程光華 （中海石油 （中國(guó)）有限公司湛江分公司勘探開(kāi)發(fā)部，廣東 湛江 524057）

王麗 （中海石油 （中國(guó)）有限公司湛江分公司研究院，廣東 湛江 524057）

吳木旺 （中海石油 （中國(guó)）有限公司湛江分公司勘探開(kāi)發(fā)部，廣東 湛江 524057）

截至2012年底，南海西部海域已發(fā)現(xiàn)低滲氣藏三級(jí)地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)2000×108m3，約占南海西部海域天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量的40%，其中探明地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)400×108m3。但是，由于海上鉆井及增產(chǎn)改造措施成本高、開(kāi)采速度要求高等特點(diǎn)，尚未形成一套經(jīng)濟(jì)有效的海上低滲氣田開(kāi)發(fā)技術(shù)系列，不足以支持低滲氣田經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)，導(dǎo)致目前開(kāi)發(fā)動(dòng)用儲(chǔ)量?jī)H占探明儲(chǔ)量的10%左右。筆者以文昌A凹陷W氣田珠海組氣藏為研究對(duì)象，研究低滲儲(chǔ)層的成因，并在此基礎(chǔ)上對(duì)儲(chǔ)層改造方案進(jìn)行了室內(nèi)試驗(yàn)及模擬，希望能為該類氣田的有效開(kāi)發(fā)起到指導(dǎo)作用。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

文昌A凹陷是珠江口盆地西部珠三坳陷的二級(jí)構(gòu)造單元，自20世紀(jì)80年代相繼鉆探了多個(gè)小型氣田及含氣構(gòu)造，累計(jì)發(fā)現(xiàn)天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量近200×108m3。W氣田位于文昌A凹陷中部，主要含氣層位珠海組（E3zh），是該區(qū)低滲氣田典型代表 （圖1）。前人研究表明，該區(qū)E3zh巖相古地理發(fā)生了較大的變化，為海陸過(guò)渡相沉積［1］，W氣田主要發(fā)育潮汐影響的扇三角，以潮道砂及潮壩砂體為主［2］。

2 儲(chǔ)層特征及低滲成因

2.1 儲(chǔ)層特征

圖1 W氣田區(qū)域位置示意圖

W氣田E3zh地層一般埋深3100～4200m，重點(diǎn)含氣層段埋深超過(guò)3500m，儲(chǔ)層單層厚度基本在0.5～10m，測(cè)井解釋滲透率大多為0.1～5.0mD，DST測(cè)試日產(chǎn)氣幾十立方米到幾萬(wàn)立方米，測(cè)試產(chǎn)能低，屬于典型低滲氣藏，但氣藏未見(jiàn)水。

E3zh儲(chǔ)層砂巖從細(xì)砂巖～含礫粗砂巖均有分布，巖石類型以長(zhǎng)石石英砂巖及長(zhǎng)石砂巖為主。巖心觀察為灰白色，塊狀構(gòu)造，巖石較致密。砂巖顆粒以粗粒為主，少量中砂，個(gè)別礫石，礫石成分為長(zhǎng)石碎屑。鏡下薄片觀察長(zhǎng)石風(fēng)化程度中等偏淺，碎屑顆粒分選中等，磨圓度次棱－次圓狀，顆粒支撐，點(diǎn)－線式接觸，孔隙式膠結(jié)。填隙物主要為隱晶白云石，另見(jiàn)含鐵白云石局部充填孔隙 （圖2）。

2.2 儲(chǔ)層低滲成因

砂巖儲(chǔ)層物性主要受沉積和成巖作用控制。對(duì)研究區(qū)而言，由于儲(chǔ)層埋藏較深，成巖作用較強(qiáng)，是影響儲(chǔ)層物性的關(guān)鍵因素［3］。通過(guò)對(duì)W氣田探井35塊鏡下薄片觀察分析，認(rèn)為影響E3zh儲(chǔ)層物性的主要成巖作用為壓實(shí)作用及膠結(jié)作用。其中，膠結(jié)作用主要為鐵白云石的膠結(jié)，其次為石英次生加大膠結(jié)，導(dǎo)致孔隙不發(fā)育且連通性差，如圖2所示。對(duì)X1井定量分析也表明，粗砂巖為中等膠結(jié)、強(qiáng)壓實(shí)相，中、細(xì)砂巖為強(qiáng)膠結(jié)、強(qiáng)壓實(shí)相。其中，E3zh儲(chǔ)層壓實(shí)作用損失孔隙度12.5%～16.4%，膠結(jié)作用損失孔隙度7.1%～19.5%，導(dǎo)致原始孔隙減小甚至堵塞，滲透性變差，流體流動(dòng)困難。

