胡文庭，何曉波，李楠，關(guān)海杰，楊玉琴

(中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011)

塔河油田外圍超深碳酸鹽巖儲層深度酸壓改造技術(shù)研究與應(yīng)用

胡文庭，何曉波，李楠，關(guān)海杰，楊玉琴

(中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011)

根據(jù)塔河油田外圍碳酸鹽巖儲層超深、高溫和高壓的特點，針對塔河油田油井完井后大多無自然產(chǎn)能、需要通過深度酸壓改造技術(shù)建產(chǎn)的實際情況，研發(fā)了深度酸壓改造技術(shù)并在油田現(xiàn)場取得了較好的增油效果。該技術(shù)解決了塔河油田外圍區(qū)塊超深井碳酸鹽巖儲層深度酸壓改造的難題。

塔河油田；碳酸鹽巖；酸化壓裂；儲層改造

塔河油田位于新疆塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部，主力油層奧陶系屬深層碳酸鹽巖儲層[1]，酸壓工藝技術(shù)為投產(chǎn)、增產(chǎn)的一項主要技術(shù)。但隨著近年油田勘探開發(fā)的深入，外圍區(qū)塊儲層埋深不斷增大(超過7 000 m)、溫度不斷增高(超過150 ℃)，油氣儲集體的類型及成因也與塔河油田主體區(qū)塊存在較大的差異。上述因素導(dǎo)致這些區(qū)塊的地層破裂壓力高、儲層不易壓開，同時由于工作液耐溫性能不足，難以實現(xiàn)深度酸壓改造。

針對上述問題，對塔河油田外圍超深碳酸鹽巖儲層深度酸壓改造技術(shù)進行了研究與現(xiàn)場實踐，并取得了良好的效果，初步解決了塔河油田超深井碳酸鹽巖儲層深度酸壓改造的難題。

1 儲層特征及酸壓改造難點

1.1 儲層地質(zhì)特征

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲層埋深5400～7 300 m，壓力系數(shù)1.1左右，地層溫度120～150 ℃，儲層具有超深、高溫、高壓的特點[2]。奧陶系基質(zhì)巖塊基本不含油，平均滲透率0.018×10-3μm2，孔隙度0.04%～5.24%[3]，儲集空間為裂縫和溶洞，其儲集空間類型為裂縫型、裂縫～孔洞型、裂縫～溶洞型，后兩類較為普遍，油氣滲流通道以裂縫為主。儲集性能主要受裂縫和溶蝕孔洞發(fā)育的影響，儲層分布差異大。原油物性較差，部分原油屬中-高含硫、含蠟、高黏的重質(zhì)原油。先期主要采用裸眼完井，油井完井后大多無自然產(chǎn)能，需要通過酸壓改造建產(chǎn)。

1.2 酸壓改造難點

隨著勘探開發(fā)進程的推進，塔河主體區(qū)塊外圍(托甫臺、艾丁北、于奇東地區(qū))區(qū)域奧陶系儲層埋深逐漸增大(超過7 000 m)，油藏經(jīng)長期深埋、壓實，成巖和后生作用強烈，巖溶作用較弱，儲層致密。以上因素導(dǎo)致塔河油田外圍區(qū)塊的地層破裂壓力、延伸壓力高，塔河外圍區(qū)塊地層破裂壓力梯度高達0.022 MPa/m左右，遠(yuǎn)高于塔河主體區(qū)塊0.016～0.018 MPa/m的破裂壓力梯度，致使該區(qū)域儲層改造作業(yè)地面施工壓力過高，且難以實現(xiàn)深度酸壓技術(shù)改造。

2 酸壓改造技術(shù)[4-5]

2.1 降低施工壓力技術(shù)

2.1.1 壓前預(yù)處理措施

深度射孔技術(shù)、酸液浸泡預(yù)處理及燃爆誘導(dǎo)壓裂技術(shù)是儲層改造常用的降低儲層破裂壓力的壓前預(yù)處理措施，能夠克服地層較高的破裂壓力，降低施工難度。

