浅层碳酸盐岩多级注入酸压技术研究与应用

张宸，宋爱莉，高双，陈庆栋

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300452）

0 引言

随着增产技术发展，越来越多的碳酸盐岩储层得到开发。酸压作为碳酸盐岩储层中最常见的增产措施手段[1-2]，已经逐步成为碳酸盐岩储层勘探开发和探明储量中最重要的手段之一。

临兴区块是中海油的陆地区块之一，以致密气、页岩气、煤层气开发为主，近年来钻遇了奥陶系马家沟组，经岩性分析为碳酸盐岩，测井解释结果显示此层组赋存有天然气。该储层与国内常规碳酸盐岩储层有所区别，岩性为白云岩，并且具有埋藏浅、温度低、渗透率低、天然裂缝发育等特征，储层埋深2 000～2 500 m，温度50～60 ℃。此类储层采取酸压工艺需形成更长的酸蚀裂缝以达到储层开发的目的。多级注入酸压工艺是目前国内外常用的增加酸蚀缝长的酸压工艺技术之一，在大牛地气田、普光气田、安岳气田等均有应用，但各气田地质条件与临兴区块储层有所差别，临兴区块未开展过相关理论、实验研究工作。

1 多级注入酸压工艺原理

酸压开发初期，由于常规酸造缝能力较差，因此普遍采用黏度较大的冻胶压裂液作为前置液进行酸压，通过前置液压开储层，形成一定规模的裂缝，在裂缝开启后注入未交联的黏度较低的酸液，溶蚀储层，形成酸蚀裂缝。在此基础上，多级注入酸压工艺技术得到发展[3]，通过高低黏度液体交替注入地层，可以有效减少酸液滤失，多次指进有效延长酸液作用距离，增加酸蚀裂缝长度，提高储层改造效果。

压裂液为冻胶，黏度与未交联酸液存在较大的差异，由于两相黏度的差异，低黏酸液在裂缝内部会呈分散液束形式向前推进，形成指进现象，可以有效增加酸压改造效果。但在施工过程中，前置液由于黏度较高，在裂缝表面形成滤饼，但通过分析，酸压中前置液形成的滤饼无法有效降低酸液滤失，酸与滤饼接触后，前置液迅速破胶，酸液突破滤饼，沿裂缝壁面形成酸蚀蚓孔，大量酸液浪费。

2 多级注入酸压工艺工作液体系选择

多级注入注入酸压工艺用于碳酸盐岩储层酸压，可以有效增加酸蚀缝长。国内碳酸盐岩储层温度大多数高于90 ℃，常用的工作液体系与临兴马家沟组地质特征不符，因此对工作液体系进行研究优选。

交替注入酸压工艺液体由前置液体系及酸液体系组成，其中前置液体系用于压开储层形成裂缝，酸液体系用于溶蚀裂缝壁面形成非均匀刻蚀沟槽，建立油气流动通道，因此分别对前置液体系及酸液体系进行优化。

2.1 前置液体系

前置液选择胍胶体系，与储层碳酸盐岩不发生化学反应，前置液压开储层后在裂缝内延伸，并在裂缝壁面形成滤饼。滤饼的形成可以有效降低酸液与储层的接触面积，防止形成过大的酸蚀蚓孔造成酸液大量滤失。当酸液延伸至一定距离后，裂缝远端开启程度较低，近井地带滤饼与酸接触后遭到破坏，无法形成更长的酸蚀裂缝，此时泵送下一级前置液，覆盖前一阶段酸液刻蚀酸蚀蚓孔，防止酸液滤失，并继续开启裂缝增加缝长，继续注入酸液，多次交替增加酸蚀作用距离[6]。

1）压裂响应因素。酸压施工过程中，施工压力曲线一般随排量及地层状况变化而变化，若地层为缝洞型储层，施工过程中裂缝沟通缝洞单元后会形成滤失，压力曲线降低，低黏压裂液可以较快地形成压力曲线变化，因此低黏压裂液更适用于缝洞型碳酸盐岩储层，但低黏前置液形成滤饼能力较差，无法有效降低酸岩反应速率，而临兴马家沟组储层缝洞不发育，天然裂缝发育，因此考虑压裂响应因素，选择高黏前置液体系。

