厚层强非均质砂岩储层酸液立体放置优化设计

2019-03-09郭建春任冀川苟波王世彬

石油钻采工艺 2019年5期

郭建春任冀川苟波王世彬

西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室

TZ气田目的层新近系吉迪克组具有储层跨度大、中孔、中-低渗、非均质性强、天然裂缝局部发育等特征。钻完井过程中存在较为严重的钻井液漏失，储层伤害严重，酸化处理是此类储层经济可靠的改造措施［1-2］。现场前期采用了笼统酸化、投球暂堵酸化等措施，措施后总体效果不好。储层有效改造的难点在于酸化工艺及液体体系需要同时满足均匀布酸和深部解堵的要求。近年来，随着理论研究［3-4］和酸液体系［5-6］的进一步发展，针对强非均砂岩储层酸化的研究已经较为成熟，但此类研究往往将天然裂缝作为暂堵目标，并未考虑针对于深部污染的解堵。针对天然裂缝发育的储层，李永平(2010)［7］针对厚层裂缝性砂岩储层的深部钻井液污染采用了“酸化+酸压”的综合工艺技术，该工艺兼顾了对基质和天然裂缝的污染解除，提出了厚层裂缝性砂岩解除深度污染的新思路，但主要是在工程上对此思路进行了应用，并未给出详细的优化思路及方法。苟波(2014)等［8］提出了网络裂缝酸化、酸压为主的酸液深部放置工艺；此类工艺专注于对天然裂缝内部的污染解除，往往应用于基质致密、天然裂缝作为主要流动通道的储层。

在同时考虑基质和天然裂缝解堵的基础上，结合均匀布酸和网络裂缝酸化工艺，提出了最大化降低表皮因数的立体酸液放置优化方法。基于实验和数学模型，对目标储层进行了伤害评价、酸液体系优选、工艺优化，并最终在TZ-C-X2井进行了现场应用。

1 储层伤害特征研究

1.1 目标储层特征

TZ气田吉迪克组储层埋深1 500～2 000 m，跨度最大达420 m。首先对目标储层矿物成分、孔喉结构进行了分析，结果显示其矿物成分主要为粉砂岩、灰质粉砂岩。储层填隙物含量较高，以泥质杂基和方解石胶结物为主，整体为含泥质的灰质砂岩地层(图1a)。储集空间以孔隙为主，孔喉直径分布于30～50 μm之间 (图1b)。储层总体孔隙度为 2.8%～18%，总体渗透率为 (0.1～31)×10-3μm2，以中孔、中低渗为主；渗透率变异系数为0.66～1.6，属于中等-超强非均质。天然裂缝由于构造原因在井内、井间分布差异性较大，裂缝渗透率极差最高达521倍。

图1 储层矿物分析及孔隙结构观测结果Fig. 1 Mineral analysis and pore structure observation result of the reservoir

1.2 储层伤害机理

为了对目标储层进行有效解堵，必须明确目标储层的污染机理和污染特征［9］。通过实验和数模分别对这两方面进行了研究。

(1)钻井液侵入基质孔隙。图2为TZ气田所采用的聚磺非渗透润滑钻井液固相粒径分布与储层孔喉尺寸分布的对比，可以看出，润滑钻井液固相颗粒粒径分布于 40～120 μm 之间，其中粒径在 40～70 μm之间的钻井液固相颗粒极有可能侵入储层，从而堵塞孔喉造成污染。

(2)钻井液侵入天然裂缝。TZ-A-1井钻井过程中于1 720 m开始漏失钻井液202 m3，完井测试表皮因数高达38.4。FMI成像测井在1 757～1 768 m井段观测到多条深黑色正弦曲线，解释为泥质充填或被钻井液侵入污染的高角度天然裂缝。结合在该井段出现的大量钻井液漏失，分析认为此为钻井液侵入张开天然裂缝并对其造成了深部污染。

图2 储层孔喉尺寸及钻井液固相颗粒粒径对比Fig. 2 Comparison of pore throat size and solid particle size of mud in reservoir

