泥灰岩致密油自转向酸体系

段贵府，　沈华，　何春明，　程晓东，　余芳，　穆海林，　安岳鹏

泥灰岩致密油自转向酸体系

段贵府1，沈华2，何春明1，程晓东2，余芳3，穆海林3，安岳鹏4

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062552；3. 中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业分公司，河北任丘062552；4.渤海钻探定向井技术服务分公司，河北任丘062552）

段贵府等.泥灰岩致密油转向酸体系［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：101-104.

为解决束鹿凹陷泥灰岩致密油储层以往改造中面临施工压力高、改造距离短和导流能力低的难点，根据泥灰岩酸岩反应特征，优化了自转向酸体系配方，开展了转向酸体系黏度性能、流变性能及破胶性能评价。利用岩心流动实验方法，研究了酸液对裂缝网络的沟通作用，明确酸液体系与施工参数对酸蚀裂缝网络的影响。实验结果表明，自转向酸具有低伤害、易破胶和易均匀布酸的优点，残酸浓度降低到5%时黏度可达到96 mPa·s；酸液能够实现侧向对天然裂缝的大幅度沟通，满足泥灰岩储层改造的要求。对比不同改造工艺下裂缝导流能力，形成一套适合泥灰岩储层的转向酸压与加砂压裂复合的体积改造模式，该技术在ST1H井等3口井15段中综合应用，稳定日产量是以往的10倍。

泥灰岩；自转向酸；天然裂缝；网络裂缝；导流能力

渤海湾盆地的束鹿凹陷位于冀中坳陷南部，是在前第三系基底上发育的东断西超的单断箕状凹陷。束鹿凹陷泥灰岩致密油储层具有亿吨级储量，是渤海湾地区油气接替的新领域［1-2］。束鹿凹陷泥灰岩致密油储层具有埋藏深、岩性复杂、地应力高、天然裂缝发育以及酸岩反应速率高等特点，造成储层改造中面临施工压力高、工作液滤失量大、砂堵风险高和改造距离短等技术难题［3-4］。该区域在早期勘探开发过程中主要采用酸化改造和加砂压裂，未见明显效果，分析原因主要是由改造距离短、导流能力不匹配导致［5］，亟待探索一套适合束鹿凹陷泥灰岩致密油储层的工作液体系和体积改造模式。笔者从提高压裂改造程度、大幅度沟通天然裂缝以及提高裂缝导流能力出发，开展VES自转向酸体系配方优化研究。通过开展酸液对裂缝网络沟通能力和酸蚀裂缝导流能力研究，形成适合于泥灰岩储层改造的模式和配套技术。

1　自转向酸体系研究

1.1泥灰岩酸岩反应特征

从储层岩心的溶蚀率实验结果可以看出，储层矿物成分沿井段变化很大，使得酸液对岩样的溶蚀率存在较大的差异。以ST1H井为例，最高溶蚀率井段的溶蚀率为90%左右，而最低溶蚀率井段的溶蚀率为60%左右；对于同一层段岩样，不同酸液浓度下岩样的溶蚀率差异较小，如表1所示。

表1　ST1H井不同井段岩心在不同酸液浓度下的溶蚀率

根据以上溶蚀特征，要求不同井段的改造策略有所差异，对于溶蚀率较高的储层选用酸压改造，而对于溶蚀率较低的层段，酸液可能难以形成有效刻蚀，或难以形成连续的刻蚀剖面，这就要求与水力压裂相结合才能获得较好的支撑裂缝导流能力。

