酸基压裂液体系在低温碳酸盐岩储层的研究与应用

张 宸，宋爱莉，陈庆栋，高 双

(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

临兴区块是中海油的陆地区块之一，主要开发煤层气和致密砂岩气。近年来钻遇了奥陶系马家沟组，经岩性分析为碳酸盐岩，储层性质与大牛地等地马家沟组储层类似，储层温度较低，为50～60℃，测井解释结果显示此层组赋存有天然气，需采用增产技术进行储层开发。酸压是碳酸盐岩储层最有效的增产措施之一。国内外碳酸盐岩储层温度通常超过80℃，目前成熟的酸液体系在低温条件下黏度较高，会堵塞储层影响返排。为进一步探明马家沟组储层地质储量及物性，加深储层认识，需通过室内实验研发出一套适用于低温储层的酸基压裂液体系，对临兴区块马家沟组储层进行酸压改造[1-10]。

1 临兴区块马家沟组地质概况

临兴区块位于山西省吕梁市临县和兴县境内，隶属临兴PSC区块且位于临兴区块中部，面积746.293 km2。蔡家会区位于临兴中区块的中部，面积205.72 km2。坐标范围东经110°41′～110°51′，北纬38°04′～38°16′。蔡家会区属于黄土塬地貌，地形以黄土丘陵为主，地面海拔850～1 560 m，西北低、东南高。

临兴区块中区整体表现出东南高西北低的构造格局，自东向西分为紫金山隆起带、紫金山斜坡带、环紫金山凹槽带和平缓构造区4个构造单元。受紫金山侵入体的影响，靠近紫金山隆起带的构造比较复杂，与火山活动相关的断裂较发育，环紫金山岩体呈弧形和放射状展布，自下而上具有较好的继承性;远离紫金山隆起带与构造运动相关的断裂不发育，平面上呈北东向，零星分布在工区西南部和东北部，与整个临兴中区块的断裂展布方向一致，对构造的控制作用较小，自下而上具有较好的继承性。

临兴区块马家沟组储层埋藏2 000～2 500 m，储层温度50～60℃，为低温储层。从录井结果来看，目的层岩性以浅灰色灰质白云岩为主，泥晶结构，见少量粉晶结构。性硬、脆，致密，瓷状断口，岩屑呈片状。测井解释为差气层。目标井为探井，储层全岩分析实验结果表明，马家沟组储层白云石含量较高，硬石膏含量其次，并含有少量石英及黏土矿物。临兴区块马家沟组白云岩储层以白云石为主，非均质性较强。

2 马家沟组碳酸盐岩储层酸基压裂液体系研究

分析临兴区块马家沟组储层资料可知储层温度较低，常规稠化酸体系在低温条件下黏度较高，破胶难度大;储层为白云岩储层，低温条件下酸岩反应速率较慢;储层未开发，目标井为探井，储层能量无法确定。

参考行业标准SY/T 5405—2019《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》、SY/T 5755—2016《压裂酸化用助排剂性能评价方法》、SY/T 5971—2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》、SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》及SY/T 6571—2012《酸化用铁离子稳定剂性能评价方法》的实验评价方法，采用RS-6000高温高压耐酸流变仪、旋转圆盘腐蚀速率测定仪、离心机等实验设备，针对储层特征开展低温酸基压裂液研发。适用的酸液体系应具有高盐酸浓度、低温条件下可破胶、返排能力强、可补充地层返排能量[11-15]等特点。

2.1 盐酸浓度优化

选择目标井储层岩心粉碎后进行溶蚀实验。从表1实验结果来看，溶蚀率随盐酸浓度增大而增大，盐酸浓度达到20%后溶蚀率基本不变。20%浓度盐酸条件下平均岩心溶蚀率为71%，说明盐酸对临兴区块马家沟组白云岩储层溶蚀效果较好。

表1 岩心溶蚀实验结果Table 1 Experimental results of core dissolution

临兴区块特点如下:1)岩性为白云岩储层，储层温度低，低温条件下酸岩反应速率慢，应提高盐酸浓度;2)增大盐酸浓度会增加储层溶蚀效果，20%浓度盐酸溶蚀效果较好;3)初次开发，未建设配酸站，盐酸浓度超过20%情况下，酸液挥发严重，现场施工难度增加。因此，结合储层特点、实验结果和现场条件，酸液体系选择20%盐酸浓度。

2.2 酸液黏度优化

碳酸盐岩储层通常为中高温-高温储层，酸压过程中酸液进入地层后温度升高，随施工进行黏度逐渐降低至破胶黏度，可顺利返排。临兴马家沟组储层温度低，酸液进入储层后黏度下降幅度较小，为防止酸液黏度过高堵塞储层而影响返排，需对酸液黏度进行优化。

