超深碳酸盐岩储层通道加砂酸压导流能力实验

2019-04-17周林波蒋廷学张俊江

成都理工大学学报（自然科学版） 2019年2期

周珺,周林波,蒋廷学,张俊江

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；3.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，乌鲁木齐 830011)

随着碳酸盐岩储层逐步向超深层开发，储层深度已经达到了8.8 km，温度也从120℃提高到180℃。储层埋深和温度的增加给储层改造带来诸多新挑战。当地层有效闭合应力从10 MPa增加到55 MPa后，常规酸蚀裂缝导流能力降低95%[1]。闭合应力增加，支撑强度不够，是造成导流快速降低的主要原因，要增加酸压后裂缝有效期，主要目标是提高酸蚀裂缝的长期导流能力。

现有的酸压工艺是通过溶蚀裂缝面的钙质矿物，留下未反应的岩石骨架作为支撑点，由于各个点分布的不均匀性和本身的低抗压性，在高闭合应力下将会逐渐挤压破碎。伊向艺、高跃宾等人[2-8]尝试采用交联酸携砂或是复合酸压的方法提高酸蚀裂缝的导流能力，在现场应用方面取得了一定的效果。然而，随着储层深度的增加，碳酸盐岩储层加砂越来越困难，砂比无法有效地提高，难以达到高浓度铺置的效果[9]。近几年，国内外尝试在低渗油气藏采用高通道脉冲加砂的方式进行改造[10-13]，该技术将支撑剂由连续铺置变为非均匀的不连续铺置，既可以起到有效的支撑作用，提高油气流动的能力，同时也能降低施工时加砂的风险。本文将高通道加砂的方式与酸压相结合，通过实验测试优选支撑剂的强度及铺置方式，并测试了酸岩反应过后连续加砂与通道加砂下的导流能力，验证了超深碳酸盐岩储层进行通道加砂酸压的可行性。

1 实验设备及方法

1.1 实验仪器

导流能力测试使用的是美国Core-Lab公司生产的FCES-100裂缝导流仪，该仪器可最大加载闭合压力120 MPa，岩石和酸液温度可加热到160℃，满足超深碳酸盐岩储层的应力和温度特征。该仪器可测试支撑剂导流或酸蚀裂缝导流能力。

1.2 实验样品

由于超深井取岩心比较困难，实验岩心来自于新疆塔里木盆地奥陶系灰岩露头。灰岩露头切割后按酸蚀裂缝导流仪的API标准加工成长度为17.7 cm、宽度为3.8 cm的岩板，两头的端部呈半圆形状。然后测试不同类型支撑剂或酸蚀后的裂缝导流能力。实验所采用的支撑剂分别为耐压69 MPa、86 MPa和103 MPa三种规模的陶粒。

测试酸蚀裂缝导流能力的酸液为中国石化工程院研发的高温交联酸体系，其配方为：20%HCl+1.0%稠化剂+1.0%交联剂+3.0%缓蚀剂+1.0%破乳剂+0.05%高温增效剂。当温度升到160℃以后，剪切1 h后交联酸的黏度仍然保持在50 mPa·s以上。

1.3 实验方法

为了克服常规酸蚀裂缝在高闭合应力下导流快速下降的问题，测试高支撑剂强度、新型支撑模式的裂缝导流能力。根据陈勉等[14]的研究，选用69 MPa强度级别陶粒，优化粒径为40/70目，连续铺砂密度3 kg/m2，在高闭合应力条件下(55 MPa)，连续铺砂可使酸蚀裂缝导流能力提高15%。闭合应力越高，连续铺砂提高导流能力的幅度越大。为了对比与连续铺砂复合酸压导流能力的差异，本文测试了将3种耐压强度支撑剂采用高通道、非连续铺置方式下在10～90 MPa闭合应力下的导流能力。

2 实验结果与分析

2.1 铺置方式对导流能力的影响

分别测试相同支撑剂团块面积，不同支撑剂团块数量在高应力条件下对导流能力的影响，团块的铺置方式如图1所示。其中支撑剂团块用质量分数为0.6%的纤维增加其稳定性，考虑到超深井加砂难度较大，陶粒的铺置密度为3 kg/m2。

图1 支撑剂团块铺置方式实验图Fig.1 Diagram showing arrangement of proppant grouting

图2 不同铺置团块导流对比曲线Fig.2 Curves displaying diversion contrast for different arrangement of mass type

从实验结果来看，采用高通道加砂的铺置方式可以减缓导流能力的下降速度，当闭合应力大于50 MPa时，岩板仍然具有一定的导流能力。这是由于即使支撑剂团块被压实，但是由于纤维的固结和缠绕作用，并没有完全的分散开，因此还能提供一定的流动通道。与连续铺砂相比，高通道方式铺砂的初始导流要高不少，但是随着压力的升高，导流能力的下降幅度较大；而连续铺砂的方式导流下降幅度则较为平缓。支撑剂团块数量对导流能力有着正面的影响，随着支撑剂团块数量的增加，高应力条件下裂缝导流能力的保持效果增加。当支撑剂团块数量增加后，可以有效地分散单个支撑剂团块承受的应力，保持其具有较好的稳定性，因此后继实验采用8个团块做为支撑点。