圖2 X1井E3zh長(zhǎng)石砂巖鏡下特征

此外，文昌A凹陷E3zh儲(chǔ)層存在中等偏弱水敏、一定程度酸敏，鉆完井過(guò)程中造成儲(chǔ)層污染也是導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透性變差的重要原因。根據(jù)X1井鉆井液配方進(jìn)了室內(nèi)鉆井液污染評(píng)價(jià)試驗(yàn)，結(jié)果表明X1井E3zh儲(chǔ)層在鉆井、完井過(guò)程中均存在中等污染 （表1）。

表1 X1井鉆井液對(duì)儲(chǔ)層污染試驗(yàn)數(shù)據(jù)

因此，針對(duì)W氣田E3zh儲(chǔ)層受膠結(jié)作用、強(qiáng)壓實(shí)作用及鉆完井過(guò)程中造成儲(chǔ)層污染這些實(shí)際情況，有必要對(duì)儲(chǔ)層后期改造措施進(jìn)行探索，以提高單井產(chǎn)能，促使氣田早日開(kāi)發(fā)。

3 儲(chǔ)層改造措施探索

目前，對(duì)于深層或超深層低滲儲(chǔ)層，提高產(chǎn)能的儲(chǔ)層改造最好方法就是壓裂或酸化改造［4］。然而，針對(duì)海上油氣開(kāi)采高投入的特點(diǎn)，鉆探長(zhǎng)水平井獲得高產(chǎn)已成為常用方法［5］，但中后期產(chǎn)能下降較快，減緩遞減方法有限，在此，對(duì)儲(chǔ)層改造方案進(jìn)行了室內(nèi)試驗(yàn)及模擬。

3.1 酸化解堵

酸化是解除近井地帶污染的有效辦法，是油氣井增產(chǎn)、注入井增注的一項(xiàng)有效的技術(shù)措施［6］。其原理是通過(guò)酸液對(duì)巖石膠結(jié)物或地層孔隙、裂縫內(nèi)堵塞物等進(jìn)行溶解和溶蝕，恢復(fù)或提高地層孔隙和裂縫的滲透性，解除近井地帶地層污染［7］。

文昌A凹陷E3zh儲(chǔ)層砂巖伊利石體積分?jǐn)?shù)60%～70%，其次是高嶺石體積分?jǐn)?shù)10%～25%、綠泥石體積分?jǐn)?shù)小于10%。針對(duì)砂巖礦物成分，采用不同濃度的酸液體系對(duì)巖心粉進(jìn)行兩組不同溶蝕試驗(yàn)。首選對(duì)基礎(chǔ)酸液鹽酸進(jìn)行了配置，試驗(yàn)做了5組10次，鹽酸質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為4%、5%、8%、10%及12%，質(zhì)量分?jǐn)?shù)10%HCl的溶蝕率最高9.88%，12%HCl的溶蝕率最高10.6%，考慮節(jié)約成本，配方酸液中鹽酸的基礎(chǔ)質(zhì)量分?jǐn)?shù)確定為10%。在此基礎(chǔ)上，分別對(duì)氫氟酸及土酸各做了3組6次試驗(yàn)，其中氫氟酸配比10%HCl＋2%HF的酸液溶蝕率最高可達(dá)21.84%；土酸配比10%HCl＋8%HBF4的酸液溶蝕率最高可達(dá)18.44%。因此，推薦采用10%HCl＋2%HF配比的氫氟酸酸液體系進(jìn)行儲(chǔ)層酸化解堵 （表2）。

表2 X1井不同濃度氫氟酸、土酸溶蝕試驗(yàn)數(shù)據(jù)表

3.2 壓裂改造

對(duì)X2井?dāng)?shù)值模擬表明，直井壓裂初期產(chǎn)能介于水平井段500～750m的水平井增產(chǎn)效果 （圖3）。因此，建議W氣田投產(chǎn)采用水平井生產(chǎn)，后期進(jìn)行壓裂提高產(chǎn)能。

3.2.1 壓裂液配伍室內(nèi)試驗(yàn)

文昌W氣田儲(chǔ)層溫度在140℃左右，普通的瓜膠壓裂液已不能滿足要求，因此，通過(guò)國(guó)內(nèi)外高溫壓裂液現(xiàn)狀調(diào)研，在室內(nèi)試驗(yàn)研究的基礎(chǔ)上，對(duì)高溫壓裂液進(jìn)行研究?jī)?yōu)選。羧甲基瓜膠耐溫可達(dá)140℃，因此優(yōu)選這種瓜膠作為高溫壓裂液的增稠劑；高溫壓裂液體系添加劑采用有機(jī)鋯；選擇ZPJ5作為配方用助排劑；優(yōu)選防膨率較好的FPJ5作為防膨劑；優(yōu)選了效果較好的SJJ1作為配方用殺菌劑；優(yōu)選了效果較好的WWJ1作為配方用溫度穩(wěn)定劑；針對(duì)醇基壓裂液體系選用NaOH作為pH調(diào)節(jié)劑，并在配制壓裂液基液過(guò)程中將壓裂液基液pH值調(diào)節(jié)到11～12；優(yōu)選PJJ1作為羧甲基瓜膠壓裂液破膠劑。對(duì)壓裂液添加劑與地層流體配伍性進(jìn)行了室內(nèi)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果為無(wú)沉淀，配伍性良好。