室温条件下配制不同黏度稠化酸，测定黏度后置于55℃水浴2 h再次测定黏度，由图1可以看出，储层温度条件下稠化酸黏度下降率约为20%。结合低温白云岩储层酸岩反应速率慢的特点，低黏稠化酸可满足酸压改造要求，因此选择酸液黏度8～10 mPa·s，可防止酸液堵塞地层。

图1 稠化酸黏度优选Fig.1 Preferred viscosity of thickened acid

稠化剂是酸压体系中起增黏作用的药剂，通常分为粉剂和乳液。分别选取粉剂和乳液的稠化剂进行实验，在170/s条件下剪切2 h，测定其黏度变化，实验结果如表2所示。

表2 不同稠化剂在不同加量下稠化酸耐温流变性能Table 2 Temperature resistance and rheological properties of thickening acid under different dosage of different thickener

乳液稠化剂由粉剂与乳液1∶2.5配置而成。从实验结果可以看出，酸液体系黏度随稠化剂加量的增加而增加，在0.10%粉剂加量下，稠化酸黏度为8.62 mPa·s;加量达到0.50%时，黏度为46.87 mPa·s。乳液状稠化剂黏度按照配置比例折算，与粉剂基本一致，即0.25%乳液加量时黏度为8.94 mPa·s，1.00%乳液加量下黏度达到38.25 mPa·s。

根据储层特点，粉剂稠化剂加量0.10%或乳液稠化剂加量0.25%时满足酸液黏度8～10 mPa·s的要求。分别测定两者达到最终黏度90%的时间，表征两者溶解性，实验结果如表3所示。

表3 不同稠化剂溶解能力测定Table 3 Determination of the solubility of different thickeners

由实验结果可以看出，粉剂加量较低条件下，分散性强，溶解速度快，95 s黏度即可达到最终黏度的90%，而乳液溶解分散所需时间为247 s，因此选择溶解速度更快的粉剂作为酸基压裂液体系稠化剂。

2.3 其他助剂

在确定了盐酸浓度和稠化剂浓度之后，进行各项添加剂的性能评价实验，确定了缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、防膨剂等添加剂的种类、用量。具体实验结果如表4所示。

酸液中加入1.0%的缓蚀剂，对钢片的平均腐蚀速率由125.491 g/(m2·h)降到了2.062 g/(m2·h)，因此最终确定1.0%缓蚀剂作为酸液体系加量。

表5中铁离子稳定剂1对铁离子的稳定能力最优，为220 mg/m L，符合Q/HS YF 214—2012《酸压用铁离子稳定剂技术要求及检验方法》中要求稳定铁离子的能力100 mg/m L的要求。

表5 稠化酸体系铁离子稳定剂性能测定Table 5 Determination of the properties of iron ion stabilizers in the thickened acid system

临兴区块马家沟组碳酸盐岩储层初次开发，地层能量未知，可选择多种助排手段增加酸液返排能力:1)添加助排剂，降低酸液体系表界面张力，满足压裂液体系综合性能指标;2)混氮酸压工艺:氮气随液体注入储层，增加地层能量，增强酸液体系返排能力;3)添加0.5%起泡剂，酸液返排过程中泡沫可大大提高携液能力，伴注液氮、酸岩反应生成的二氧化碳和地层中存在的天然气均与酸液混合，在起泡剂作用下形成泡沫，提高体系返排能力。

在表6中，0.5%助排剂-3的体系表面张力为24.3 m N/m，满足SY/T 6376—2008《压裂液通用技术条件》的要求。所以在酸液中加入0.5%助排剂-3。

表6 稠化酸体系助排剂性能测定Table 6 Determination of the drainage agent performance of the thickening acid system

如表7所示，在稠化酸体系中，1.0%KCl溶液防膨率最优，达到94.67%，满足矿场施工要求，因此加入1.0%KCl作为黏土稳定剂。

表7 稠化酸体系防膨性能测定Table 7 Determination of anti swelling property of thickened acid system

最后形成的酸压体系配方为:20%HCl+0.1%粉剂稠化剂+1.0%缓蚀剂+1.0%铁稳剂+0.5%助排剂+0.5%起泡剂+1.0%KCl。

3 酸压体系矿场应用

LX-xx井位于临兴中区平缓构造区，完钻井深2 153 m，储层温度56℃，渗透率0.18 m D，储层岩性为白云岩，Φ139.75 mm(5in)套管完井，固井质量优，储层有效厚度3.4 m，地层压力系数1.06，上下隔层应力差为3～4 MPa。该井为评价井，是临兴区块第一口酸压开发井，酸压的目的为探索新层系，根据储层特点及酸压目的制定工艺方案。