燃爆誘導(dǎo)壓裂技術(shù)可在近井地帶形成多條徑向裂縫，消除井壁周圍的應(yīng)力集中，然后進行后續(xù)大規(guī)模酸壓施工，進一步延伸已有裂縫，這樣井筒周圍就可以形成多條有高導(dǎo)流能力的酸蝕裂縫，遠(yuǎn)井地帶儲層的滲透性也得到了有效的改善。隨后采用膠凝酸酸化預(yù)處理地層，解除地層近井地帶污染，改善近井滲流通道，促進地層吸液，確保施工近井地帶裂縫順利延伸。

2.1.2 優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)

基于問題的學(xué)習(xí)模式 20世紀(jì)60年代，McMaster University Medical School把基于問題的學(xué)習(xí)模式（Problembased learning，PBL）真正引入教育中并逐漸推廣應(yīng)用。英文中關(guān)于“問題”主要有“problem”和“question”。《教育大辭典》中把問題（problem）也稱作“難題”，需要依據(jù)策略和知識經(jīng)驗重新組合。而簡單的問題（question）可依據(jù)已有的知識立即做出應(yīng)答[4]?；趩栴}的學(xué)習(xí)模式中的“問題”（problem）指的是學(xué)習(xí)情境，學(xué)習(xí)者必須付出一定的努力才能達到教學(xué)目標(biāo)，故用“problem”而非“question”。

為了充分提高施工過程井底有效壓力，在固井質(zhì)量良好的前提下，酸壓施工可以采用“油管淺下”的方法：全井盡可能采用4″及31/2″油管施工，同時井筒下部不下入油管。與傳統(tǒng)的酸壓施工管柱下至管腳的做法相比，在排量4.5 m3/min的情況下，施工摩阻減小到10 MPa左右。

2.1.3 壓裂液加重

針對外圍探井，采用耐溫140 ℃、密度1.3～1.5 g/cm3低傷害加重壓裂液體系。實驗室對加重壓裂液破膠性能、巖心傷害率、濾失性能進行了評價，結(jié)果顯示加重后各項性能均達到現(xiàn)場施工要求。

2.1.4 使用140 MPa井口及施工車組

對于常規(guī)壓力系數(shù)地層而言，若是采用140 MPa井口及車組施工，井口施工壓力可以達到125 MPa以上，施工過程將不會存在地層壓不開及井口壓力超限的問題，甚至多數(shù)井壓裂液無需加重，即可以完全壓開地層，且可以應(yīng)對一些意外情況。

YQ8井2007年7月進行第一次酸壓改造，采用105 MPa井口，施工期間最高排量1.8 m3/min，最高泵壓達到95 MPa，施工過程中由于施工壓力過高，施工被迫中斷，未能達到改造儲層的目的。YQ8井2014年1月進行第二次酸壓改造，采用140 MPa井口，施工期間最高排量6.0 m3/min，最高泵壓達到127.9 MPa，酸壓施工對儲層進行成功改造。

2.2 深度酸壓技術(shù)

2.2.1 復(fù)合酸壓技術(shù)

支撐裂縫導(dǎo)流能力實驗結(jié)果表明：相同閉合壓力條件下，隨著鋪砂濃度的加大，裂縫導(dǎo)流能力增高，但閉合壓力的增加會減弱這一趨勢，在填砂裂縫上進行酸蝕，能夠繼續(xù)再提高裂縫導(dǎo)流能力。尤其對于塔河油田油藏裂縫儲層60～70 MPa的閉合壓力條件下，填砂裂縫導(dǎo)流能力僅為10～30 μm2·cm(流量5 mL/min，陶粒30～50目)；而酸液刻蝕填砂裂縫后，裂縫導(dǎo)流能力達到70 μm2·cm，比酸蝕前提高了2倍。

2.2.2 耐高溫深穿透酸液體系

針對塔河油田酸壓過程中常規(guī)酸液體系酸壓有效作用距離短的問題，開展了新型酸液體系的研究，研制出高溫地面交聯(lián)酸的膠凝劑、交聯(lián)劑，并開展了配方的篩選與綜合性能評價。優(yōu)選出的高溫地面交聯(lián)酸體系室溫放置7天性能穩(wěn)定，延遲交聯(lián)時間3～4 min可調(diào)，酸巖反應(yīng)速度較常規(guī)膠凝酸體系低一個數(shù)量級。同時進行了壓裂液+自生酸深度酸壓技術(shù)現(xiàn)場試驗。該技術(shù)通過前期壓裂液造縫降溫，再采用大排量將具有深穿透、低溶蝕、緩速性能好等特點的自生酸基液頂至裂縫遠(yuǎn)端，提高酸蝕作用波及范圍，實現(xiàn)深度酸壓的目的。

