裂缝性碳酸盐岩储层酸化完井液解堵效果研究

林 枫 ，胡 顺 ，张 敏 ，赵 强 ，彭石峰

（1.中国海油 伊拉克有限公司，北京100010；2.荆州嘉华科技有限公司，湖北 荆州434000）

钻井液作为石油生产开发前期最先与油气层相接触的工作液，其类型和性能好坏直接关系到对油气层的损害程度，因而构建好一套能有效保护油气层的钻井液体系是搞好保护油气层工作的首要技术环节[1-3]。这其中，储层类型及发育情况对钻井液的选型及体系构建起着至关重要的作用。众所周知，碳酸盐岩储层工程地质条件复杂，孔隙类型多样、裂缝不同程度发育，宏观-微观多尺度结构复杂，应力敏感性强、裂缝动态宽度变化大、易突然开启并伴随大量新裂缝产生，引起灾变性漏失[4,5]。本文即是以M油田的主力油层中碳酸盐岩储层为背景展开，该储层伴有微裂缝及缝洞发育，极易造成坍塌引起井壁失稳[6,7]。与此同时，还存在孔洞、裂缝性地层漏失，且部分井段钻遇酸性气体，极易污染钻井液[8]，这对钻井液的工程性能要求带来了不小的挑战。目前，M油田主要以直井射孔完井为主，考虑到今后水平井裸眼完井的需要，我们在针对性地设计了适合于水平井裸眼完井的可液化CleanFLO钻开液体系基础上，对后续的完井液设计进行了研究。由于M油田碳酸盐岩储层的主要化学成分是CaCO3或者MgCO3，碳酸盐能够很快与酸性介质反应生成CO2和水，常规酸化液体系易造成较大的储层伤害。为迎合M油田储层特性，同时考虑到水平井钻进及裸眼完井相应的技术要求。本文采用了针对M油田储层特点的酸化完井技术对可液化CleanFLO钻开液体系进行清除及解堵，该项工作的开展对于以M油田为例的低渗透碳酸盐储层段的安全快速钻进、减少储层伤害、提高油田开发效率有着十分重要的意义。

1 实验部分

1.1 实验药品

M油田现场岩样F1和F2，成分分别为白云岩和灰岩，直径 2.5cm，气测渗透率 10×10-3μm2上下；人造砂岩岩心A1，规格同现场岩样一致；NaCl、NaOH、Na2CO3、KCl，分析纯，均来自阿拉丁试剂（上海）有限公司；HCOONa（工业级东佰化工有限公司）；HTA、JCI、流型调节剂、降失水剂、A2堵剂、JQ堵剂、润滑剂均来自荆州嘉华科技有限公司。

本次实验的开展是建立在确定的钻开液体系基础上展开，主要用以清除井筒内残余钻开液，解除地层堵塞，所选用的基础配方体系如下：

1#（完井液）：淡水+25%NaCl+10%HCOONa+3%HTA+3.0%JCI（1.20g·cm-3）；

2#（CleanFLO可液化钻开液）：淡水+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+16%NaCl+3%KCl+1.0%VIS流型调节剂+3%降失水剂+0.5%A2堵剂+5%JQ堵剂+1.5%润滑剂 +40%HCOONa（1.28g·cm-3）

1.2 实验设备

FANN35SA六速旋转黏度计，德州市高通实验仪器有限公司；TY-2C型岩心夹持器，南通市飞宇石油科技开发有限公司；HKY-1型多功能岩心驱替装置，海安石油科研仪器有限公司；HYL-2高温高压岩心污染仪，荆州市塔林机电设备制造有限公司。

2 结果与讨论

2.1 对碳酸盐岩储层保护效果评价

为了测试完井液的储层保护效果，选用了M油田碳酸盐岩心F1作为测试岩心，岩心的基础数据见表1。

表1 碳酸盐岩心18-4的基本数据Tab.1 Basic data of carbonate core 18-4

采用CleanFLO钻开液对岩心进行污染。随后，将钻开液污染后的岩心用完井液进行侵污处理后再次测试岩心的渗透率恢复值，完井液的储层保护效果可以通过两次渗透率恢复值的比较得出。岩心驱替测试结果见图1。

图1 碳酸盐岩岩心驱替实验（完井液处理后F1岩心）Fig.1 Core displacement experiment of carbonate rock

由图1可知，完井液处理后的渗透率恢复值为97.54%。结果表明，经完井液处理后岩心的渗透率恢复值有了较大幅度的提高，说明该完井液体系具有较好的储层保护效果。

2.2 对砂岩储层保护效果评价

由于现场所取砂岩岩心数量有限，因此，采用渗透率相当的人造砂岩岩心（表2）进行试验，评价结果见图2。

表2 岩心基本数据Tab.2 Basic core data

图2 砂岩岩心经完井液处理后的渗透率恢复值Fig.2 Permeability recovery value of sandstone core after completion fluid treatment

