渤海超高温碳酸盐岩储层酸化技术

崔 波，冯浦涌，荣新明，张 强，陈 军，潘定成

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300450）

渤海古生界潜山碳酸盐岩油气藏分布广泛，勘探开发潜力巨大。目前渤中21-22构造已开钻数口探井，在马家沟组发现潜山超高温裂缝型碳酸盐岩气藏，储量达10×108m3[1]。在渤海潜山超高温碳酸盐岩油气藏勘探开发的过程中，由于钻井液滤失及固相颗粒的堵塞，导致储层受到伤害，测试产量降低。需要采用酸化措施来解除储层伤害，改善地层渗流通道，沟通地层原始缝洞孔道，达到认识和评价储层的目的[2-3]。该区块探井具有超高温（＞180 ℃）、埋藏深（＞5 000 m）、物性差（低孔低渗）、非均质性强（渗透率极差＞100）、测试层段长（＞ 300 m）、含硫化氢（硫化氢浓度＞20 mg/L）等特点。储层的改造难度大，常规措施无法满足测试需要。亟待开展针对性研究，提出针对渤海潜山超高温碳酸盐岩的储层改造措施。

1 油藏基本地质特征

渤中21-22构造区位于渤中凹陷南部，整体具有凹中隆的构造背景。构造区基底潜山整体发育太古界、古生界和中生界。古生界奥陶系马家沟组是一套浅海台地相碳酸盐岩沉积，储层发育于长期不整合面之下，与古风化壳之间有非渗透性地层相隔，具有埋深大的特点[4]。

渤中21-22构造钻探潜山古生界碳酸盐岩的岩性主要为白云岩、灰岩、云灰岩、灰云岩和泥岩等，其中白云岩的储集物性普遍好于灰岩；储集空间类型主要为孔隙、溶洞和裂缝3种；储层类型整体以溶洞型储层为主，纵向上大致分为3段；其中，古生界上段和下段主要发育溶洞型储层，中段以溶洞-裂缝型储层为主，且储层发育程度主要受沉积相类型、岩溶作用和构造破裂作用控制。

探井A目的层岩性以泥晶灰岩、泥晶白云岩为主，碳酸盐岩含量77.6%～96.4%，各井段矿物成分含量见图1。

图1 不同井段储层矿物成分含量Fig. 1 Mineral composition of reservoirs in different well sections

探井A碳酸盐岩储层储集空间类型以孔隙、裂缝为主，微裂缝发育，岩心微观结构见图2。孔隙结构：（2～10）×10-3μm2孔隙不均匀分布。孔隙度0.1%～9.7%，平均孔隙度2.8%；渗透率 （0.1～10）×10-3μm2，平均渗透率1.5×10-3μm2，属低孔-低渗储层，各井段孔隙度渗透率分布见图3。

图2 探井A潜山碳酸盐岩储集空间Fig. 2 Carbonate reservoir space in Buried hill of Well A

图3 探井A潜山碳酸盐岩孔隙度渗透率分布Fig. 3 Porosity and permeability distribution in Buried hill carbonate reservoirs of Well A

2 渤海超高温碳酸盐岩储层酸化难点及对策

2.1 渤海超高温碳酸盐岩储层酸化难点

渤中21-22探井具有超高温、埋藏深、物性差、非均质性强、测试层段长、含硫化氢等特点。这些储层改造的难点对常规酸化技术提出了挑战。

（1）超高温：目的层温度＞180 ℃，超高温对酸液体系提出了很高的缓速缓蚀要求，需要考虑处理液体系耐高温及缓速缓蚀性能。

（2）埋藏深：埋深＞5 000 m，施工管柱长，摩阻大。

（3）储层物性差：低孔低渗，致密气藏易发生水锁伤害。

（4）非均质性强：渗透率级差＞100，裸眼测试层段长＞300 m，无法确保储层均匀改造。

（5）储层含硫化氢：邻井测试返排含硫化氢（ 26～29 mg/L），需要考虑防硫化氢。

2.2 渤海超高温碳酸盐岩储层酸化对策

针对渤海潜山超高温碳酸盐岩储层酸化难题，通过基础理论研究和技术研发，创新性地提出了 “非酸螯合+高温缓速缓蚀”相结合的方式，形成了针对渤海潜山超高温碳酸盐岩储层酸化技术。渤海潜山超高温碳酸盐岩储层改造酸化难点及对策见表1。

