裂缝型储层酸液滤失可视化研究与应用

王洋

中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院

塔河油田碳酸盐岩油藏储集空间以天然裂缝、大洞穴和溶蚀孔洞为主，80%油井需要通过酸压提高产能，酸蚀裂缝长度直接影响酸压效果的好坏。塔河碳酸盐岩油藏酸压过程中酸液极易形成酸蚀蚓孔并扩大天然裂缝，既加剧了酸液滤失又降低了液体效率，严重制约了酸蚀裂缝长度进一步延伸，因此准确认识塔河裂缝型储层酸液滤失机理及影响因素是设计优化的关键。目前国内外对前置液滤失做了大量研究［1］， Panga等将酸蚀形态分为均一溶蚀、分支蚓孔、主导蚓孔、锥形蚓孔和面溶蚀5种模型，提出碳酸盐岩储层酸蚀蚓孔形成是酸液扩散作用和对流决定的［2］；Lzgec O等认为酸液流动主通道的形成受溶蚀孔缝分布影响［3］；郭建春等研究了存在酸蚀蚓孔的酸液滤失计算方法，将蚓孔内的酸液滤失划分为蚓孔中酸液体积扩展滤失、蚓孔末端滤失以及沿蚓孔壁面滤失［4］。上述研究方法只分析了酸蚀蚓孔对酸液滤失的影响，缺乏天然裂缝对酸液滤失控制机理及影响因素研究。因此，针对塔河裂缝型储层天然裂缝发育的实际情况，研制了酸蚀裂缝可视化滤失模拟评价仪，既实现了定量化研究天然裂缝对酸液滤失的影响，又直观显示试验结果，为塔河裂缝型储层酸压设计优化提供了依据。

1 实验设计

1.1 可视化滤失仪

塔河裂缝型储层天然裂缝发育，酸压过程中酸液在天然裂缝中的滤失量较大［5-6］。自主研制了酸蚀裂缝可视化滤失模拟评价仪（图1），主要由加压系统、裂缝模拟系统、仪表系统和排液系统组成。其中裂缝模拟系统利用专用切割工具，在大尺度地层岩心制成的碳酸盐岩岩板上刻画出多条宽度不同的网络状裂缝。裂缝尺度设计参照塔河裂缝型储层天然裂缝宽度，能很好地模拟酸液的真实滤失情况。

1.2 岩板刻痕可视化模型的制作

塔河裂缝型储层天然裂缝发育，具有密度大（＞20条/m）、尺度大（宽度1～3 mm为主）、角度大（中高角度裂缝发育）的特点，结合塔河裂缝型储层天然裂缝发育情况，在由大尺度地层岩心制成的碳酸盐岩岩石板上，用专用切割工具制作网状裂缝模型，用以研究塔河地层天然裂缝组合条件下的酸液滤失机理及影响因素，如图2所示。

1.3 实验酸液选择

为对比不同酸液类型对酸液滤失的影响，实验酸液选用胶凝酸和地面交联酸，胶凝酸配方：20%HCl+0.7%胶凝剂+2%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂+1%破乳剂+1%助排剂；地面交联酸配方：20%HCl+0.7%稠化剂+2%缓蚀剂+1%破乳剂+1%铁离子稳定剂+2%交联剂。

图1 酸蚀裂缝可视化滤失模拟评价仪Fig.1 Visual filtration simulation and evaluation unit for acid etched fractures

图2 网状裂缝模型Fig.2 Fracture network model

1.4 实验方案设计

塔河裂缝型储层多采用多级交替注入酸压工艺降低酸液滤失，提高液体效率和酸液作用距离，实现沟通裂缝远端储集体的目的。设计多级交替注入酸压实验方案见表1，重点分析酸液类型、交替注入级数、前置液比例和注酸排量对酸液滤失的影响。

2 实验结果分析

2.1 酸液类型的影响

采用胶凝酸与地面交联酸，测试不同酸液对酸液滤失的影响。两岩板每轮次注入1 PV前置液后切换为注酸2 PV，3轮次交替注入后停止，如图3和图4所示。实验结果表明：胶凝酸3级交替注入过程中呈现明显的入口端效应，酸液主要消耗在入口附近，入口端酸蚀缝宽明显大于裂缝端部，且随交替级数的增加，现象越明显；胶凝酸在网络裂缝中滤失存在明显的选择性，优先选择宽的主优势通道滤失，3 mm宽裂缝滤失量大，1 mm窄裂缝滤失量小；地面交联酸酸岩反应速度比胶凝酸低，酸蚀裂缝宽度比较均匀。因此，塔河裂缝型储层多级交替注入酸压应选择地面交联酸，降低近井地带的滤失和酸液消耗，实现深度酸压的目的。

表1 塔河裂缝型储层酸液滤失可视化实验方案Table 1 Visual test program of acidizing fluid filtration in Tahe fractured reservoir

图3 胶凝酸三级交替注入酸压Fig.3 3-stage alternative injection acid fracturing of gelling acid

图4 地面交联酸三级交替注入酸压Fig.4 3-stage alternative injection acid fracturing of surface crosslinked acid

