,2012,32(5):28-30.

[4]程兴生,卢拥军,管保山,王丽伟,翟文,明华,等.中石油压裂液技术现状与未来发展思考[J].石油钻采工艺,2014,36（1）:1-5.

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（修改回稿日期 2016-10-13 编辑 陈古明）

陈若铭，1961年生，教授级高工，硕士；主要从事钻完井及油气田开发技术研究与决策咨询工作，中国石油集团公司高级技术专家。新疆克拉玛依市鸿雁路80号，电话：（0990）6884169。E-mail:15739531260@163.com