1.3 钻井液伤害实验

(1)实验方法。首先将岩心浸入地层水至饱和状态，正向气测污染前渗透率k0；然后以钻井液反向循环2 h，使其滤液在岩心内停留1 h，正向气测污染后渗透率kd；最后，通过Rs＝[(k0－kd)/k0]×100% 计算岩心渗透率的伤害率。实验温度及注入压力根据地层温度及钻井正压差分别设定为60 ℃及3 MPa。裂缝型岩心在渗透率伤害评价方法的基础上采用人工剖缝样品进行。

(2)孔隙型岩心实验结果。从表1可以看出，钻井液对孔隙型岩心渗透率伤害率达到了70%～80%，岩心基质孔隙被钻井液固相大量堵塞。

表1 孔隙型岩心钻井液伤害实验结果Table 1 Drilling fluid damage experiment of porous core

(3)裂缝型岩心实验结果。从表2可以看出，钻井液对裂缝性岩心渗透率伤害率达到了85%以上，钻井液固相沿裂缝对岩心造成了深度伤害。

1.4 钻井液侵入深度计算

表2 裂缝型岩心钻井液伤害实验结果Table 2 Drilling fluid damage experiment result of fractured core

为了摸清储层伤害沿井筒的分布特征，综合考虑储层物性非均质性及钻井液浸泡时间，采用现有的钻井液侵入模型对TZ气田C井的储层污染分布特征进行了计算［10］。计算结果显示(图3)，各井段钻井液侵入深度差异极大。长井段整体平均侵入深度0.52 m，最大1.83 m，侵入深度极差达到3倍以上，单段内部均匀改造也存在极大的困难。结合实验和理论分析结果，目标储层伤害来源为钻井液固相颗粒，伤害特征表现为储层强非均质性引起的伤害“非线性”和天然裂缝引起的伤害“非径向”。

图3 射孔完井钻井液侵入深度计算结果Fig. 3 Calculated mud invasion depth of perforation completion

2 酸液立体放置方法

前期往往将目标储层天然裂缝系统考虑为储层强非均质的一部分，采用均匀布酸技术笼统处理。郭建春等［11］(2014)提出，通过对天然裂缝进行针对性改造，能够将裂缝性储层酸化效果相对于基质储层的酸化效果提高25%，从而最大化降低气井的表皮因数。而目标储层属于中低渗，基质在渗流中同样占据了重要地位，因此必须兼顾基质储层的均匀布酸和天然裂缝的深部解堵。

从最大化降低表皮因数的理念出发，提出了针对此类储层的立体酸液放置方法(图4)。通过精细化设计，基于不同目标段的解堵需求，优化形成适合的酸液体系，并合理置放到需要改造的层段。对于因储层非均质性引起的纵向非线性污染，采用均匀布酸的改造模式；对于天然裂缝引起的非径向污染，进行酸液深部放置；针对目标储层的特征，对酸液体系和工艺参数进行了优化研究。

图4 “非线性”、“非径向”污染示意图Fig. 4 Contamination of “non-linear” and “non-radial”

3 酸液体系优选

目前国内外针对长井段非均质储层均匀布酸一般采用“机械+化学”相结合的方式，核心思路为采用机械封隔降低单段长度，利用化学转向实现段内均匀布酸。机械封隔在长井段的应用在国内外已经非常成熟［12-13］，研究的主要目的是对段内均匀布酸体系进行优选。

3.1 酸液溶蚀能力测试

能否溶蚀外来污染物及岩石矿物是评价酸化工作液体系的重要标准，因此开展了不同酸液的溶蚀能力实验：分别取20 mL不同浓度的盐酸、土酸装入烧杯中，用分析天平分别称取约2 g制备好的岩粉加入酸液中，实验温度60 ℃、实验时间1 h。实验结果表明(表3)，HCl体系无法有效地溶蚀岩石骨架和钻井液固相颗粒，提出了添加HF的转向酸对此类储层进行酸化，并基于溶蚀实验结果，明确了13.5%HCl+1.5%HF的土酸体系对于岩石骨架和钻井液固相均有最佳的溶蚀效果。但部分疏松岩样在后期解堵实验过程中出现了垮塌的现象，因此对于中高渗储层需要考虑降低HF浓度。

