大港潜山碳酸盐岩深度酸压关键技术究与应用

闫阳 闫钰 郭树召 杨扬 韩晶玉

摘要：大港油田潜山油气藏具有埋藏深，地温高、孔渗低、岩性致密、储层不发育、硫化氢含量高、腐蚀性强等特点，本文以大港潜山油气藏特征为切入点，立足于实现均匀酸化和深部改造，提高酸蚀裂缝导流能力，通过实验分析了注入级数、酸液类型对酸蚀裂缝导流能力及酸压改造效果的影响，完善了前置多级交替注入深度酸压工艺，并优选了多元协同添加剂体系，对现场应用效果进行跟踪评价。

关键词：潜山；深度酸压；高温酸液体系

一、前言

随着勘探开发工作的不断深入，潜山储层显示了巨大的的开发潜力，而酸压技术则是潜山碳酸盐岩油气藏勘探、开发和增储稳产的关键技术之一。大港潜山油气层储层孔隙度和裂缝分布范围较大，非均质性强，孔隙和孔洞、裂缝并存并沟通裂缝，裂缝是主要的渗流通道。储层埋藏深，温度高，破裂压力高，低孔低渗，层多、薄，非均质性强，微裂缝发育，自然产能低，对酸液体系、管柱性能要求高，深穿透对酸压工艺技术要求高等特点。多级注入酸压工艺是大港潜山开发常用的酸压技术之一，但目前施工设计多是根据经验决定酸液用量和注入级数等施工参数，针对性的施工工艺参数优化研究工作开展较少。

二、潜山碳酸盐岩深度酸压工艺原理

深度酸压技术利用高粘前置液进行造缝，并在裂缝壁面形成滤饼，从而控制液体滤失。在酸穿透前一级前置液形成的滤饼，并形成酸蚀孔洞的这段短时间内，再次注入一级粘性前置液，封堵前一级酸液溶蚀形成的孔洞，同时形成新的降滤失滤饼，使后一级酸液在穿透这层滤饼之前的滤失得到控制。交替注入粘性前置液和酸液，可以减少后继酸液在前级酸液形成的酸蚀孔洞内的迅速滤失，而使其在裂缝壁面上充分反应形成具备高导流能力的流动通道，最终达到增产目的。

三、体系研究

根据其地质特征和设计原则明确了液体体系选择方向：低滤失、耐高温、缓速率高、易返排，优化多元协同添加剂配比，推荐三套深穿透酸压液体系：高温交联酸体系、清洁自转向酸体系和胶凝酸体系。在使用温度条件下，交联酸体系剪切后粘度≥70mPa·s，自转向酸体系剪切后粘度≥30mPa·s，自转向酸对储层的伤害率≤5%，胶凝酸体系剪切后粘度≥20mPa·s。

1.高温交联酸体系

交联酸体系是在稠化酸体系中加入交联剂，使胶凝酸转变成具有一定粘弹性的酸液体系，该酸液粘度远大于胶凝酸，可控制滤失，并且与岩石的反应速度相对较慢，可用以实现深部处理的目的。工艺上，可直接注入该体系代替多级交替注入工艺，并可克服碱性压裂液遇酸破胶造成的各种问题。对高温交联酸体系进行粘温性能评价，在剪切速率170S-1下，其初始粘度峰值能达300mPa·s，160℃剪切60min，粘度仍然大于50 mPa·s。

2.清洁自转向酸体系

大港潜山储层非均质性严重（渗透率0.01×10-3μm2～71.6×10-3μm2），为取得较好的改造效果，均匀布酸措施必不可少。自转向酸的酸液优先进入高渗透层，与岩石矿物反应，改变体系的pH值，活化体系中的金属交联剂，使聚合物交联，增大流体的粘度，迫使酸液转向中低渗透层，实现转向的目的。

3.胶凝酸体系

胶凝酸酸液体系，具有耐温高的特点，可适用于温度达140℃的储层，较好的弥补了自转向酸体系高温条件适应性不足的缺陷，在储层渗透率差异不大的基质-裂缝型儲层可作为交替注入缓速酸液，提高缝口的导流能力。对胶凝酸体系进行流变性能评价，试验结果表明配方在140℃条件下剪切90min，粘度可维持在20mPa·s以上。

四、酸蚀裂缝导流能力影响因素研究

1.实验材料和实验方案：

实验用岩板加工尺寸为15cm×3.5cm×2cm（±2cm）的两端呈椭圆的岩心，实验设计4种方案，分别研究酸液用量、注酸速率、反应温度、注入级数。

实验中所涉及到的主要仪器有：高温高压酸岩反应流动仪、导流仪。

2.酸液用量对导流能力影响：

实验条件：酸用量分别为1000、1600、2000mL，注入速率为40mL/min，反应温度90℃，导流能力测试方法：闭合应力为20～60MPa，每10MPa测量1次。实验结果：随酸液用量增加，酸蚀裂缝导流能力逐渐增加，但增加幅度减小。

3.注入速率对导流能力影响：

实验条件：采用胶凝酸单一体系，酸液用量为1600ml，注酸速率为20、30、40、50ml/min，酸岩反应温度设置为90℃，导流能力测试方法同上。实验表明：注入排量为20ml/min，测量导流能力值较高，分析其主要原因是酸液注入时间长，酸岩反应充分，岩石刻蚀沟槽较深导致，说明在酸压施工后期适当降低排量有利于酸液刻蚀从而增加酸蚀裂缝导流能力。当注酸速率超过40ml/min时，酸蚀裂缝导流能力变化不大。

4.反应温度对导流能力影响：

实验条件：酸液用量为1600ml，注入速率为40ml/min，反应温度分别为60℃、90℃、120℃。实验结果：随着温度上升，酸蚀裂缝导流能力下降，相同实验条件下120℃导流能力比90℃下降35%～55%，且高温下酸岩反应速率快，局部酸液消耗高导致岩板形成不连续、较深的点蚀坑，因此为提高酸蚀裂缝导流能力应优化酸压前置液用量同时考虑其降温作用。

5.注入级数对导流能力影响：

实验条件：注入级数不同，分别设置注入级数为2～6级，总注入酸量均为1600ml，反应温度120℃，分别测试其酸蚀裂缝导流能力，通过实验分析不同注入级数下酸压改造效果以优化酸压施工注入级数。

从多级注入实验结果可以看出，注入级数为2级时，酸压存在较显著的酸蚀渗透率停滞增长阶段，表面前置液和酸泵注阶段较长液体效率较低；采用3、4级注入，渗透率增长存在变缓阶段，表明酸液指进突破滤膜后前置液得到及时补充使渗透率得到有效改善；采用5、6级注入时渗透率上升速率过快，酸液快速突破后继续溶蚀裂缝，无法得到复杂裂缝。

五、应用效果

潜山碳酸盐岩深度酸压工艺先后应用于海古1井、板深16-17井等十余井次的酸压改造中，改造效果明显。该工艺较好的克服了高温深井酸压带来的一系列困难，突破了酸压改造的温度限制，使工作液体的适用温度及相关改造效果大幅提升。

六、结论

（1）实验表明，相同闭合应力条件下高温110℃时酸蚀裂缝导流能力比90℃下降35%～55%，因此高温储层酸压需要优化前置液用量，降低储层温度。

（2）潜山碳酸盐岩储层多级深度酸压采用3、4级泵注程序可以取得相对较好的改造效果。

作者简介：闫阳，男，1991.9，助理工程师，2015年7月毕业于中国石油大学（北京）化学工程专业。现在大港油田石油工程研究院压裂酸化技术服务中心，主要从事酸化工艺技术研究与应用工作。