四川盆地高磨地区灯影组转向酸类型选择研究及应用

2019-05-17孙川刘友权杨志均何春林梅志宏

石油与天然气化工 2019年2期

孙川刘友权杨志均何春林梅志宏

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.四川省眉山天然气有限责任公司 3.中国石油西南油气田公司物资设备管理部 4.中国石油西南油气田公司川东北气矿

随着对四川盆地高磨地区灯影组的不断认识，其储层类型主要发育为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ储层，转向酸作为其增产改造的主要手段之一，取得了一定的改造效果。目前，国内外应用较多的转向酸主要有高酸浓度变黏型转向酸与低酸浓度变黏型转向酸[1]。斯伦贝谢、哈里伯顿公司及塔里木油田主要应用低酸浓度变黏型转向酸，长庆油田主要应用高酸浓度变黏型转向酸，而四川盆地两种变黏型转向酸均有应用。由于变黏方式的不同，导致峰值黏度及其出峰位置不同，在地层中与不同发育类型储层反应过程也不尽相同。为了进一步加强转向酸对储层的针对性，对高磨地区灯影组转向酸类型筛选进行了研究，以指导不同储层对液体的选择，从而更好地获得工业油气流。

1 灯影组储层特征分析

高石梯-磨溪地区震旦系灯影组发育裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型两类储集类型，其中以裂缝-孔洞型储层为主，孔洞多被白云石、石英、沥青半充填。区内灯影组最有利的储集岩类主要为丘滩复合体的藻凝块云岩，如图1所示。地质资料表明，灯影组储层温度140～150 ℃，具有强非均质性，其物性台缘带内外差异大(见表1)。台缘带主要发育Ⅰ类储层，平均渗透率≥1×10-3μm2，而台缘带以外主要发育Ⅱ、Ⅲ类储层，平均渗透率在(0.05～1)×10-3μm2之间。针对该类高温强非均质性储层的增产改造，目前主要采用的是高酸浓度变黏型转向酸与低酸浓度变黏型转向酸，取得了较好的改造效果，而对于不同发育程度的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ储层，不同酸浓度变黏类型转向酸的针对性不强，需进一步加强转向酸的适应性。

表1 灯影组储层物性对比表Table 1 Physical properties comparison of the Dengying formation构造位置台缘带台缘带以外储层品质以Ⅰ类储层为主以Ⅱ类储层为主以Ⅲ类储层为主孔隙度/%Φ≥126≤Φ<122≤Φ<6平均渗透率/10-3 μm2K≥10.05≤K<1K<0.05平均层厚/m761414最高破裂压力/MPa150165175

2 不同类型转向酸性能对比分析

针对四川盆地高磨地区灯影组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ储层，为了进一步提高转向酸化的针对性，室内对比分析了高酸浓度变黏型转向酸与低酸浓度变黏型转向酸的各项主要性能。其主体配方为：20%(w)盐酸+6%(w)黏弹性表面活性转向剂+2%(w)缓蚀剂+1%(w)缓蚀增效剂+1%(w)铁离子稳定剂。

2.1 降阻性能分析

降阻性能直接影响现场施工水马力及施工排量，且与酸液自身的黏度有着密切的关系。研究的两种变黏类型转向酸鲜酸黏度见表2。

表2 转向酸表观黏度Table 2 Apparent viscosity of steering acid酸液类型鲜酸黏度/(mPa·s)低酸浓度变黏型转向酸4.5～6.0高酸浓度变黏型转向酸12.0～15.0

从表2可知，两种变黏类型转向酸鲜酸黏度均较低，有利于现场作业时泵送至井底。

室内通过有效管路半径与平均线速度的斜率相似原则，采用10 mm管径拟合数据对两种变黏类型转向酸进行了降阻性能评价，结果如图2所示。

从图2可知，两种类型变黏酸的降阻率与线速度呈正相关关系，且降阻率相当。在线速度11 m/s时，转向酸降阻率可达65%(结合现场管串结构，拟合排量为4.0 m3/min)，均具有较好的降阻性能。

2.2 变黏峰值黏度分析

变黏峰值黏度是转向酸的关键性能之一，采用Q/SY 17003-2017《碳酸盐岩储层改造用黏弹性表面活性剂自转向酸技术规范》进行变黏实验。其主要方法是采用碳酸钙与转向酸反应至不同酸浓度，测定不同酸浓度下的黏度。实验结果如图3和图4所示。

对比图3和图4可知，低酸浓度变黏型转向酸的峰值黏度出现在酸浓度为0%～2%时，高酸浓度变黏型转向酸的峰值黏度出现在酸浓度为6%～10%时，且高酸浓度变黏型转向酸的峰值黏度高于低酸浓度变黏型转向酸的峰值黏度。

2.3 酸化效果分析[2-4]

由于储层岩性、物性的差异化，且两种类型转向酸的峰值黏度出峰条件不同，为了明确转向酸对不同储层类型的适应性，按Q/SY 17003-2017进行双岩心酸化效果实验。其主要方法是对两块不同渗透率大小的岩心同时并联注入转向酸，待高渗透率岩心被酸液突破之后，测试低渗透率岩心的渗透率增加比率。