2）裂缝形态因素。交替注入酸压工艺的目的在于增加酸蚀裂缝缝长，工作液的高低黏度差使液体在储层中呈现指进现象，大幅度增加酸蚀裂缝缝长，而临兴马家沟组储层温度较低，高黏交联酸体系在低温条件下破胶困难，增加返排难度，因此选择高黏前置液+低黏酸液的工作液体系可以有效增加酸蚀裂缝缝长及酸蚀裂缝导流能力，提高改造效果。

3）黏度差因素。通过分析研究，不同液体在黏度有所差异时会以指进形式推进，黏度比是其中最关键因素，据国内外有关研究结果表明，当黏度比为50∶1 时，指进效果最佳，因此前置液选择应为高黏前置液[7]。

综上所述，高黏前置液可以有效增加酸蚀裂缝缝长，而前置液与酸液黏度比为50∶1 最佳，因此选择前置液体系黏度为250～300 mPa·s。

2.2 酸液体系

酸液体系溶蚀储层内碳酸盐岩，是酸压改造成功与否的决定性工作液体系，因此酸液体系的优化主要为盐酸质量分数及黏度优化。

2.2.1 盐酸质量分数

盐酸质量分数是影响酸压工艺成功率的一项重要因素，在溶蚀率一定的情况下，在盐酸非过量的情况下，应尽量加大盐酸质量分数。临兴区块马家沟组储层岩心，选用盐酸对临兴区块马家沟组岩心进行溶蚀实验，结果见表1。

从实验结果来看，临兴马家沟组评价岩心溶蚀率为70.8%，高质量分数盐酸可以提高溶蚀率。因此，选择高质量分数盐酸，结合临兴区块酸压经验及临兴储层特征，酸液体系盐酸质量分数选择25%。

表1 岩心溶蚀实验结果

2.2.2 酸液黏度优化

稠化剂含量可影响酸液体系黏度，酸液黏度的选择直接影响酸蚀裂缝形态，因此酸液体系的黏度是酸液体系选择最主要的影响因素。

1）稠化剂可以增加液体黏度，具有降低酸液体系的酸岩反应速率的作用，稠化剂加量越高，酸岩反应速率降低效果越明显，而临兴马家沟组储层温度低，岩性为白云岩，酸岩反应速率相对较低，因此无需大幅度增加酸液黏度，低黏度酸液体系可以满足临兴区块酸压要求。

2）前置液黏度选择250～300 mPa·s，而工作液体系黏度比为50∶1时指进效果最佳，因此选择酸液黏度为5～6 mPa·s。

2.2.3 综合性能

酸液体系中需添加助剂保证施工设备安全，如缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂等助剂，在满足技术指标要求的前提下，对酸蚀裂缝长度影响较小，优化盐酸质量分数及酸液黏度后酸液体系整体性能见表2。

表2 酸液体系综合性能

3 多级注入酸压工艺优化

根据多级注入酸压工艺特点及施工效果，结合临兴区块马家沟组储层特征，以优选的工作液体系作为液体性能主要参数，采用酸压模拟软件根据不同工况进行多级注入模拟优化[8]。通过4 个因素的变量优化多级注入工艺：各级前置液与酸液用量比例、酸液用量、注入级数、各级工作液用量[9-10]。

3.1 前置液与酸液比例

多级注入酸压工艺中工作液体系为多段注入，因此每级注入过程中工作液比例对酸蚀裂缝形态会造成影响。注入级数固定、工作液用量固定条件下，采取前置液与酸液比例4∶1～1∶4进行模拟计算。

由图1可知，在前置液比例较小时，酸蚀缝长较小，这是由于前置液量低，酸液滤失量较大，无法形成有效酸蚀缝长；前置液比例过大时，酸液含量较小，虽然形成较大规模的裂缝，但由于酸液量少，储层内刻蚀效果较差，施工结束后，裂缝闭合，由于无支撑剂充填裂缝，仅酸液溶蚀部分形成有效酸蚀裂缝；通过模拟分析，对于临兴区块马家沟组储层，前置液与酸液比例为0.8∶1时，形成的酸蚀裂缝最优。

