海上特低渗砂岩储层酸化增效技术研究与应用*

2022-10-13刘成林刘伟新

石油机械 2022年9期

刘成林任杨孙林刘伟新徐斌

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 3.卡尔加里大学土木工程系 4. OGI地质力学公司)

0 引言

受海上平台空间面积、作业费用和水源等条件限制，目前适应性较广的酸化技术是中国海上油田最主要的增产措施，年施工规模约600井次，取得了显著的增产效果。但随着海上油田勘探开发的不断深入，陆续发现了一批特低渗(5～10 mD)、低渗(10～50 mD)[1]砂岩储层，例如南海东部油田古近系储层探明储量超过5×107m3，其中特低渗、低渗砂岩储层储量占到。这些储层进行酸化施工时通常表现为泵注压力高、排量低、施工压力扩散缓慢[2]，同时酸化作业后增产幅度有限。特别是在特低渗砂岩储层，上述特征更加明显，常规酸化施工遇到较大技术瓶颈。

目前国内研究特低渗、低渗储层酸化主要集中在长庆、延长、吐哈、新疆和塔里木等油田，长庆环江油田延长组平均渗透率0.43 mD[3]，采用多元缓速螯合酸，酸化后降压4.2 MPa，吸水指数增加2倍；长庆姬源油田长4+5油藏[4]平均渗透率0.83 mD，23井次油井酸化，日增油大于5 t；长庆姬塬油田长8超低渗油藏[5-6]渗透率0.1～2.3 mD，采用复合酸和缓速酸等体系，39井次水井酸化，有效率88.2%，平均降压2.1 MPa，单井日增注13 m3；中原文东油田东13特低渗油藏[7]，渗透率小于5 mD，采用无机酸、氟化物、有机酸及有机酸盐复合的缓速酸，应用16口井，100%有效，累计增注54 726 m3，累计增油1 395.4 t。上述情况表明，酸化在此类储层条件下可行，采用复合、缓速的酸液体系是技术共识。

但海上油田低渗砂岩储层开发方式与陆地大不相同，其具有储层跨度大、多层合采以及产量需求高等特点，因此酸化增产效果的需求也有别于陆地。以南海东部43口油井酸化效果统计，累计增产达83.25×104m3，单井增产倍比为2.5，平均单井增油达1.936×104m3，远高于陆地油田。但目前海上油田在特低渗储层实施酸化施工基本以失败告终。针对以上问题，笔者结合海上油田特低渗储层情况进行低效原因分析，找出影响因素，并从酸液体系和酸化工艺两方面进行改进，最后进行现场试验，从而提高海上油田特低渗砂岩储层酸化效果。

1 特低渗砂岩储层酸化典型特征

目前，海上油田特低渗砂岩储层酸化时具有以下3个典型特征。

(1)施工时，泵注压力高、排量低，酸液难以挤注[8-9]。表1为海上油田特低渗、低渗砂岩储层典型井酸化数据。随着渗透率的降低，海上特低渗砂岩储层典型井酸化泵注压力达15.2～25.0 MPa，泵注排量普遍仅为0.2～0.5 m3/min；而海上油田常规低～高渗储层酸化泵注压力一般小于12 MPa，注入排量可达0.5～1.5 m3/min。

(2)施工后，压力扩散缓慢，难以得到明显降压增注曲线。海上油田常规低～高渗储层酸化通常有5～11 MPa的压降效果，酸化作业曲线比较明显；而特低渗砂岩储层通常压力下降小，并随着顶替液的注入，压力上涨快，迟迟无法有效降压。例如表1所示的A10S1井和24H2井等多井酸化以后，压力持续上涨。

表1 海上油田特低渗、低渗砂岩储层典型井酸化数据Table 1 Acidizing data of typical wells in ultra-low permeability and low permeability sandstone reservoirs of offshore oilfield

