渝东南地区茅口组气藏大石1HF井酸压工艺技术研究

2020-09-25张龙胜

油气藏评价与开发 2020年5期

雷林，张龙胜，熊炜

（中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京210019）

四川盆地天然气资源丰富，但目前探明的天然气资源主要处于深层、超深层[1-3]，浅层天然气勘探开发不多，特别是渝东南地区。近几年，随着川渝地区页岩气勘探的快速推进，在渝东南地区下二叠系茅口组开展了大量工作，浅层的茅口组、栖霞组见到了良好的显示[4]，揭示了渝东南地区浅层天然气开发的巨大潜力，但部分井未经过改造措施就投产，产量、油压迅速下降，供气能力不足，无法继续生产。目前，灰岩油气藏以酸压改造为主[5-6]，酸液体系主要有常规酸、稠化酸、乳化酸、泡沫酸、固体酸、变黏酸、表面活性酸、羟基羧酸等，酸压工艺主要有混氮气酸压、前置液酸压、携砂酸压、平衡酸压、闭合酸化、多级交替注入酸压、复合酸压、超大型重复酸压、水力喷射分段酸压、网络裂缝酸压等。这些工艺技术在高温高压井应用较多，主要用于提高液体及工具的抗高温高压性[7-11]，而针对四川盆地浅层碳酸盐岩储层改造的工艺技术较少，特别是盆内浅层特低孔、特低渗低温常压碳酸盐岩储层的水平井酸压工艺，缺乏相应专项研究。

针对南川地区优质碳酸盐岩层系——二叠系茅口组、栖霞组的储层特征，分析了酸压改造过程的难点，合成了自清洁胶凝酸稠化剂，并阐述了其自破胶降解机理，优化了酸液体系配方，依据茅口组分段酸压工艺参数，优选了一种压后直接投产的水平井分压管柱。通过实施水平井管外封隔器分段酸压改造，沟通裂缝、溶洞，增加了泄气面积，压后直接放喷投产，节约了作业时间，且能实现单井的高产、稳产，酸压增产效果良好，为今后该地区类似层位的酸压改造提供了借鉴。

1 储层地质特征与酸压难点分析

1.1 储层地质特征

南川地区二叠系自上而下为长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组。茅口组厚约230～300 m，各段岩性和电性具有较好的可对比性，茅一段厚度较大，约146～180 m；顶部茅四段由东向西剥蚀程度增加，残留5～10 m。茅口组主要储层茅一段整体岩性为深灰色泥质灰岩夹灰黑色灰质泥岩，岩心和薄片多见有孔虫、介形虫等生物（图1）。

茅一段测井解释孔隙度为2.3%～3.2%，渗透率为（0.05～0.1）×10-3μm2，实测孔隙度为1.4%，为特低孔特低渗储层。大石1HF井测井解释的水平段孔隙度平均为0.67%，渗透率平均为0.11×10-3μm2，其中①小层孔隙度、渗透率较高，孔隙度一般为1%～3%，茅一段储集空间主要为“溶蚀孔、黏土矿物晶间孔缝及粒缘缝”，以无机孔、裂缝为主，见少量有机质孔（图2）。

图1 储层薄片特征Fig.1 Thin sections of reservoir

图2 茅一段储集空间及孔隙结构Fig.2 Reservoir space and pore structure of Mao-1 member

通过茅口组岩心观察，茅一段上部岩心主要为浅灰色含泥质灰岩夹薄层黑色灰质泥岩，浅灰色含泥质灰岩发育孔洞，方解石充填，而整体岩心高角度缝及水平缝不发育，但不规则裂缝发育；茅一段中部岩心主要为浅灰色泥质灰岩与灰黑色灰质泥岩交替出现，泥质灰岩裂缝及孔洞较发育，方解石充填，层理发育；茅一段下部岩性自上至下从灰黑色泥质灰岩逐渐变成浅灰色含泥质灰岩夹深灰色含泥质灰岩，且裂缝发育，多见网状裂缝，被方解石充填，裂缝密度为1.13条/m。