由图2可知，完井液处理后的渗透率Kd值为198.9910-3μm2，完井液处理后的渗透率恢复值为114.7%。以上测试结果表明该完井液体系对砂岩岩层同样具有较好的储层保护效果。

2.3 碳酸盐岩心与完井液反应后残留组分分析及渗透率变化

为了研究碳酸盐岩心与完井液反应后其残留组分是否对储层造成伤害，室内对残留组分进行了分析，并对经完井液浸泡后的岩心渗透率的变化进行了测试。具体实验内容如下：

（1）纯CaCO3粉末在3%HTA溶液及3%HCl溶液中的溶解量测试

本测试的目的是确定碳酸盐岩心在3%HTA溶液中的溶解量，并比较HTA固体酸与HCl的酸性。实验结果见表3。

表3 纯CaCO3粉末的溶解量Tab.3 Solubility of pure calcium carbonate powder

由表3可知，100mL HTA溶液只能溶解1.19g的纯碳酸钙粉末，而同样浓度的HCl则可溶解4.18g，说明HTA的酸性要远远弱于HCl。

（2）碳酸盐岩心与完井液反应后残留成分分析

配制两杯2000mL完井液（配方：淡水+25%NaCl+10%HCOONa+3%HTA+3.0%JCI）,分别加入碾磨后的白云岩和灰岩岩心23.8g（加量由溶解实验确定,即1.19×20=23.8，岩心碾磨至 200目左右）,搅拌，待岩心充分溶解后过滤，用蒸馏水冲洗残留物再过滤，然后将残留物放置在烘箱中烘至恒重。

表4 碳酸盐岩心与完井液反应后残留量Tab.4 Residual amount of carbonate core after reaction with completion fluid

上述溶解实验说明，只有很少一部分磨细后的岩心溶于完井液中，其残留组分分析结果见表5。

表5 残留物矿物成分分析Tab.5 Mineral composition analysis of residues

表6 残留物化学成分分析Tab.6 Chemical composition analysis of residues

从以上实验结果可以看出，大部分的碳酸盐岩心是不溶于完井液的，我们认为岩心中的碳酸盐与其他矿物相互结晶在一起，且可能被其他不溶矿物包裹，因此，导致岩心大部分不溶于完井液中。

（3）岩心浸泡在酸性完井液中渗透率的变化 由于从现场得到的岩心大部分已用于实验室测试，因此，我们选择了已经用于敏感性测试的岩心（F2和F3）进行测试，但不会影响测试结果。测试步骤如下：

①将岩心测空气渗透率Ka；抽空饱和模拟地层水，静置24h后，正向测岩心的煤油渗透率Ko；

②完井液驱替岩心2h，取出后静置在完井液中浸泡3d；

③正向测定岩心浸泡后的煤油渗透率Kd。

表7是测试结果，图3是岩心浸泡3d后的图片。

表7 岩心浸泡3天后渗透率变化Tab.7 Permeability change after 3 days of core soaking

图3 岩心在完井液中浸泡3d后图片Fig.3 Picture of core soaked in completion fluid for 3 days

从上述实验可以看出，岩心在完井液中浸泡3d后其渗透率明显增加，但岩心整体仍能保持完整。

综合以上实验可以看出，HTA酸是一种弱酸，只有少量的碳酸盐岩心溶于完井液中。含3%HTA的完井液并不能破坏岩心的骨架结构且并不能产生造成储层伤害的可移动不溶物。相反，完井液可以疏通岩心孔隙，使岩心的渗透率增加。

3 结论

通过优选，得到酸性完井液的基本配方为：淡水+25%NaCl+10%HCOONa+3%HTA+3.0%JCI（1.20g·cm-3）；该完井液体系为加有固体酸的酸性完井液，能够将污染地层的胶液或聚合物等降解清除掉，从而恢复油流通道，达到保护油气层的效果。岩心驱替实验表明，经完井液处理后的碳酸盐岩岩心的渗透率恢复值可以达到97.54%，砂岩岩心处理后的渗透率恢复值达到了114.7%，展现出了较好的清除、解堵及酸化作用，这对于M油田碳酸盐岩储层段钻完井配套工艺的开展实施起到了重要的铺垫作用。