图1 前置液与酸液不同比例下酸蚀缝长

3.2 酸液用量

前置液与酸液比例确定后，酸液用量可以折算出总工作液用量，酸液用量会影响形成的酸蚀裂缝形态，在其他工艺参数一致的条件下，对不同酸液用量形成的酸蚀裂缝形态进行模拟。

通过图2可以看出，酸液用量越大，酸压改造形成的缝长越长，导流能力越高，但达到一临界值后，酸蚀缝长及导流能力增加趋势均有所减缓，结合临兴马家沟组储层地质特征，临界值为250～300 m3，因此综合考虑，最优酸液用量为250～300 m3。

图2 不同酸液用量下酸蚀裂缝形态

3.3 注入级数

多级注入酸压工艺的核心是具有黏度差的工作液的交替注入，级数是影响酸蚀裂缝形态的主要影响因素，在相同酸液用量、相同工作液比例条件下对交替级数1～8 级进行模拟（1 级为前置液酸压，不交替）。

由图3 可知，对比酸蚀裂缝缝长及导流能力可知，级数越多，形成的缝长越长，而导流能力基本一致，交替级数达到3～4级前缝长增长明显，继续增加级数，缝长变化不明显，结合临兴区块马家沟组储存特征，级数选择为3～4级。

图3 不同注入级数下酸蚀裂缝形态

3.4 各级工作液用量

根据以上优化结果，优化后的前置液酸液比例为0.8:1，酸液用量为250～300 m3，注入级数为3～4级。各级工作液用量的不同会影响酸蚀裂缝形态，以300 m3酸液用量，3 级注入为基础，设计3 种各级工作液用量规模，分别为各级由少到多、平均、由多到少，即：①第一级80 m3+第二级100 m3+第三级120 m3的酸液用量；②第一级100 m3+第二级100 m3+第三级100 m3酸液用量；③第一级120 m3+第二级100 m3+第三级80 m3的酸液用量3种施工模式进行模拟。

通过图4、图5可以看出，各级工作液用量不同，酸蚀裂缝导流能力基本一致，但由少到多形成的酸蚀裂缝缝长最优，是由于施工中后一级交替注入过程中前置液需在现有裂缝形态下对裂缝进行延伸，若前置液用量与前一阶段一致或减少，前置液覆盖现有裂缝后剩余量无法对裂缝形成有效扩展，因此各级工作液用量由少到多的工艺效果最优。

图4 不同各级工作液用量下酸蚀裂缝缝长

图5 不同各级工作液用量下酸蚀裂缝导流能力

4 现场应用

2018 年12 月对临兴区块LX-Y 井进行了多级注入酸压工艺，见表3。

表3 LX-Y井多级注入酸压施工工序

根据LX-Y井储层埋藏浅、温度低、渗透率低的储层特征，结合多级注入酸压工艺模拟参数，选取前置液与酸液比例0.8∶1；酸液用量300 m3；注入级数3 级的工艺进行施工，施工共高黏前置液251.66 m3，低黏酸液317.45 m3，采用三级注入酸压工艺，施工过程顺利，多级注入酸压工艺成功应用。

根据施工数据进行分析，本次施工单翼酸蚀缝长118.5 m，酸蚀裂缝导流能力44.9 μm2·cm，施工后液体返排率68.9%；前期LX-X 井常规酸压施工，酸蚀缝长90.1 m，酸蚀裂缝导流能力31.2 μm2·cm，施工后液体返排率47.3%。对比酸蚀缝长增加31.5%，酸蚀裂缝导流能力增加43.9%，返排率增加22.7%。

可以看出，对于临兴区块浅层马家沟组碳酸盐岩储层，对比常规酸压工艺，多级注入酸压工艺可大幅度提升储层改造效果。

5 结论

1）多级注入酸压工艺由前置液酸压发展而来，交替注入低黏酸液与高黏前置液，多次减缓酸液与近井地带裂缝酸岩反应速率，延长酸液作用距离，有效增加酸压改造效果。

2）根据临兴区块马家沟组储层地质特征，选择高黏前置液+低黏酸液交替注入的酸压工艺，优选前置液黏度250～300 mPa·s，酸液黏度5～6 mPa·s。

3）对马家沟组储层进行模拟，适合该地区的多级注入复合酸压工艺为前置液与酸液比例0.8∶1；酸液用量250～300 m3；注入级数3～4级；各级工作液用量由少到多。

4）实践证明，多级注入酸压工艺更适用于临兴区块马家沟组浅层碳酸盐岩储层改造。