(3)增产幅度有限。海上油田特低渗砂岩储层酸化一般效果较差，难以达到常规酸化增产效果。

2 酸化低效原因分析

首先对酸化机理进行分析。径向渗流达西公式为[10]：

(1)

式中：Q为注入排量，cm3/s；K为储层平均渗透率，mD；h为储层厚度，m；Δp为井下注入压差，MPa；μ为注入流体黏度，mPa·s；re为供给边缘半径，m；rw为井眼半径，m；S为表皮系数，无因次。

假设表皮系数S全部来源于储层污染，酸化后降为0。由于海上油田酸化泵注排量一般只有0.1～1.5 m3/min，管柱摩阻远小于注入压力，所以忽略管柱摩阻的影响；并采用海上油田ø215.9 mm井眼、供给边缘半径为100 m的参数，由式(1)可以得到：

(2)

式中：Qa为酸后注入排量，cm3/s；Q0为酸前注入排量，cm3/s；Ka为酸后储层平均渗透率，mD；K0为酸前储层平均渗透率，mD；pa为酸后注入压差，MPa；p0为酸前注入压差，MPa。

将式(2)整理可得：

(3)

式中：η为增产倍比，无因次；Ja为酸后注入能力，cm3/(s·MPa)；J0为酸前注入能力，cm3/(s·MPa)。

增产倍比η与酸后渗透率增大倍数Ka/K0、表皮系数S均成正比关系。由于渗透率越高的储层，越易产生钻完修过程的液体侵入污染，其表皮系数一般较高；而渗透率越低的储层，越不容易发生污染，其表皮系数一般较低。

此外，渗透率越低的储层，酸后渗透率增大倍数Ka/K0一般越低。例如采用F1井(井深3 230 m，孔隙度13.49%)、F2井(井深3 726 m，孔隙度10.44%)和F3井(井深3 729 m，孔隙度9.61%)3块天然岩心(分别为高渗、低渗、特低渗储层)，先正向水驱，待稳定之后，再反向驱酸1 h，关停2 h后，再正向水驱。试验结果如表2所示。

表2 体系动态驱替评价试验结果Table 2 Results of system dynamic displacement evaluation test

因此，特低渗砂岩储层更多依靠酸后渗透率增大倍数来提高增产倍比，但通常增产倍比随酸化储层渗透率的降低而降低。例如F3井岩心酸前渗透率为8.7 mD，酸后渗透率增大倍数仅为0.3，若表皮系数为0～1，增产倍比则为1.2～1.6。而对于渗透率越高的储层，酸后渗透率增大倍数和表皮系数相应增加，由于酸化的增产倍比相应更大。例如F1井岩心酸前渗透率为149.0 mD，酸后渗透率增大倍数仅为1.2，若表皮系数为4～10，增产倍比可达3.2～7.4。

污染井平均渗透率计算公式为[10]:

(4)

式中：K1为污染带渗透率，mD；rs为污染半径，m；K2为未污染带渗透率，mD。

考虑酸化后情况，可以得到：

(5)

式中：Ka1为酸化后污染带渗透率，mD；Ka2为酸化后未污染带渗透率，mD。

对于特低渗砂岩储层油井，污染半径足够小，为此可以假设rs=rw，那么将式(5)整理化简之后可得：

(6)

由式(6)可知，特低渗砂岩储层酸化后平均渗透率的增大Ka/K0，主要由未污染带渗透率的增大Ka2/K2决定。

而对于低～高渗储层，污染半径假设取2 m，同时假定储层为均质储层，酸化后可使2 m内渗透率恢复至原值，且有Ka1=Ka2=K2，因此，公式(5)整理后可得：

(7)

由式(7)可知，低～高渗储层酸化后平均渗透率的增大Ka/K0，主要由污染带渗透率K2/K1的增大决定。

由此可见，低～高渗储层更多是由于伤害导致近井筒渗透率下降，污染因素是主因，而酸化主要是解除近井筒表皮伤害，并且增产倍比比特低渗砂岩储层大。而特低渗砂岩储层酸化主要依靠酸溶蚀增加渗透率，物性因素是主因，但目前特低渗砂岩储层酸化半径有限，且酸后渗透率增加幅度相对低～高渗储层更低。