表1 潜山超高温碳酸盐岩储层酸化难点及对策Table 1 Difficulty and countermeasure for acidification of Buried hill carbonate reservoirs with super-high temperature

3 液体体系选择及储层改造工艺优化

由于超高温对酸液的耐温缓速性能要求高，同时为了降低酸液对施工管柱的腐蚀，首先采用非酸螯合体系降温缓速，深部溶蚀；然后采用高温缓速缓蚀体系激活天然裂缝，增大改造范围。采用“非酸螯合+高温缓速缓蚀体系”增产工艺不仅可以解除钻井过程中的近井地带污染，又可以实现储层深部改造。

3.1 酸液体系选择

3.1.1 非酸螯合体系

非酸螯合体系与钙镁离子形成稳定的五元环螯合物，可有效地对碳酸盐岩储层进行深部溶蚀，兼具有腐蚀速率低、抑制黏土膨胀等特点。相比与传统酸液体系，非酸螯合体系有着良好的缓速和缓蚀性能。在碳酸盐岩储层改造中，不仅可以避免管柱受腐蚀的影响，又可以沟通远井溶洞孔隙和微裂缝，实现深部解堵。

非酸螯合体系配方：50%螯合剂+0.6%润湿反转剂+淡水

非酸螯合体系特点如下:

1）溶垢效率高：180 ℃条件下，4 h对碳酸盐岩溶解率＞99%；

2）反应温和：180 ℃条件下，与碳酸盐岩反应速率为盐酸反应速率的0.4%；

3）低腐蚀性：180 ℃条件下，腐蚀速率＜2.1 g/（m2·h）；

4）绿色环保：产品pH值为7～8，对人和设备不会造成损害。

3.1.2 高温缓速缓蚀体系

高温缓速缓蚀体系具有耐高温腐蚀及低摩阻性能。通过体系增黏，降低酸岩反应速度和液体滤失速度，实现储层的深部处理。

高温缓速缓蚀酸体系配方：15%HCl+8%黏弹性表面活性剂+4%高温缓蚀剂+2%铁稳剂+1%破乳剂+0.6%润湿反转剂+0.1%降阻剂

黏弹性表面活性剂：酸液注入进地层时，优先进入高渗透层，随酸液的消耗，pH值升高，同时酸岩反应产生游离的二价金属阳离子(Ca2+、Mg2+)。在pH值和金属阳离子的共同作用下，黏弹性表面活性剂的结构发生变化，使体系黏度剧增，酸液在高渗透层的阻力增大，迫使后续酸液进入低渗透层，从而实现对酸液的分流转向作用和储层的均匀处理[5-11]。

高温缓蚀剂：以甲醛，苯乙酮，N-甲基苯胺为原料，经缩合反应生成曼尼希碱，向生成的曼尼希碱中加入氯乙酸进行季铵化反应，最终得到具有优良的酸溶性的曼尼希碱季铵盐。曼尼希碱季铵盐通过降低指前因子及增加腐蚀反应的活化能抑制腐蚀速率。将曼尼希碱季铵盐与丙炔醇复配后，可适用于180 ℃储层的酸化施工。

高温缓速缓蚀酸体系特点如下：

1）低腐蚀性：180 ℃条件下，腐蚀速率＜70.48 g/（m2·h）；

2）低摩阻：约为清水的30%～35%；

3）低表界面张力：25 ℃条件下，表面张力＜24 mN/m，界面张力＜1 mN/m ；

4）低反应速率：缓速率大于90%。

3.2 处理液规模优化

储层流体径向流入井内时，80%～90%的压力损耗发生在井筒周围10 m的范围内。酸化可使天然裂缝重新打开，并在井筒附近产生高渗流通道的酸蚀孔洞，碳酸盐岩酸化常使表皮系数变为负值，在相同的生产压差下可大幅度增加单井产量[6]。根据径向流达西渗流公式：

式中：p为地层压力，MPa；pwf为井底流动压力，MPa；q为产量，m3/d；μ为原油黏度，mPa·s；B为原油体积系数；K为储层渗透率，10-3μm2；h为储层厚度，m；r为泄油半径，m；rw为井筒半径，m；S为表皮系数。

