伊通盆地异常难压储层酸化技术

2016-03-30李雪杉于春涛

天然气勘探与开发 2016年1期

关键词：伊通酸液酸化

李雪杉于春涛

（1.中国石油吉林油田公司乾安采油厂　2.中国石油吉林油田公司油气工程研究院）

伊通盆地异常难压储层酸化技术

李雪杉1于春涛2

（1.中国石油吉林油田公司乾安采油厂2.中国石油吉林油田公司油气工程研究院）

摘要伊通盆地岔路河储层有效孔隙度8.4%～14.7%，渗透率0.3～8.9 mD，属于低孔低渗储层，压裂过程中易出现异常现象。分析认为储层存在砂泥交互特征，坚硬、致密及钻井过程中泥浆滤失等原因造成储层伤害，导致压裂出现异常压力高、压不开、加砂困难等问题。针对储层岩性及污染特征，优选高强度复合酸液体系及添加剂，酸液体系对储层岩样溶蚀率大于40%，钻井泥浆溶蚀率大于28%，通过酸化改造可以使砂岩微观孔隙结构发生改变，增加储层的渗透性，有效降低储层压裂压力。现场优选1口井开展先导性试验，酸化处理后压裂施工压力下降20%，顺利完成压裂施工，为后续区块开发提供技术保障。图3表4参10

关键词压裂异常破裂压力酸化现场应用

伊通盆地岔路河断陷西北缘走滑挤压构造带，是吉林探区唯一的断陷盆地，以碎屑沉积岩为主，灰褐色、灰白色粉细砂岩与灰、灰黑色泥岩互层。物性条件复杂、敏感性强，储层岩性致密以及钻井过程中泥浆滤失等原因造成储层伤害，给压裂改造带来了极大的困难。压裂是油田增产改造的关键技术，而压不开、施工压力过高、低砂比砂堵成为制约压裂改造的技术难题［1-3］。因此，有必要对异常难压储层成因进行分析，借鉴国内部分油田异常难压储层施工经验，找出相应的处理控制措施，为实现高效勘探开发提供技术支撑。本文针对昌51井在压裂过程中出现异常情况导致压裂无法顺利进行，提出合理的技术对策，并进行现场试验，为后续压裂顺利继续进行，提供技术保障[4]。

1　压裂异常情况分析

1.1储层岩心分析

X射线衍射分析和薄片分析数据表明，伊通盆地储层黏土含量中等，平均7.3%，黏土类型为伊利石、高岭石和伊蒙混层为主，泥质含量大于20%，储层存在砂泥交互特征，坚硬、致密，导致压裂异常高压。

1.2钻井泥浆漏失严重

在钻井过程中出现严重的钻井液漏失现象，统计5口井，钻井液漏失平均180 m3/井，导致储层污染程度增加，致使后续压裂过程中出现异常高压现象。

1.3压裂注入压力高

通过前期压裂实施结果看，井底瞬时停泵压力72 MPa，梯度0.0258 MPa/m。井底闭合压力65.3 MPa，梯度0.0238 MPa/m，拟合有效渗透率0.08 mD，储层致密，杨氏模量50000 MPa，泊松比0.25，储层坚硬，储层属异常高应力储层特征，排量小于3 m3/min，施工压力大于64 MPa，加砂困难，无法实施压裂施工。

表1　伊通盆地储层岩心分析报告

图1　伊通盆地部分钻井液漏失统计

2　酸液技术

酸化改造技术主要通过向致密储层注入高强度酸液体系，通过酸液反应原理，沟通、扩大地层原有孔隙或裂缝，解除油水井井底附近的污染，清除孔隙或裂缝中的堵塞物质，提高储层渗透率，降低储层压裂破裂压力，有效保障后续压裂顺利进行[5-8]。

2.1配方体系优选

（1）岩石溶蚀实验

针对现场选取岩屑以及岩心，选择高强度复合酸（HF与HCl混合酸）、有机酸以及氨基磺酸三种酸液体系，模拟油藏温度进行室内溶蚀实验（实验温度90℃，反应时间4 h），实验结果显示，高强度复合酸对岩心/岩屑的溶蚀率在40%以上，满足现场改造需求。

图2　不同酸液对储层岩样溶蚀率

（2）钻井泥浆溶蚀实验

将钻井泥浆样品烘干，使用不同酸液体系对泥浆进行溶蚀实验（实验温度90℃，反应时间4 h），实验结果见图3。

图3　不同酸液类型对钻井泥浆的溶蚀率

2.2酸液浓度确定

确定酸液体系后，根据实验优选酸液的最佳使用浓度，常规15% HCl溶蚀速率20.4%～24.3%，高浓度HCl与HF组合，岩心溶蚀率39%～63%（表2），考虑到高浓度酸液会产生沉淀，造成二次污染，减少沉淀污染，同时减少破坏近井带地位胶结强度，实验选择前置酸12% HCl，主体酸选择12%HCl+3%HF。

根据泥浆基本组份分析，通过酸化措施能够溶解部分污染物，优选高强度复合酸液体系，高强度复合酸对黏土的溶蚀率为28%，同时可以降解聚丙烯酸钾、羧甲基纤维素、聚阴离子纤维素等聚合物成分。

根据以上实验结果，确定使用高强度复合酸体系。

表2　酸液体系对岩心溶蚀速率实验（实验温度90℃，时间4h）

2.3高温缓蚀剂的筛选

选择两种高温缓蚀剂1#、2#，P11O试片、N80试片，模拟油藏温度，进行缓蚀剂筛选试验，通过实验结论，1#缓蚀剂对试片的腐蚀速率小于2.7 g/(m2h)，符合缓蚀要求。

表3　缓蚀剂筛选结果表（12%HCl+3%HF）

2　酸化改造工艺

2.1酸液用量

储层天然裂缝发育碎屑岩储层，酸液进入裂缝产生漏失，酸液作用距离有限，需要提高酸液用量，使主体酸液进入地层深部，根据经验处理半径为3～5 m，采用公式计算[10]：

式中：

V液—所需液量，m3；

R—需要处理的酸化半径，m；

r—钻头半径，m；

h—待酸化油层的有效厚度，m；

Φ—油层有效孔隙度，%。

2.2多段酸液体系

前置液：12%盐酸作为前置酸，改善近井地带流体通道的界面性质；

主体酸：12%HCl+3%HF，对储层岩性及污染物溶蚀，连通油层深部孔隙，提高油层渗透率；

后置液：12%HCl及清水，顶替主体酸，为防止腐蚀油套管柱，将工作液和井筒酸液顶替至地层深部，并改善近井地带的储层渗透性。

2.3变排量注入

酸液体系注入采用变排量注入（0.3～0.5 m3/ min），促使酸液能够充分与储层钙质发生反应，防止二次沉淀，增加酸液穿透能力，充分溶蚀基质岩心及沟通天然裂缝[5-8]。

3　现场试验

昌51井（64-66）号小层前期压裂实施结果，施工压力大于64 MPa，排量小于3 m3/min，加砂困难，无法实施压裂施工。为确保压裂顺利进行，开展酸化改造试验，储层厚度14 m，处理深度3～5 m，优化设计前置酸25 m3，主体酸液体系50 m3，后置酸10 m3。采取变排量注入，排量0.3～0.5 m3/min,注入压力10～50 MPa，闷井4～5 h后开展压裂施工，施工压力对比初次压裂压力67～53 MPa，下降了20%，排量由3～5 m3/min，加砂60 m3，施工顺利完成。