2.2 交替注入级数的影响

采用酸岩反应速率较快的胶凝酸测试了1级、3级和5级交替注入级数对酸液滤失的影响，具体情况如图5所示。注酸总量固定为6 PV，模拟注酸排量为4 m3/min，前置液注入量为每轮次注酸量的一半。由图可知，随交替注入级数的增加，酸液入口端效应明显减弱，多轮次前置液充填以及酸液的指进现象都有利于减少酸液的损耗。同时随着注入级数增加，酸液流经裂缝条数减少，进一步降低了酸液滤失，远处裂缝酸蚀效果明显增强。交替注入级数越多，施工规模越大，现场操作越复杂，综合考虑酸压规模经济性及现场可操作性，建议塔河裂缝型储层多级交替注入酸压3～5级为优。

图5 不同交替注入级数对比Fig.5 Comparison between different alternative injection stages

2.3 前置液比例的影响

测试交替注入5级，前置液比例25%、40%和50%条件下不同前置液比例对酸液滤失的影响，注酸总量均为6 PV。如图6所示，随着前置液比例的增加，前置液进入更多的天然裂缝系统进行了有效的填堵，减少了酸液滤失，酸蚀裂缝的宽度和深度明显增加，尤其是当前置液比例达到50%时，酸蚀效果较前置液比例为40%时大幅提升，较高的前置液比例有利于酸液向地层深部流动，建议塔河裂缝型储层多级交替注入酸压前置液比例50%。

图6 前置液比例的影响Fig.6 Effect of prepad fluid proportion

2.4 注酸排量的影响

为探索注酸排量对酸液滤失的影响，控制注酸总量为6 PV，交替注入级数3级，设置3种不同的注酸排量（2 m3/min、4 m3/min、6 m3/min），进行 3 组酸蚀裂缝酸液滤失实验。

低排量下酸液主要消耗在网络裂缝的入口端［7］。从出口端裂缝宽度、深度变化百分比（如图7所示）可看出，随着注酸排量由2 m3/min提高至6 m3/min，远端裂缝酸蚀宽度和深度变化率明显增加，尤其是当注酸排量达到6 m3/min时，远端裂缝酸蚀深度变化率较4 m3/min提高40%，注酸排量越大，酸液近井滤失越小，更多的酸液将被推送到远端裂缝。因此为降低酸液近井滤失，在施工井口限压条件下，应尽可能提高注酸排量，增大裂缝远端刻蚀。

图7 不同注酸速度下裂缝宽度变化Fig.7 Relationship of fracture width vs.acid injection rate

3 现场应用

塔河油田跃进区块奥陶系油藏西部斜坡区天然裂缝极为发育，裂缝以构造缝为主，其中80%为高角度裂缝。前期采用压裂液+胶凝酸前置液酸压工艺改造存在以下问题：天然裂缝滤失明显，酸压液体效率比较低（18.5%），拟合的有效酸蚀缝长比较短（平均长度80 m）；压后油井均表现为液面快速下降，自喷期短，累产低的特点，平均累产油1 000 t后即供液不足关井。

跃进区块西部斜坡YJX井奥陶系储层埋深度为7 200 m，成像测井显示改造层段天然裂缝发育，岩性为黄灰色泥晶灰岩、含砂屑泥晶灰岩、砂屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩。依据塔河裂缝型储层酸液滤失可视化试验成果，YJX井以降低酸液滤失、提高液体效率、增大酸蚀缝长为目标进行设计：优选滤失量小、远端裂缝酸蚀能力强的地面交联酸取代前期酸压用胶凝酸体系；综合考虑最佳裂缝半长和施工成本因素，优化施工规模900 m3，将前置液比例提升至50%，利用前置液对裂缝的充填作用进一步降低滤失；采用3级交替注入酸压工艺，大排量注酸提高远端裂缝酸蚀效果。

YJX井采用3级交替注入压裂液+地面交联酸酸压工艺，现场注酸最大排量7 m3/min，最高泵压91.2 MPa。压后拟合结果表明，酸压液体效率和酸蚀缝长较邻井增加明显，其中酸压液体效率提升15%，酸蚀缝长增加35 m。压后初期油压20 MPa，日产油30 t/d，累产油1.5×104t，增油效果显著。

4 结论及建议

（1）自行研制的酸蚀裂缝可视化滤失模拟评价仪采用网状裂缝模型模拟塔河裂缝型储层真实裂缝系统，能有效模拟酸液在裂缝型储层中的滤失行为，从而为塔河裂缝型储层酸压设计优化提供理论依据。

（2）塔河裂缝型储层酸压过程中酸液滤失严重，综合采用地面交联酸、3～5级交替注入酸压工艺、增加前置液比例至50%充填天然裂缝和提高排量注酸等措施，能有效降低酸液在网络裂缝中的滤失，提高酸压液体效率，增大酸液穿透距离。

（3）建议采用CT扫描技术，结合数字化方法分析网状裂缝表面形态在酸液滤失前后的变化情况，进一步深入研究酸液在天然裂缝网络中的滤失机理。

参考文献：

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