通过岩心全岩X-射线衍射定量分析，茅口组碳酸盐含量67.6%～86.3%，平均为81.94%；黏土含量7.7%～17.2%，平均为14%。测井解释茅口组碳酸盐含量55.3%～91.6%，平均为75%；黏土矿物含量1.1%～3.2%，平均为2.2%，岩石矿物成分以碳酸盐矿物为主。茅一段、栖霞组的岩屑在20%盐酸中都具有较高的溶蚀率，为82.70%～92.89%，说明岩屑以灰质成分为主，这为酸压改造奠定了良好基础。

测井解释茅口组茅一段泊松比0.31～0.33，杨氏模量34～60 GPa；三轴力学测试结果，茅口组茅一段泊松比0.35～0.37，杨氏模量13～56 GPa，通过应力计算裸眼段的最小主应力20.4～22.3 MPa。

1.2 酸压难点分析

茅口组茅一段埋深为1 140 m，储层中部温度为43.82 ℃，储层温度低，水平段孔隙度平均为0.67%，渗透率平均为0.11×10-3μm2，压力系数为1.14，酸压目的层为典型特低孔特低渗的低温常压储层。以胶凝酸、交联酸为主要代表的酸液体系（改性聚丙烯酰胺类酸液稠化剂）在降低酸岩反应速率的同时，会对储层造成一定的伤害[12]，主要表现为酸液各组分的配伍性差，在储层条件下易出现絮凝物。酸液在低温条件下，由于高分子聚合物的热降解效应较弱，破胶液黏度高，返排困难，严重影响了储层改造作业的效果，同时，常压低孔、低渗储层酸压后的残留物长时间滞留地层，易对储层造成二次伤害。

2 酸液体系优化

2.1 清洁胶凝酸稠化剂的合成及自降解机理

2.1.1 清洁胶凝酸稠化剂的合成

在装有温度计、搅拌器、滴定管及氮气保护装置的4 口烧瓶中加入一定比例的单体丙烯酰胺（AM）、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC），去离子，再加入NaOH 调节pH 值至7，通入N2后加入一定量的引发剂过硫酸铵-亚硫酸氢钠（比例1∶1），升温至50 ℃后反应4 h，得到呈胶状的稠化剂，然后采用无水乙醇洗涤、烘干、造粒，得到清洁胶凝酸稠化剂BFC-13。

2.1.2 清洁胶凝酸稠化剂的破胶及自降解机理

清洁胶凝酸稠化剂在酸液中主要发生以下过程：由于聚合物结构中的阳离子具有较强的电荷排斥作用，在相对分子质量及其分布等条件相同情况下，使酸液体系发生较强的稠化[13]，同时也会吸引体系中的负电荷离子，提高断链效率，起到破胶及自降解的作用，另外，酸液中的稠化剂含有少量过氧化物，在高温作用下，随着时间的推移，其共聚单体中的活性位点会缓慢发生自降解行为，降低其中的分子量，从而降低酸液的黏度。

2.2 酸液体系评价与优化

2.2.1 添加剂评价优选

1）胶凝剂优选

性能良好的稠化剂应具有良好的化学稳定性、剪切稳定性和热稳定性，与酸液中的其他添加剂配伍好、溶解迅速、配置简单、现场应用方便。根据石油与天然气行业标准SY/T 6214—2016《稠化酸用稠化剂》，对清洁胶凝酸稠化剂BFC-13、CX-208 和YLG-1 进行了评价，室内将不同浓度的酸液增稠剂加入20 %HCl 中，测定其在170 s-1剪切速率下的黏度，直至酸液黏度稳定，结果见表1。测试结果表明：3种酸液体系均未产生分层或沉淀，均可在短时间内溶胀，酸溶性良好。

表1 不同稠化剂酸溶结果对比Table1 Acid dissolving results of different densifiers

2）缓蚀剂优选

根据石油与天然气行业标准SY/T 5405—1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》，将N80油管在95 ℃条件下加入20 %HCl 时，对BFC-17、YLH-1、YHS-2、SD-820四种常用缓蚀剂进行了静态腐蚀速率测定（表2）。从实验结果看出：BFC-17 性能最好，优选为体系的缓蚀剂。