2.2 支撑剂类型对导流能力的影响

在高应力条件下，由于灰岩岩性较弱，会发生支撑剂嵌入地层或破碎的情况，从而导致有效缝宽越来越小，油气难以流动。此外，若是支撑剂强度不够，在高压下容易发生破碎，破碎的支撑剂会堵塞流动通道，引起裂缝有效导流能力下降。实验测试了69 MPa、86 MPa和103 MPa三种强度支撑剂，在连续铺砂和高通道铺砂两种模式下的导流能力差异，实验结果如图3和图4所示。

从图3中可以看出，在连续铺砂方式下，当闭合应力为50 MPa时，86 MPa陶粒导流能力是69 MPa 陶粒的1.2倍左右，103 MPa 陶粒导流能力是69 MPa 陶粒的1.5倍左右。随着支撑剂强度的增加，90 MPa应力下103 MPa 陶粒导流能力是69 MPa 陶粒的3倍左右。实验结果表明提高支撑剂的强度有利于降低支撑剂的嵌入深度和破碎率，可以大幅度提高超深井的裂缝导流能力。

图3 连续铺砂导流能力对比曲线Fig.3 Curves showing diversion capacity of continuous sanding for different proppant type

图4 高通道铺砂导流能力对比曲线Fig.4 Curves showing diversion capacity of high channel sanding of different proppant type

图5 导流测试前岩板形态Fig.5 Rock plate morphology before diversion test

对比图3和图4中的数据，在高闭合应力(>50 MPa)条件下，69 MPa 陶粒2种铺砂方式导流能力接近。86 MPa、103 MPa 陶粒高通道铺砂导流能力明显高于连续铺砂方式的导流能力，这两种方式下的导流能力分别比69 MPa陶粒提高4倍以上。在90 MPa应力下，69 MPa陶粒的导流能力基本为0，86 MPa和103 MPa陶粒还具有较高的导流能力。根据实验结果，在高应力条件下，86 MPa和103 MPa陶粒的导流能力效果更好，考虑到经济因素，抗压级别为86 MPa 的40/70目陶粒采用高通道铺砂方式，铺砂密度3 kg/m2时可满足超深碳酸盐岩储层改造的需求。

2.3 高通道加砂酸蚀裂缝导流能力

根据上述的研究结果，分别测试20%交联酸与岩板反应过后，不加支撑剂、86 MPa陶粒连续加砂、86 MPa陶粒高通道加砂这3种情况下裂缝导流能力随应力的变化情况(图5)。

图6 三种裂缝形态导流对比Fig.6 Diversion contrast for three types of fracture shape

根据实验结果，在交联酸刻蚀岩板后，50 MPa闭合应力时，连续铺砂酸蚀裂缝导流能力比酸蚀不加砂时提高18%，高通道铺砂酸蚀裂缝导流能力可以提高51%。闭合应力越高，高通道铺砂酸蚀裂缝导流能力提高幅度越大。90 MPa应力条件下，连续铺砂酸蚀裂缝导流能力是常规酸蚀裂缝的4.8倍，高通道铺砂酸蚀裂缝导流能力则达到了7倍以上。研究结果表明，在超深高应力条件下，仅靠酸液体系刻蚀后岩面微凸体的支撑难以保持较好的导流能力。采用连续铺砂的方式虽然在高应力条件下保持一定的导流能力，但增加的幅度有限，这是因为支撑剂填充了酸液溶蚀岩板后的流动通道，液体只能在支撑剂之内的孔隙中流动。采用高通道加砂的方式则可以有效地增加高应力下支撑剂的承压效果，同时也能充分利用前期酸液溶蚀的通道，增加液体在缝内的流动能力。因此，对于超深碳酸盐岩储层，采用通道加砂的方式可以更好地将酸压技术与加砂技术有机结合起来，达到稳定生产的目的。

由于灰岩的岩性较软，支撑剂容易嵌入裂缝壁面，导致有效缝宽下降，从而进一步降低导流能力。将加压测试的酸蚀裂缝岩面通过三维激光扫描仪进行数字化处理，统计得到90 MPa闭合压力下耐压86 MPa陶粒在岩板上的嵌入深度最高为100 μm，平均为83 μm，数据表明86 MPa陶粒在高压下能保持较好的抗压形态和较低的破碎率。此外，由于灰岩的弹性模量较高，超深碳酸盐岩储层酸压所形成的缝宽较窄，不利于支撑剂的大量注入，采用高通道加砂的方式可以有效地降低施工风险。