呂 楊，代東每，李鳳瑞，侯 瑞，徐 軍，常 森，唐 婧，文曉輝

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安 710021）

根據(jù)世界油氣和生產(chǎn)資料統(tǒng)計，油氣儲量和產(chǎn)量高達(dá)50 %來自碳酸鹽巖儲層；碳酸鹽巖油氣田是各大油田勘探研究的重點(diǎn)和焦點(diǎn)[1]。蘇里格氣田下古生界蘊(yùn)藏較豐富的碳酸鹽巖資源，是長慶油田穩(wěn)產(chǎn)5 000 萬噸的重點(diǎn)開發(fā)對象之一。面對致密的碳酸鹽巖資源開發(fā)比例增加，亟需尋找提升致密碳酸鹽巖儲層改造效果的新技術(shù)。本文通過自主研發(fā)一套新型酸液體系，結(jié)合致密碳酸鹽巖儲層的地質(zhì)特征，采用大排量溝通天然裂縫的改造工藝，開展了現(xiàn)場試驗研究。

1 儲層發(fā)育裂縫特征

蘇里格氣田東區(qū)廣泛發(fā)育致密碳酸鹽巖儲層。該類氣藏埋藏較深，一般為3 100～3 500 m，巖石主要以白云巖和灰?guī)r為主，儲層表現(xiàn)低壓（0.87～0.94 MPa/100m）、低孔（2 %～6 %）、低滲（0.01～10 mD）、非均質(zhì)性強(qiáng)等特征[4,5]。單純基質(zhì)滲透改善增產(chǎn)效果有限，更高的增產(chǎn)依靠天然裂縫的發(fā)育。該區(qū)巖心實驗結(jié)果（見圖1和圖2），碳酸鹽巖儲層發(fā)育天然縫、溶孔、溶縫等，為下古儲層提供天然的氣流通道。

圖1 白云巖儲層溶孔及溶縫（3 265.3 m，馬五13，Z**）

圖2 微晶白云巖儲層裂縫（SD**-62C1）

2 新型清潔酸液體系開發(fā)

新型清潔酸是在酸液中直接加入強(qiáng)酸基表面活性劑稠化劑形成。由于酸液中強(qiáng)質(zhì)子介質(zhì)使強(qiáng)酸基表面活性劑分子相互纏織在一起的蠕蟲狀膠束，在酸液中產(chǎn)生粘度形成清潔酸液體系。

2.1 強(qiáng)酸基稠化劑產(chǎn)品及評價測試

室內(nèi)按照20 %HCl 和10 %HF（無機(jī)酸）和10 %乙酸（有機(jī)酸）與不同比例強(qiáng)酸基稠化劑進(jìn)行混合，測量其稠化劑增粘和延遲交聯(lián)時間，結(jié)果（見圖3、圖4）。

由實驗結(jié)果可知，強(qiáng)酸基稠化劑在不同酸液中均有較好的溶解增粘性能，隨酸液濃度增加稠化劑溶解時間略微增長；但酸液速溶稠化劑在20 %以內(nèi)濃度的酸液（無機(jī)酸和有機(jī)酸）中溶解增粘時間小于2 min；3%～5 %的強(qiáng)酸基壓裂液稠化劑在不同酸液中初始粘度達(dá)到70～80 mPa·s，能滿足酸化、酸壓及加砂壓裂要求。

圖3 強(qiáng)酸基稠化劑增粘性能

圖4 強(qiáng)酸基稠化劑延長時間性能

2.2 強(qiáng)酸基清潔酸液體系性能

2.2.1 體系耐溫剪切性能 強(qiáng)酸基清潔酸液體系的流變曲線（見圖5）。清潔酸在50 ℃下粘度較低，具有良好的可泵性和降阻性能；在50～80 ℃條件下酸液粘度迅速升至200 mPa·s，在120 ℃條件下剪切60 min 粘度仍能保持在20 mPa·s 以上。因此，對致密裂縫發(fā)育的儲層進(jìn)行改造時，可利用其優(yōu)良的降濾失和緩速性能，實現(xiàn)酸液深穿透的目的，達(dá)到有效增加酸蝕縫長的目的。

圖5 強(qiáng)酸基清潔壓裂液耐溫耐剪切測試

2.2.2 體系緩速性能 室內(nèi)采用馬家溝下古天然巖心對體系進(jìn)行了靜態(tài)酸鹽反應(yīng)試驗，試驗條件：常壓，面容比：1：4，溫度：90 ℃。實驗結(jié)果（見圖6）。

圖6 強(qiáng)酸基清潔壓裂液體系緩速性能測試

由實驗結(jié)果可知，強(qiáng)酸基清潔壓裂液體系殘酸中的鹽酸濃度達(dá)到5 %以下時，所需的時間為普通鹽酸的6～8 倍，具有良好的緩速特征。

2.2.3 體系緩蝕性能 室內(nèi)依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5405-1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標(biāo)》，在90 ℃條件下用N80 鋼片對強(qiáng)酸基壓裂液體系做靜態(tài)緩蝕實驗，其腐蝕速率為5.16 g/m2·h，滿足二級行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

2.2.4 體系破膠 室內(nèi)測試體系在70～110 ℃恒溫靜置3～7h，無須加破膠劑，體系可自動破膠。

2.2.5 體系表界面張力 室內(nèi)測試該體系破膠液殘酸表面張力小于25 mN/m，界面張力低于1 mN/m，說明強(qiáng)酸基稠化劑的加入在完成酸壓（酸化）后能提高入井液殘酸的返排能力。