表2 不同缓蚀剂的性能比较Table2 Properties of different corrosion inhibitor

3）铁离子稳定剂的优选

在酸压过程中，酸液极易溶解油和套管上的铁锈，也容易溶蚀地层中的含铁矿物，如：黄铁矿、菱铁矿和绿泥石等。溶解的铁以溶解状态保留在残酸溶液中，当残酸pH 值上升时，铁离子的溶解度下降，生成氢氧化铁凝胶，该凝胶的颗粒极小（d=1.8 μm），极易堵塞油层的喉道，造成严重伤害，影响酸化增产的效果[14-15]。依据石油与天然气行业标准SY/T 6571—2012《酸化用铁离子稳定剂性能评价指标》，在95oC 条件下，评价了TW-15、HAC、YLF-1、FCA 四种铁离子稳定剂的络合能力（表3）。由实验结果可知，TW-15稳定铁离子的能力最强。

表3 不同铁离子稳定剂的比较Table3 Properties of different ferric ion stabilizer

4）助排剂的优选

酸化施工结束后要求残酸能够尽可能的快速返排出来，助排剂的加入能降低液体的毛管阻力、提高残酸的排液效率。依据石油与天然气行业标准SY/T 5755—2016《压裂酸化用助排剂性能评价方法》，通过室内试验测试了助排剂（BZP-03、AM-C、CF-5A）不同浓度时，在20 %HCl 中的表面张力（表4）。实验结果表明BZP-03 相对性能较好，优选0.5%BZP-03为体系助排剂。

表4 不同助排剂性能比较Table4 Properties of different cleanup additive

2.2.2 清洁胶凝酸体系的综合性能评价

通过对添加剂的筛选和加量优化，综合工艺要求和储层地质特征，优选的清洁胶凝酸配方为：20%HCl+0.4%可降解胶凝剂+1%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂+0.3%高效助排剂+1%防膨剂

1）流变性

测试了0.4%的清洁胶凝酸在不同温度下的黏度—剪切速率关系（90 min），在50 ℃时，黏度达到36 mPa·s（表5）。

表5 清洁胶凝酸不同温度下的黏度—剪切速率关系Table5 Viscosity and shear rate of self-degradation gelling acid at different temperature

2）酸岩反应动力试验

在酸压过程中，井底温度、岩石与酸液的面容比、酸液的流速以及岩石的矿物成分等都是影响酸岩反应速度的因素，但是，现有的室内实验方法还难以对酸岩反应进行精确的测试。利用旋转岩盘试验仪，设定一定的温度、压力和转速，可以对酸岩反应动力学参数和氢离子传质系数进行测定。

式中：J为反应速度，表示单位时间流到单位岩石面积上的物流量，mol/（s·cm2）；C为酸液浓度，mol/L；K为反应速度常数，（mol/L）-m·mol/（s·cm2）；m为反应级数，无因次。

根据表6的实验结果，得到50 ℃时的酸岩反应动力学方程：

m=1.160 8

K=4.275×10-6（mol/L）-1.1608·mol/（s·cm2）

反应速度方程：J=4.257×10-6·C1.1608

根据实验结果可知：与普通盐酸的实验数据相比，该清洁胶凝酸明显降低了酸岩反应速度。

表6 清洁胶凝酸酸岩反应动力学参数Table6 Acid etching behavior parameters of self-degradation gelling acid

3）缓蚀性能测试

高浓度盐酸会对井下管柱产生强烈的腐蚀，为确保酸压施工的顺利进行，必须检测清洁胶凝酸的缓蚀性能。加入不同浓度的缓蚀剂配成清洁胶凝酸，在50 ℃、20%HCl的条件下反应4 h，利用高温高压腐蚀率仪，在动态条件下测定腐蚀速度，钢片表面积为15.264 7 cm2，试验前钢片重10.471 1 g，试验后钢片重10.464 2 g，腐蚀速度为1.135 1 g/（m2·h），钢片表面光亮，均匀腐蚀。

4）酸液与地层水的配伍性评价

酸液的配伍性在一定程度上对酸化效果有影响，如果酸液的配伍性差，当酸液与地层流体接触时会产生沉淀或分层，造成储层伤害。大石1HF 井地层产水，其矿化度为15 804 mg/L，采用矿化度为16 000 mg/L 的标准盐水配制的胶凝酸液，经45 ℃老化和静置7 d后，胶凝酸皆无分层，无絮凝，无沉淀。