1.2酸液黏度变化

考虑到储层保护和高浓度的酸对管柱的腐蚀性更强，主体酸液的浓度选择为15%，主体酸配方为15%HCl+5%VES-T+4.5%缓蚀剂+2%铁离子稳定剂，所用稠化剂VES-T属于氧化铵型表面活性剂，与甜菜碱型表面活性剂相比，其耐温能力更强，黏度升高速率更快。模拟酸与地层反应，测得残酸浓度由15%减少到10%，再减少到5%时的黏度为33、80、96 mPa·s。结果表明，由于随着酸岩反应的进行，酸液浓度逐渐降低，体系pH值升高，反应过程中产生大量的MgCl2和CaCl2，屏蔽了分子之间的电荷，降低分子间的排斥力，表面活性剂分子从球型或棒状胶束转变为蠕虫状胶束，形成具有空间网状结构，增加了体系的黏度。因此，当地层反应残酸浓度降低到5%时体系黏度可达到96 mPa·s，满足造缝、降低滤失及缓速等要求。

1.3VES自转向酸流变性能

为了进一步认识酸液在储层高温、剪切环境下的稳定性，测试了变黏后酸液的耐温耐剪切性能。主体酸配方选用15%HCl+5%VES-T+4.5%缓蚀剂+ 2%铁离子稳定剂，实验温度选用储层实际温度100～120 ℃，剪切速率为170 s-1，VES自转向酸的残酸配制方法为：首先在酸液中缓慢加入CaCl2调节溶液的pH值，然后加入酸液添加剂，均匀混合，最后加入VES。实验结果见图1。

图1　VES自转向酸耐温耐剪切性能曲线

测试结果表明，在高温环境下，酸液剪切130 min后，酸液黏度均能保持在40 mPa·s以上；随着测试时间的增加，酸液黏度基本保持不变，说明酸液具有较好的剪切稳定性，在储层环境下长时间剪切依然具有较好的转向及降滤失能力。

1.4VES自转向酸破胶性能

为了研究酸蚀裂缝内原油和互溶剂对VES自转向酸破胶性能的影响，通过将变黏后的VES自转向酸分别与不同浓度的原油、互溶剂均匀混配，测定残酸黏度随时间的变化，实验结果见图2。实验结果表明：在相同配比下，互溶剂比原油破胶性能好；酸与互溶剂比值为20∶1时，破胶后体系黏度为38 mPa·s，而酸与互溶剂比值为10∶1时，破胶后体系黏度为7 mPa·s；随着酸液所占比例的升高，破胶液的黏度越高，越容易造成压后返排困难。因此在现场施工过程中应提高互溶剂所占比例，使破胶更加彻底，更利于返排和降低储层伤害［6-7］。

图2　原油、互溶剂对酸液破胶性能的影响（500 s-1）

2　酸液对裂缝网络沟通能力研究

束鹿凹陷泥灰岩致密油储层天然裂缝发育，裂缝主要以充填以及半充填状态存在，充填矿物主要为方解石。考虑到天然裂缝储层的流动通道主要为裂缝，其充填程度以及充填矿物的类型对酸液在裂缝的流动、反应有很重要的影响，利用岩心驱替实验方法研究力学因素（驱替压差）和化学因素（酸液体系）对裂缝沟通能力的影响。

自转向酸和胶凝酸在5 MPa注入压差下的酸溶蚀特征见图3。可以看出，2种酸液体系反应后，在天然裂缝的部分充填及未充填区域形成了多个不同尺寸酸蚀蚓孔，自转向酸酸蚀作用形成的蚓孔数量较胶凝酸相对更多，且分布更为分散。

图3　5 MPa注入压差不同酸在复杂裂缝系统溶蚀图

实验结果表明，当天然裂缝较为发育时，酸液类型对天然裂缝的沟通能力影响程度减弱，均能实现裂缝侧面穿通与沟通；由于自转向酸自身具有低伤害、易破胶以及均匀布酸，相对胶凝酸破胶后体系存在聚合物残渣造成伤害的问题，自转向酸更适合于泥灰岩储层改造。