表3 双岩心酸化效果数据Table 3 Data of double core acidification effect实验编号酸液类型初始渗透率/10-3 μm2(高渗岩心)初始渗透率/10-3 μm2(低渗岩心)酸化后渗透率/10-3 μm2(低渗岩心)改造效果/%备注1#高酸浓度变黏型转向酸19.1821.6682.512150.62#低酸浓度变黏型转向酸19.3201.6104.112255.4模拟Ⅰ类储层3#高酸浓度变黏型转向酸1.6320.1920.462240.54#低酸浓度变黏型转向酸1.6650.1850.209112.8模拟Ⅱ、Ⅲ类储层

从表3可看出：对于Ⅰ类储层，低酸浓度变黏型转向酸酸化效果更好，与高酸浓度变黏型转向酸酸化效果相比，提高了69.6%；对于Ⅱ、Ⅲ类储层，高酸浓度变黏型转向酸酸化效果更好，与低酸浓度变黏型转向酸酸化效果相比，提高了113.2%。

2.4 转向压力分析

双岩心实验结果直观地反映了两种变黏型转向酸对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类型储层的酸化效果，为了更好地说明酸液选择的适应性，对双岩心酸化实验过程中的转向封堵压力进行了详细的对比分析[5-8]，结果如图5～图8所示。

从图5可知，高酸浓度变黏型转向酸对于Ⅰ类储层的封堵转向压力较低，小于0.6 MPa；从图6可知，低酸浓度变黏型转向酸对于Ⅰ类储层的封堵转向压力较高，大于2.5 MPa。分析可能是由于低酸浓度变黏型转向酸形成的蠕虫状胶束在高温下尺寸相对更大，对于Ⅰ类储层具有更好的封堵能力。

从图7可知，高酸浓度变黏型转向酸对于Ⅱ、Ⅲ类储层的封堵转向压力较高，接近7 MPa；从图8可知，低酸浓度变黏型转向酸对于Ⅱ、Ⅲ类储层的封堵转向压力相对较低，小于4 MPa。分析可能是由于高酸浓度变黏型转向酸形成的蠕虫状胶束在高温下尺寸相对较小，更容易进入Ⅱ、Ⅲ类储层，并形成有效的封堵。

3 现场应用

运用上述转向酸研究结果，在MX121井与MX120井开展了现场应用。两井均位于台缘带附近，且距离较近，但物性上存在一定的差异。两口井岩性均以深灰色、褐色白云岩为主，地层温度相当，但MX121井平均渗透率较低(0.24×10-3μm2)，说明该地层更为致密；MX120井平均渗透率相对较高(1.6 ×10-3μm2)，更有利于打开油气通道。

表4 MX121与MX120灯影组测井对比Table 4 Logging parameters contrast between MX121 well and MX120 well井号泥浆漏失/m3Ⅰ类储层Φ≥12%Ⅱ类储层12%>Φ≥6%Ⅲ类储层6%>Φ≥2%厚/mPOR/%厚/mPOR/%厚/mPOR/%MX120102.41.9 12.7 3.1 9.7 36.9 3.0MX1218.1无无0.8 6.9 39.8 3.1

从表4可知，MX120井漏失泥浆102.4 m3，说明本井储层段裂缝比较发育；MX121井没有Ⅰ类储层，而MX120井灯四组含有Ⅰ类储层，储层厚度1.9 m；对于Ⅱ类储层，MX121井灯四组厚度较薄，只有0.8 m，而MX120井灯四组有3.1 m；对于Ⅲ类储层，两口井的厚度相当，总体上看，MX120井灯四组储层条件明显优于MX121井。

结合室内分析结果，对MX121井采用高酸浓度变黏型转向酸酸化，对MX120井采用低酸浓度变黏型转向酸酸化，施工曲线如图9和图10所示。

MX121井施工设计排量4.0～4.5 m3/min，现场实际排量4.5～5.3 m3/min，较设计排量提高了0.5～0.8 m3/min；施工泵压为55～80 MPa，比设计泵压低15 MPa左右。这说明，该井高酸浓度变黏型转向酸有效地降低了管路摩阻。经计算，施工降阻率为61.2%。

从图9可看出，在排量稳定阶段，有3处较明显地出现了封堵转向，其转向压力分别为10 MPa、7 MPa、3 MPa，说明高酸浓度变黏型转向酸在储层遇到微裂缝起到较好的封堵转向效果，实现了长井段非均质储层的均匀酸化，最终获得较好的测试产量(33.08×104m3/d)。

MX120井施工设计排量4.5～5.0 m3/min，现场实际排量5～5.3 m3/min，较设计排量提高了0.3～0.5 m3/min；施工泵压60～80 MPa，比设计泵压低15 MPa左右。这说明，该井低酸浓度变黏型转向酸有效地较低了管路摩阻。经计算，施工降阻率为64.7%。

从图10可看出，在排量稳定阶段，有2处较明显地出现了封堵转向，转向压力分别为12 MPa、9 MPa，高于MX121井封堵转向压力2～3 MPa，由于该井储层条件较好，漏失严重，裂缝较发育，采用低酸浓度变黏型转向酸在解除井底污染的同时，有效地封堵了裂缝，最终获得较高的测试产量(90.17×104m3/d)。