3.2 土酸自转向酸的性能测试

常规自转向酸体系的转向剂增黏需依靠酸与碳酸盐岩反应后产生的大量Ca2+、Mg2+，不适用于砂岩储层［14］。基于此，采用了一种转向剂为长链甜菜碱两性表面活性剂的自转向土酸体系，该体系仅依靠酸浓度变化就能有效增黏［15］。酸液变黏实验表明(图5)，4%转向剂、1.5%HF条件下反应一段时间后(HCl浓度下降至11%时)体系黏度能达到180 mPa · s，与基液具有很大的黏度差，能够较好地实现砂岩强非均质性储层转向。

表3 溶蚀实验结果Table 3 Result of dissolution experiment

图5 土酸转向酸表观黏度测试实验结果Fig. 5 Test result of the apparent viscosity of diverting mud acid

采用并联岩心驱替装置模拟不同条件下土酸转向酸转向能力。分别测试了13.5%HCl+1.5%HF的自转向酸土酸体系在孔隙性岩样、天然裂缝岩样和剖缝岩样(图6)条件下与基质岩样并联驱替时的封堵转向能力。实验驱替压力2 MPa，温度60 ℃。实验结果表明(表4)，土酸转向酸可实现非均质孔隙型岩样及天然裂缝岩样的有效转向，但并不能在剖缝岩样(大开度天然裂缝)条件下实现均匀布酸。

图6 转向能力测试实验岩样Fig. 6 Rock sample used in diverting capacity test

表4 土酸转向酸解堵实验结果Table 4 Test result of the blockage removal of diverting mud acid

4 天然裂缝重张临界排量优化

4.1 天然裂缝开启判别模型

天然裂缝所承受的法向应力取决于地层应力状态和天然裂缝方位及其倾角。天然裂缝壁面上的法向应力计算公式为［16］

式中，σn为天然裂缝壁面上的法向应力，Pa；σH为最大水平主应力，Pa；σh为最小水平主应力，Pa；θ为天然裂缝与最小水平主应力的夹角，°。

假设天然裂缝张开前，酸液渗滤进入天然裂缝和储层，若忽略天然裂缝内的压降，则天然裂缝开启的判据为

式中，pf为天然裂缝入口处的流体压力，Pa；pw为井底压力，Pa。

为了判断闭合天然裂缝在一定的注酸排量下能否张开，建立简化物理模型如下：以一定流量向井筒中注入液体，当注入量大于流出量时，井筒内压会由于流体压缩性而增大。当井底压力pw超过天然裂缝所承受的法向应力时，则判断为满足张开天然裂缝的条件。建立物质平衡方程为

式中，ΔV为单位时间流体体积变化量，m3；Vinj为单位时间注入流体体积，m3；Vout为单位时间流出流体体积，m3；pwo为初始井底压力，Pa；Δp为单位时间井筒内压力变化，Pa；Cl为流体压缩系数，Pa-1；Vw为改造段内井筒容积，m3。

假设控制井段内共存在n个小层，酸液向储层基质的流动符合达西定律，忽略短时间内酸液对井壁渗透率的改变，并假设闭合天然裂缝无额外的渗透率贡献，则单位时间内流出井筒的体积为

式中，ps为地层孔隙压力，Pa；Ai为第i层流出面积，m2；ki为第i层储层渗透率，m2；μ为酸液黏度，Pa · s；Li为第i层井段长度。

4.2 临界施工排量计算

通过迭代法对以上方程进行求解即可获得不同排量下的井底压力随注酸时间的变化，输入参数来源于现场油田数据(表5)。

表5 模型计算输入参数Table 5 Input parameters of model calculation

不同排量下井底压力及天然裂缝张开临界压力计算结果如图7所示。可以看出，在当前的储层渗透率条件下，为了达到天然裂缝张开条件(52 MPa)，注入排量需≥3 m3/min。进一步计算了3 m3/min以上排量达到天然裂缝张开压力时的最大施工压力(表6)。可以看出，适当提高排量以张开天然裂缝不会使得井口压力超出限压(50 MPa)，一般选取排量3～4 m3/min。

5 网络裂缝酸化解堵效果实验

网络裂缝酸化技术实现对储层有效改造的关键在于溶蚀天然裂缝内部的外来污染物，沟通天然裂缝并在裂缝壁面上形成蚓孔，以蚓孔和天然裂缝相结合形成网状流动通道，实现对近井储层的充分解堵，最大化降低油井表皮因数［7］。为了评价网络裂缝酸化在目标储层的适应性，开展了网络裂缝酸化解堵效果分析。