根据表1和式(6)，特低渗砂岩储层需要在供给边缘半径范围内提高平均渗透率2倍以上，才能发挥较为理想的增产效果。因此，强化酸液溶蚀效果和增强酸化受效半径是进一步提高特低渗砂岩储层酸化效果的方法。

3 特低渗砂岩储层强溶酸液体系

针对特低渗～低渗砂岩储层酸化，国内技术人员相继研发了微乳酸、复合酸、活性酸、缓速酸、HV 酸和硝酸系列[11-15]等酸液体系。这些体系主要从改善润湿性、单体系自身缓速、双体系再生缓速及增强溶蚀等方面来提高酸化效果。

同时由于砂岩成分相对固定，一般由石英、长石、黏土和碳酸盐岩等矿物组成；酸液根据砂岩各种矿物组成，主要溶蚀长石、黏土和碳酸盐岩；而对石英溶蚀率相对偏低，其可溶物含量决定了酸液溶蚀率的大小。

砂岩酸化中，成本低且具有强溶蚀效果的是以盐酸、氢氟酸复配的土酸体系，所以采用该基础配方。此外，为了发挥体系的缓速性，在其中添加一定量氟硼酸。按盐酸6%、9%和12%，氟硼酸4%、6%和8%，氢氟酸1%、2%和3%质量分数进行组合复配，采用正交法并选用F4井(3 963～3 978 m)、F5井(3 421～3 433 m)和F8井(3 725～3 735 m)3口特低渗探井岩屑进行酸化溶蚀试验，结果如图1、图2和表3所示。

图1 试验用特低渗储层岩屑Fig.1 Cuttings of ultra-low permeability reservoir for test

图2 酸、岩混合后溶蚀反应Fig.2 Corrosion reaction after mixing of acid and rock

通过岩屑静态溶蚀试验，优选盐酸、氟硼酸和氢氟酸3种酸液合适的配方与溶蚀率最大的药剂配方组作为合适的酸化配方。由表3可知，3口特低渗探井岩屑溶蚀率最大分别44.42%、26.03%和30.05%，其药剂配方均为12%HCl+4%HBF4+3%HF主体酸配方，数据具有平行一致性，因此选用该主体酸配方，从而进一步发挥酸溶效果。

表3 F4、F5和F8井岩屑酸化溶蚀试验结果 %Table 3 Results of acidizing corrosion tests of cuttings from Wells F4,F5 and F8 %

4 特低渗砂岩储层酸化工艺

常规酸化半径极其有限，通常为1～2 m，难以达到供给边缘半径的规模，因此，需要具有改造力度的工艺措施，增强酸化效果。纵观国内外相关增产措施技术，仅岩石力学扩容和水力压裂具备此规模条件。

岩石扩容[16-19]是一项低成本的储层改造新技术，它是通过控制地面泵注压力，使井底压力介于储层岩石最小主应力和地层破裂压力之间，并通过不断的压力脉冲(按高压、停泵的交替顺序)，使岩石发生塑性疲劳变形，从而使岩石产生垂向高渗透率和孔隙度的扩容带。该项技术改造力度可达十几米到上百米，不需要加入支撑剂，可不使用压裂液等化学药剂，该技术在海上平台空间受限、作业成本偏高的中国海上油田具有一定技术优势。