按照X1井水型檢測(cè)數(shù)據(jù)，室內(nèi)配制文昌W氣田地層水水樣，取破膠液與地層水按1∶2、1∶1、2∶1的體積比混合，總液量為30mL，試驗(yàn)結(jié)果無(wú)沉淀，配伍性良好 （圖4）。

試驗(yàn)優(yōu)選了10%HCl＋2%HF的酸液體系與TWJ－1鐵離子穩(wěn)定劑、HSJ3高溫緩蝕劑、JZJ－2高溫降阻劑、ZPJ2高溫助排劑等各種添加劑進(jìn)行了室內(nèi)試驗(yàn)，結(jié)果表明優(yōu)選的酸液與各種添加劑混合后在常溫下成乳白色不透明溶液，無(wú)沉淀和分層；而在90℃的條件下，放置4h后成黃褐色不透明溶液，仍無(wú)沉淀和分層出現(xiàn)，表明該酸液體系與各種添加劑具有很好的配伍性。

圖3 X2井壓裂與水平井產(chǎn)能對(duì)比圖

圖4 羧甲基瓜膠壓裂液破膠液與地層水配伍試驗(yàn)

3.2.2 壓裂方式選擇

目前國(guó)內(nèi)外壓裂工藝主要有限流法壓裂技術(shù)、投球法壓裂技術(shù)、CO2泡沫壓裂技術(shù)、多層合壓工藝、封隔器分壓工藝、一趟管柱分層壓裂工藝等［8］。通過(guò)對(duì)國(guó)內(nèi)外常用分壓、合壓工藝的研究，結(jié)合該氣田儲(chǔ)層特征及采用水平井開(kāi)發(fā)的特點(diǎn)，推薦使用油管注入合層壓裂工藝。

3.2.3 壓裂效果預(yù)測(cè)

采用油管注入合層壓裂工藝，對(duì)X1井E3zh進(jìn)行壓裂效果模擬。壓裂井段3556.5～3566.4m，射孔井段3556～3566m，分別模擬加砂17、22、26、31、35m3規(guī)模下的產(chǎn)能 （圖5）。從生產(chǎn)曲線分析看，隨著加砂規(guī)模的增加，產(chǎn)氣量也增加，但是當(dāng)加砂規(guī)模達(dá)到31m3以上產(chǎn)能提高幅度已經(jīng)很小，因此認(rèn)為該井施工規(guī)模定在31m3左右較為合適。

采用上述壓裂材料及酸液體系，應(yīng)用計(jì)算機(jī)模擬，按注攜砂液1.5、2.0、2.5、3.0、3.5m3/min順序逐級(jí)提高排量到設(shè)計(jì)所需排量，防止起泵過(guò)猛，累計(jì)加砂量達(dá)32.5m3。模擬結(jié)果表明，壓裂規(guī)模加砂32.5m3的情況下初期日產(chǎn)氣約7.5×104m3，遠(yuǎn)高于不壓裂情況下初期日產(chǎn)氣2000m3的產(chǎn)量 （圖6）。因此，建議W氣田初期采用水平井生產(chǎn)，后期壓裂增產(chǎn)。

圖5 X1井不同加砂規(guī)模下日產(chǎn)量模擬圖

圖6 X1井壓裂與不壓裂情況下產(chǎn)量圖

4 結(jié) 論

1）文昌A凹陷W氣田E3zh儲(chǔ)層低滲原因主要為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用及鉆完井過(guò)程中造成的儲(chǔ)層中等污染，其中壓實(shí)作用損失孔隙度12.5%～16.4%，膠結(jié)作用損失孔隙度7.1%～19.5%。

2）W氣田儲(chǔ)層酸化改造可有效解除近井帶地層污染，推薦氣田生產(chǎn)初期使用氫氟酸配比10%HCl＋2%HF的酸液進(jìn)行儲(chǔ)層酸化解堵。

3）壓裂可有效提高單井產(chǎn)能，建議W氣田投產(chǎn)初期采用水平井生產(chǎn)，生產(chǎn)后期進(jìn)行儲(chǔ)層壓裂改造。

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［編輯］ 宋換新