2.2.6 體系殘渣 室內(nèi)測試體系在90 ℃、4 h 破膠后的破膠液殘渣含量為4.7 mg/L。強(qiáng)酸基壓裂液體系破膠后的殘渣幾乎為零，由于稠化劑主要是由小分子表面活性劑組成，表面活性劑在膠束解離后能完全溶解于酸液中，不存在任何水不溶物。

3 新型酸壓工藝方案及技術(shù)優(yōu)勢

3.1 新型清潔酸酸壓工藝

圍繞如何充分利用蘇里格致密碳酸鹽巖儲層天然縫開展酸壓工藝研究。提出以“增加酸蝕有效距離、延伸作用體積、溝通天然縫和提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力”實現(xiàn)深度改造的主體工藝技術(shù)思路。

3.1.1 不加砂酸壓工藝 （1）適用條件：物性相對較好的儲層；（2）工藝目標(biāo)：溝通更多的天然縫，增大酸蝕作用體積；（3）工藝方式：初期高粘清潔酸造縫，之后低粘清潔酸大排量體積酸壓；（4）排液技術(shù)：液氮全程伴注，伴注比例3 %～5 %。

3.1.2 加砂酸壓工藝 （1）適用條件：高充填致密儲層；（2）工藝目標(biāo)：增大支撐縫長，增強(qiáng)裂縫導(dǎo)流能力；（3）工藝方式：前置液高粘清潔酸造縫，采用大排量多級加砂進(jìn)行充填；（4）排液技術(shù)：液氮全程伴注，伴注比例4 %～6 %。

3.2 技術(shù)優(yōu)勢

（1）“一液兩用”雙重功能，強(qiáng)酸基清潔壓裂液技術(shù)兼有稠化酸酸壓和交聯(lián)酸加砂壓裂技術(shù)兩者的功能。

（2）“連續(xù)混配”施工模式，稠化酸和交聯(lián)酸需要現(xiàn)場提前配液，過程復(fù)雜、勞動強(qiáng)度較高。而強(qiáng)酸基清潔酸液采用“連續(xù)混配”的施工模式，整個作業(yè)過程具有稠化劑比例可控、施工程序簡單、安全風(fēng)險低等特點(diǎn)。

（3）“深度改造”效果優(yōu)勢，強(qiáng)酸基清潔酸液具有良好的緩速、高粘低濾失、較低的管路摩阻等特點(diǎn)，為實現(xiàn)深度改造碳酸鹽巖儲層提供技術(shù)支持。

（4）“清潔低傷害”儲層保護(hù)，強(qiáng)酸基清潔酸液屬于清潔液體，具有良好的儲層保護(hù)作用。

4 現(xiàn)場試驗及效果分析

4.1 酸壓試驗及效果

針對一口物性相對較好的下古井進(jìn)行酸壓試驗，同一井場的鄰井同層位采用稠化酸酸壓工藝。兩口井儲層厚度相當(dāng)，鄰井氣層物性略好。兩口井酸壓后效果：鄰井測試日產(chǎn)16 915 m3、計算無阻流量34 247 m3/d強(qiáng)酸基壓裂液酸壓的試驗井測試日產(chǎn)23 254 m3、計算無阻流量50 247 m3/d。對比鄰井稠化酸酸壓效果表明：強(qiáng)酸基壓裂液酸壓試驗獲得單井產(chǎn)能增加46.7 %的效果優(yōu)勢。

4.2 加砂酸壓試驗及效果

針對另一口物性相對較差的下古儲層井進(jìn)行加砂酸壓試驗。該井前期采用交聯(lián)酸加砂酸壓，由于胍膠殘渣對人工裂縫傷害大。壓裂液粘度高，抑制了酸液在人工裂縫內(nèi)與地層反應(yīng)速度，殘液酸濃度高，酸化效果有限。采用清潔酸加砂酸壓的重復(fù)壓裂施工方案：大前置液量（50 %）、低砂比（10 %）、大排量（3～4 m3/min）、小粒徑支撐劑（40/60 目）。初次交聯(lián)酸加砂壓裂后試氣無阻流量為3 400 m3/d，強(qiáng)酸基清潔酸加砂重復(fù)改造后無阻流量為48 100 m3/d。對比表明：清潔酸加砂酸壓后單井產(chǎn)量提高14.15 倍，增產(chǎn)效果顯著。

5 結(jié)論與認(rèn)識

（1）酸壓改造是低滲碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)的有效途徑，裂縫發(fā)育是致密碳酸鹽巖儲層獲取產(chǎn)能的重要因素。

（2）開發(fā)的強(qiáng)酸基清潔壓裂液具有在地層內(nèi)粘度較高、緩速性能良好、摩阻較低、可酸壓也可加砂酸壓作業(yè)、連續(xù)混配施工等優(yōu)點(diǎn)。

（3）現(xiàn)場2 井次試驗表明：強(qiáng)酸基清潔壓裂液酸壓和加砂壓裂酸化聯(lián)作改造增產(chǎn)效果顯著，為低滲碳酸鹽巖儲層改造提供有利的技術(shù)支持。

［1］ 江懷友. 世界海相碳酸鹽巖油氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀與展望［R］.中國石油經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，2008.

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