假设处理区域内的渗透率为无限大，则有：

式中：K为储层渗透率，10-3μm2；Ks为酸化后储层渗透率，10-3μm2；rs为酸化半径，m；rw为井筒半径，m。

通过式（2）可知处理半径越大对应的表皮系数越低。由于海上钻井平台空间受限，总处理液量设计为150 m3（50 m3非酸螯合体系+100 m3高温缓速缓蚀体系）。

3.3 施工排量优化

注入排量是井筒温度降低的主导因素之一，随着注入排量的增大，井筒温度降低得越快（图4）。这是因为排量越大，对流换热作用越强烈，对井筒冷却作用更加迅速。

图4 井筒温度随排量的变化（注入时间30min）Fig. 4 Variation of wellbore temperature with displacement rate (injection time 30min)

采用碳酸盐岩储层酸化酸压数值模拟软件模拟计算（模拟地层温度180 ℃，地层压力53 MPa，注酸强度1 m3/m），可得到不同注入速度下的二维径向溶解孔隙度（图5）。模拟结果可知注入速度对溶解形态影响很大。当注入速度较大时 （图5(d)），形成均一溶蚀，虽然大部分区域都被溶蚀，但是无法得到足够大的渗透率；当注入速度较小时（图5(a)），形成面溶蚀，溶蚀所需酸量大；当注入速度适当时（图5(b)、 图5(c)），形成蚓孔结果与Frick等所得实验结果相吻合。蚓孔突破标志着注入酸穿透了污染区域，使井筒与未污染的地层相连，蚓孔成为高渗透通道，当蚓孔穿透伤害带时，认为地层伤害完全得到解除。因此，对于酸化层位，存在一个最优的注酸排量，使得在最小的用酸量条件下达到酸液深部穿透的目的，从而解除伤害带污染，恢复产能。根据模拟结果优选注酸排量1～2 m3/min。

图5 不同注入排量下酸蚀溶解孔隙度Fig. 5 Acid dissolution porosity at different injection rates

3.4 残酸返排

探井目的储层为古生界潜山碳酸盐岩，储层压力系数约为1.06，由于残酸密度大（1.075 g/cm3），且低孔低渗气层易水锁。为了保护油气层，并提高作业效率，采用0.86 g/cm3柴油作为顶替液，酸化作业结束后采用连续油管+膜制氮设备进行残酸返排，尽快将残酸返排干净，避免储层二次伤害。

4 现场施工效果分析

采用50 m3非酸螯合体系+100 m3高温缓速缓蚀体系+16 m3柴油顶替液对探井A碳酸盐岩储层实施酸化，现场施工曲线见图6。

图6 探井A储层改造施工曲线Fig. 6 Reservoir acidizing curve of Well A

从现场曲线可以看出：当排量提升至1.3 m3/min后，井底压力出现了两次较大幅度的降低（从63.7 MPa降低至61.4 MPa）和（从62.6 MPa降低至56.1 MPa），两次压力下降中间有一个明显的压力增加（从61.4 MPa增加至62.6 MPa）。井底压力变化表明：随着酸液的推进，酸液首先沟通了井筒附近的天然缝洞，使流体渗流阻力降低，井底压力下降。随着酸岩反应的持续，黏弹性表面活性剂黏度增加，酸液在高渗透层的阻力增大，迫使后续酸液进入低渗透层，从而实现对酸液的转向作用和储层的均匀处理。随后井底压力大幅降低，表明酸液体系沟通了远处的缝洞系统，极大改善了地层的渗流通道。

根据施工后井下温度数据回放可知，处理液进入地层后，井底温度从180 ℃降至90 ℃。冷却效果与施工前数模结果接近，表明非酸螯合体系起到了良好的降温缓蚀缓速效果。

探井A措施前产气量较少，且不稳定。采用 “非酸螯合+高温缓速缓蚀”技术进行施工后，产气量增加55倍，增产效果显著。

5 结论

（1）通过非酸螯合体系降温缓速、深部溶蚀，结合高温缓速缓蚀酸液激活天然裂缝、增大改造范围，适应渤海潜山超高温碳酸盐岩储层酸化改造。

（2）探井A井采用“非酸螯合+高温缓速缓蚀”技术进行施工后产气量增加55倍，增产效果显著。该井的成功实施可为后续类似高温深层碳酸盐岩储层改造施工提供借鉴，同时也可拓展应用到海上深层其他岩性的储层改造，如太古界变质岩等。