5）残酸表面张力

按清洁胶凝酸配方将酸液配好，测定鲜酸的表面张力，同时将清洁胶凝酸与岩石反应制成残酸，测定残酸的自破胶表面张力，在25 ℃时鲜酸表面张力为23.2 N/m，残酸表面张力为24.1 N/m，该清洁胶凝酸能较好地降低酸液表面张力，且鲜酸和残酸的表面张力变化不大，性能稳定，有利于酸液的返排。

6）岩心伤害评价

采用大石1HF 井的导眼井岩心，在室内对清洁胶凝酸体系进行岩心渗透率伤害评价，结果如表7所示。

表7 岩心渗透率伤害试验结果Table7 Results of core permeability damage test

从表7的实验结果可以看出：清洁胶凝酸体系对地层岩心渗透率的平均伤害率为21.55%，伤害值较低，清洁胶凝酸体系对地层的伤害较小。

2.2.3 清洁胶凝酸的主要性能

通过评价清洁胶凝酸综合性能，认为该配方体系可以满足大石1HF 井灰岩地层的酸压改造要求（表8）。

表8 清洁胶凝酸综合性能Table8 Comprehensive properties of self-degradation gelling acid

3 水平井分段酸压管柱

大石1HF井酸压目的层为常压低温低孔低渗储层，需要压后快速返排降低储层伤害，因此，选用作业时间短、有利于压后酸液快速返排的一趟分压管柱的分压模式进行分段。分段酸压管柱主要由扩张式封隔器、压裂水力锚、弹性扶正器、安全接头、上滑套节流喷砂器、中上滑套节流喷砂器、中下滑套节流喷砂器、下节流喷砂器组成（图3），耐温为120 ℃，耐压为70 MPa，在下入工具之前，先将预先选择层段全部射孔，采用一趟管柱方式将封隔器及相应配套工具全部下入，通过投球的方式依次打开各个层段的喷砂器，同时暂时封堵已酸压层段，待酸压结束后可不动管柱直接投产。

图3 大石1HF井分段压裂管柱Fig.3 Multilevel packer fracturing string of well-Dashi-1HF

4 茅口组酸压施工参数优化

4.1 酸压液量优化

酸液规模对酸压刻蚀裂缝缝长有直接影响，过多或过少的酸液都不能达到最优的缝长[16-18]。结合大石1HF井的导眼井测井数据、储层应力特征、裂缝发育特征等，选用Gofher 模拟不同酸压规模下的裂缝长度及压后生产能力变化情况（图4、图5）。

图4 不同酸液规模下裂缝的几何尺寸Fig.4 Geometrical dimensions of fracture at different acidizing fluid scales

图5 不同酸液规模下对应的累计产量Fig.5 Cumulative production in 2 years of different acidizing fluid scales

从图4可以看出：酸液规模小于400 m3时，酸蚀的裂缝长度、高度增加的幅度较高；酸液规模超过600 m3时，增幅较小。根据目前对大石1HF井所钻遇优质储层的认识可知：优质储层厚度在30 m左右，因此，酸液规模在600 m3以内较好。同时，从图5可以看出，酸液超过400 m3后，累计日产气和累计产气增加幅度不大，因此，总体酸液规模为400 ～600 m3时最优。

4.2 施工排量优化

对于酸压施工，为了延长酸液的作用距离，在井口及管柱施工限压以下最大程度地提高施工排量[19-21]，大石1HF 井套管抗内压为117 MPa，下入加厚的N80 油管，抗内压为70 MPa，套管头额定压力为70 MPa，预测不同排量下施工压力，在施工限压60 MPa的情况下，最大施工排量可达5 ～6 m3/min。

5 现场试验及应用效果

大石1HF井酸压施工（图6），总液量为2 311.3 m3，平均单段液量为577.83 m3，平均每米用液量为4.2 m3，酸液总用量为2 129.2 m3，其中，主体酸为1 498.1 m3（主体酸配方为：20%HCl+0.4%可降解胶凝剂+1%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂+0.3%高效助排剂+1%防膨剂），前置酸为508.7 m3，闭合酸为122.4 m3（前置酸/闭合酸配方为：20%HCl+0.2%可降解胶凝剂+1%缓蚀剂+1 %铁离子稳定剂+0.3 %高效助排剂+1 %防膨剂）。