酸化工艺的技术思路是通过岩石扩容技术进一步提高酸化改造半径，再通过酸液溶蚀扩缝，从而增强特低渗砂岩储层酸化效果，提高特低渗油田开发效益。

岩石扩容的施工需要通过数模和物模结合以获得参考数据。根据前期的岩石力学试验，计算最小主应力及破裂压力值，扩容压力介于两值之间。以A2S1井为例，根据该井以往岩石力学参数，最小主应力梯度为0.015 MPa/m，地层破裂压力梯度为0.019 MPa/m，再考虑对应深度的液柱压力和管柱摩阻，因此合适的岩石扩容压力应在16～31 MPa之间。此外，模拟需要扩容的液量和合适的时间，该参数下孔隙压力波及至一定范围，随后增长缓慢，同时储层岩石的体积应变大于0.5%的区域即为扩容带。研究表明，在该数值情况下，岩石孔隙度和渗透率将有明显改善。

A2S1井扩容压力模拟结果如表4所示。

表4 A2S1井扩容压力模拟结果Table 4 Results of flash pressure simulation of Well A2S1

采用耦合岩石力学有限元模型模拟了扩容区的发展过程。数值模拟采用储层或类似储层岩石力学参数和地应力参数，并考虑了非线性岩石力学本构关系模型和渗透率模型，扩容需要的输入参数及其物理意义如下。

(1)非线性弹性模量，数据来源于通过岩石力学三轴试验数据转换，物理意义为预测砂岩的弹性刚度随着有效地应力的变化而变化。

(2)考虑扩容的岩石力学弹塑性本构关系，数据来源于通过岩石力学三轴试验数据曲线标定，物理意义为预测扩容区的扩展和扩容区内孔隙度的变化。

(3)储层孔隙度，数据来源于地质报告或者地质模型，物理意义为地层的基础输入。

(4)非线性渗透率变化，数据来源于通过试验数据标定，物理意义为预测扩容区内的渗透率变化和扩展。

通过扩容模拟，可预测井周扩容区和应力分布情况，以及合适的扩容带范围，以便确定扩容参数，如合适的扩容时间和扩容液量。

5 应用案例

A2S1井为F油田一口典型海上油田特低渗砂岩储层，其物性参数如表5所示。

表5 A2S1井物性参数情况Table 5 Physical parameters of Well A2S1

该井储层深度3256.2～3433.0 m，分别开发EP1、EP2和EP3共3层，储层跨度达176.8m，合计射孔55.5 m，渗透率2.2～21.6 mD，平均渗透率8.0 mD。

该井产量低，3层合采日产液量为67.4 m3，具有海上低渗砂岩储层大段合采典型的生产特点。由于该井物性较差，液量偏低，所以计划进行酸化增产。

5.1 笼统酸化

A2S1井先进行了常规笼统酸化，效果较差，因此进行岩石扩容酸化作业。该井具有特低渗砂岩储层酸化的典型特征，酸化时泵注压力最高达26.3 MPa。前置液进入地层后，泵注压力由24.5 MPa降至23.0 MPa；主体酸进入地层后，泵注压力由25.5 MPa降至24.0 MPa，酸化有明显的压降效果。但特低渗砂岩储层近井筒压力扩散慢，停泵后进行压降测试，20 min后压力才有效降落，证明物性不好。本次酸化增产倍比不到1.1。

5.2 岩石扩容酸化

岩石扩容时，先挤入140 m3生产水，再挤入酸液58 m3，最后挤入顶替液及扩容生产水54 m3。

扩容阶段施工曲线如图3所示。施工时，以最高31 MPa的高压，0.5 m3/min的排量反复冲击储层，多达20余周期，共挤入140 m3生产水。扩容模拟软件显示该层的扩容孔隙度增量为0.8%，扩容半径为11.5 m。

图3 A2S1井扩容阶段施工曲线Fig.3 Operation curve of Well A2S1 in dilation stage

A2S1井酸化扩容阶段施工曲线如图4所示。施工时排量稳定在0.15～0.20 m3/min，泵注压力从20.69 MPa下降至8.97 MPa并稳定，呈现明显的降压效果；与试挤注测试数据对比，固井泵试挤注在19.31 MPa压力下排量为0.159 m3/min，最后阶段钻井泵挤注在8.97 MPa压力下排量为0.15 m3/min，地层吸液能力明显增强。