图7 天然裂缝张开临界排量判别结果Fig. 7 Discriminated critical displacement for the opening of natural fracture

表6 天然裂缝张开条件下施工压力预测Table 6 Prediction of construction pressure under the condition of natural gas opening

5.1 天然裂缝开度计算

考虑到不同的注入排量所带来的天然裂缝内净压力差异，所对应的天然裂缝开度也有所差异。采用Ozdemirtas等［17］线性方程计算一定井底压力条件下的天然裂缝开度为

式中，w为天然裂缝开度，m；wo为天然裂缝初始开度，m；Kn为裂缝法向刚度，Pa。计算结果见表7所示。

表7 不同井底压力下天然裂缝开度计算结果Table 7 Calculation result of natural fracture aperture under different bottom hole pressure

5.2 解堵实验结果

根据计算结果，通过人工剖缝+垫片的方式制备了裂缝型岩心。采用13.5%HCl+1.5%HF土酸体系在室内模拟了不同开度、不同注入速率下的天然裂缝解堵，实验结果见表8。实验表明，随着裂缝开度的变大，解堵效果逐渐变好，在1 mm开度条件下，裂缝解堵后渗透率恢复至初始的99%。在1.5 mm条件下裂缝渗透率不仅得到了恢复还有一定程度的提高。实验证明，酸液确实能解除天然裂缝深部污染。

表8 网络裂缝酸化工艺解堵模拟实验Table 8 Blockage-removal simulation experiment on network-fracture acidizing technology

5.3 蚓孔发育情况

图8 酸化后岩心蚓孔发育情况Fig. 8 Development of core wormholes after acidizing

6 现场实施效果

6.1 措施井概况

研究结果在C-X2井进行了应用。本井改造井段1 773～2 186 m，跨度达到413 m，共解释储层30个，有效厚度137.1 m。渗透率(0.84～51.84)×10-3μm2，平均 4.78×10-3μm2，以中渗为主，局部为高渗储层。本井裂缝发育集中于第Ⅳ砂层组中，钻至2 063～2 104 m出现钻井液漏失，累计漏失103 m3。

6.2 酸液立体放置措施

(1)优化改造层段的分层，提高酸化改造措施的针对性。为了实现储层酸液立体放置设计思路，以储层物性以及裂缝发育程度为核心进行分段，以便对每段有针对性的采取改造措施。其中第一段于天然裂缝发育处集中射孔28 m，二、三段分别选取优质储层射孔55 m及31 m。

(2)“一段一策”进行立体酸液放置优化设计。针对第一段裂缝型储层，结合基质中渗、非均质性强的特点，采用自转向酸化+网络裂缝酸化工艺进行均匀+深度改造。针对第二段基质储层非均质强的特点，采用土酸转向酸进行均匀布酸酸化。

(3)优化酸液体系及用量。本井储层以中渗储层为主，结合实验中疏松岩样出现垮塌的情况(图9)，适当降低了HF浓度，同时针对孔隙型储层适当降低了酸液用量(5～6倍孔隙体积)，针对裂缝型储层则大幅提高了酸液用量，以达到深度解堵的效果(10倍孔隙体积)。具体酸液体系选择如表9所示。

图9 C-X2井岩心实验过程中出现垮塌Fig. 9 Collapse in the experiment process of core taken from Well C-X2

表9 C-X2井采用的酸液体系Table 9 Acid system adopted in Well C-X2

6.3 实施及改造效果

共计施工3段，总计入井酸液230 m3，其中第一段采用先均匀布酸再网络裂缝酸化的工艺流程，共用酸98 m3(前置酸7 m3，转向酸41 m3，深度布酸体系50 m3)。均匀布酸时采用2 m3/min排量，由于较长的射孔段，储层吸酸情况较好。网络裂缝酸化则采用3 m3/min排量，期间曲线出现微破裂显示，分析认为打开了天然裂缝(图10)。酸化后各油嘴放喷期间，油压和产量较为稳定，6 mm油嘴采气指数高达111 567 m3/(d · MPa2)，酸化效果明显；回压试井各油嘴放喷期间，油压和产量保持稳定(表10)。综合反映酸化措施有效降低表皮因数，取得了显著效果。