3.1 工艺选择

针对不同储层特点其酸压工艺不同。混氮酸压是在酸压过程中伴注液氮的酸压工艺，主要有降滤、缓速、清缝、助排、易于返排等作用。与其他较为复杂的酸压工艺相比，混氮酸压工艺可达到施工要求的目的[16-20]。

采用前置酸可解除井筒内及近井地带污染并降低岩石破裂强度，有利于造缝;主体酸具有一定的黏度，能降低酸液滤失，有利于造缝;闭合酸可对形成的裂缝进一步溶蚀，保证裂缝导流能力。通过软件模拟，相比于其他酸压工艺，混氮酸压+闭合酸化得到的裂缝缝长可满足此次施工要求，因此酸压工艺方案确定为前置酸+主体酸+闭合酸，同时采用液氮伴注的酸压工艺。

3.2 工作液体系

根据以上实验及现场需求，采用的酸液体系配方如下:

1)前置酸配方

18%HCl+1.0%缓蚀剂+0.5%铁稳剂+0.5%助排剂+1.0%KCl。

2)稠化酸配方

20%HCl+0.1%粉剂稠化剂+1.0%缓蚀剂+1.0%铁稳剂+0.5%助排剂+0.5%起泡剂+1.0%KCl。

3)闭合酸配方

18%HCl+1.0%缓蚀剂+0.5%铁稳剂+0.5%助排剂+1.0%KCl。

3.3 施工参数

LX-xx井储层为薄层，有效厚度3.4 m，酸压目的为探索新层系，储层特征未完全明确，因此不宜采用过大规模的酸压工艺。分别选取不同的酸液用量和排量并使用压裂模拟软件模拟裂缝形态，优选出最佳施工参数，最终确定的主体酸液用量为90 m3，施工排量2.5 m3/min。施工参数如表8所示。

表8 LX-xx井施工参数Table 8 LX-xx well construction parameters

3.4 现场应用

采用优选的酸液体系及工艺于LX-xx井进行施工，压裂施工累计入地总净液量121.3 m3，停泵压力34.5 MPa。LX-xx井马家沟组酸压施工曲线如图2所示。

图2 LX-xx井马家沟组酸压施工曲线Fig.2 Acid pressure construction curve of Majiagou Formation in LX-xx well

前置酸阶段，在前置酸泵入过程中泵压下降，在排量不变的情况下油压下降，说明前置酸对储层进行了有效溶蚀，前置酸体系对储层有较好的工艺效果;主酸压阶段，泵注酸液后油压保持平稳，说明此压力下裂缝起裂、延伸良好，酸压过程施工顺利，与小压测试所得数据匹配性良好，表明设计的施工排量较为合理;闭合酸阶段，泵压下降，在排量恒定的情况下油压缓慢下降，说明闭合酸进入储层后，进一步对产生的裂缝进行溶蚀，增强了裂缝导流能力，提升了改造效果;顶替液阶段，将施工管柱中存留的酸液泵入储层后，压力略有上升，也证明了闭合酸对储层的溶蚀。施工结束后2 h开始返排，返排液p H值为5～6，返排液体共87.7 m3，返排率为72.3%。

总体来说，施工过程顺利，返排效果良好，验证了优选的酸基压裂液体系及工艺在临兴马家沟组低温碳酸盐岩储层酸压的适用性。

4 结论

1)低温碳酸盐岩储层与中高温碳酸盐岩储层在储层特征、物性和岩性等多方面存在较大差异。针对临兴区块马家沟组储层特点，形成了低温酸基压裂液体系，最佳配方为20%HCl+0.1%粉剂稠化剂+1.0%缓蚀剂+1.0%铁稳剂+0.5%助排剂+0.5%起泡剂+1.0%KCl。

2)针对储层特点，形成的低温酸基压裂液体系性能为岩心溶蚀率71%，体系黏度8～10 mPa·s，55℃条件下黏度下降率20%，腐蚀速率2.062 g/(m2·h)，铁离子稳定能力220 mg/ml，防膨率94.67%。

3)采用前置酸+主体酸+闭合酸，配合液氮伴注的酸压工艺完成了海油内部第一口井LX-xx井的酸压矿场施工。施工共入井液体121.3 m3，返排率为72.3%，压裂液顺利压开裂缝，裂缝起裂、延伸良好。LX-xx井的工艺成功实施，验证了该文研究的配方在低温碳酸盐岩储层的适用性及可行性。