3　酸蚀裂缝导流能力研究

为了认识泥灰岩酸蚀裂缝导流能力的产生机制以及改造工艺对裂缝导流能力的影响，采用从美国STM-LAB公司引进的酸蚀裂缝导流能力实验装置室内测试了泥灰岩自转向酸酸蚀后导流能力变化特征，研究了一定酸液注入速率（200 mL/min）下酸压和复合压裂2种不同改造工艺对酸蚀裂缝导流能力的影响，结果见图4。实验方法为先对泥灰岩岩心板进行酸刻蚀实验，测试酸蚀导流能力，再利用上述的酸刻蚀后岩心板铺置一定浓度陶粒测试支撑裂缝导流能力。实验所用自转向酸液配方为15%HCl+5%VES-T+4.5%缓蚀剂+2%铁离子稳定剂，铺砂浓度为5 kg/m2。

图4　不同改造工艺形成的裂缝导流能力对比结果

由图4可知，在70 MPa闭合应力下，单一通过酸压工艺形成的导流能力仅为3.2 μm2·cm，酸刻蚀后裂缝表面虽能形成一定的非均匀刻蚀，支撑点主要以黏土为主，支撑强度特别低，导致导流能力在低闭合应力作用下已经快速下降，高闭合应力下泥灰岩导流能力基本完全丧失；加砂后支撑裂缝导流能力提高至102.3 μm2·cm，是加砂前酸蚀导流能力的32倍。实验结果表明，针对泥灰岩这类酸蚀后存在大量泥质覆盖且难以形成非均匀刻蚀的储层，通过铺置低浓度的支撑剂，能有效提高酸蚀缝的导流能力，由于酸浓度降低，刻蚀和形成沟槽的能力很低，添加少量的支撑剂有利于获得长的有效裂缝，是补偿酸蚀裂缝短的有效手段。

4　复合体积改造模式及现场应用

通过实验研究明确了，对于泥灰岩储层，单纯通过酸溶蚀很难实现分隔裂缝间的沟通，仍需借助大排量的水力造缝，结合酸蚀作用对支撑裂缝沟通形成酸蚀裂缝网络，利用水力压裂加砂手段提高整体裂缝系统的导流能力。因此，考虑到束鹿凹陷储层埋藏深、温度高，酸岩反应速率快等改造难点，为了获得更大的有效改造体积，转向酸压与加砂压裂复合体积改造新模式适合于泥灰岩致密油的储层改造［8］，采用单独的大排量注入低黏酸液体系实现裂缝系统溶蚀和沟通，结合大排量滑溜水造缝，降低施工压力的同时形成裂缝网络，最后通过加砂压裂提高整体裂缝系统的导流能力。

根据上述优化结果，对束鹿凹陷致密油区块3口井15段进行自转向酸压+加砂压裂复合的体积改造。其中，ST1H井压后日产油量为226 m3/d，日产气量为6.9×104m3/d，目前稳定日产油量为9.8 m3/d；ST2X井初期日产油量为63 m3/d，目前油单5 mm控制日产油量为11.7 m3/d；ST3井初期日产油量为67.3 m3/d，目前油单2 mm控制日产油量为10.7 m3/d，改造效果显著。

5　结论与建议

1.自转向酸体系配伍性好、伤害低、易破胶和易实现均匀布酸。残酸浓度降低到5%时黏度达96 mPa·s，满足造缝、降低滤失量及缓速等要求。

2.自转向酸能够利用滤失作用实现裂缝侧向穿透，大幅度沟通天然裂缝，提高裂缝复杂程度。

3.通过不同改造工艺裂缝导流能力研究，自转向酸压与加砂压裂复合的体积改造新模式适应束鹿凹陷泥灰岩致密油储层特征。

4.利用自转向酸压与加砂压裂的复合体积压裂技术，对束鹿凹陷3口井15段进行改造，稳定产量由以往1.2 t/d提高到11.3 t/d，改造效果较好。

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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

中石油科技重大专项“特低、 超低渗油藏高效改造新技术研究”（2014B-1202）。

段贵府，助理工程师，硕士研究生，2015年毕业于中国科学院大学化学工程专业，主要从事储层改造理论与工艺技术研究工作。电话（010）69213433；E-mail：dgf1989@163.com。

（2016-3-22；HGF=1603N8；编辑王小娜）