(1)地面交聯(lián)酸體系。地面交聯(lián)酸體系主要由酸用稠化劑、酸用交聯(lián)劑和其它配套的添加劑組成，通過聚合物稠化劑與交聯(lián)劑的配合使用，使酸液形成網(wǎng)絡(luò)凍膠體系。這種凍膠狀態(tài)使其在地層的微裂縫及孔道中的流動極大地限制了液體的濾失，減緩了酸液中H+向已反應(yīng)的巖石表面擴散, 使鮮酸繼續(xù)向深部穿透和自行轉(zhuǎn)向其它的低滲透層，隨著酸液的進一步消耗,黏度隨之降低, 易于返排，是目前最為有效的控制酸液濾失的手段。

實驗室對高溫地面交聯(lián)酸綜合性能進行了評價：高溫地面交聯(lián)酸的高溫流變性能好，在150 ℃、剪切速率170 s-1下，恒溫剪切60 min，測得酸液黏度仍保持在50 mPa·s以上；高溫地面交聯(lián)酸體系酸巖反應(yīng)速度低于其它常規(guī)酸液體系一個數(shù)量級，其緩速性能明顯優(yōu)于其它酸液體系。

(2)自生酸體系。隨著溫度的升高，自生酸在改性黃原膠稠化劑的懸浮作用下，高聚合度羰基化合物(難溶于水)和鹽類發(fā)生反應(yīng)，逐漸生成酸的酸液體系(常溫下反應(yīng)速度極慢)，具有深穿透、低溶蝕的特點，可減緩酸巖反應(yīng)速率，加大酸蝕裂縫長度，實現(xiàn)深度酸壓的目的。

實驗室對高溫地面交聯(lián)酸綜合性能進行了評價：自生酸體系酸質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐漸增大，90 min后，酸濃度趨于平緩，最高酸濃度達到18.0%，表明自生酸在地層中能夠刻蝕巖石，增大裂縫的導(dǎo)流能力；自生酸體系適用于溫度為90～150 ℃的儲層，可達到深度酸壓的目的；自生酸體系導(dǎo)流能力高于其它酸液體系，閉合壓力高于20 MPa后，自生酸體系導(dǎo)流能力低于高溫膠凝酸體系而高于變黏酸和轉(zhuǎn)向酸體系(圖1)。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

針對外圍區(qū)塊超深(大于6 500 m)、高溫(大于150℃)、高破裂壓力梯度(0.018～0.022MPa/m)等儲層改造難點，通過應(yīng)用壓前預(yù)處理措施、140 MPa井口及管柱配套、壓裂液加重、復(fù)合酸壓技術(shù)和耐高溫深穿透酸液體系等，解決了塔河油田超深、高破裂壓力碳酸鹽巖儲層深度酸壓改造的技術(shù)難題。

圖1 四種體系酸蝕導(dǎo)流能力隨閉合壓力變化曲線

2011年10月，對塔河油田外圍區(qū)塊YB1-2X井段進行酸壓，擠入地層總液量1 500 m3，最高泵壓97 MPa，最大排量7.0 m3/min，加40/60目陶粒25.72 t。通過應(yīng)用降低施工壓力技術(shù)、復(fù)合酸壓技術(shù)和耐高溫深穿透酸液體系，成功實施了深度酸壓改造作業(yè)。YB1-2X井壓后初期自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)液77.7 t, 日產(chǎn)油66.3 t，截至到目前，該井累增油2.3×104t。深度酸壓改造技術(shù)的增油效果明顯。

4 結(jié)論與建議

(1)通過采用壓前預(yù)處理措施、配套140 MPa井口及管柱和壓裂液加重技術(shù)，降低了施工壓力；通過采用復(fù)合酸壓技術(shù)和耐高溫深穿透酸液體系，實現(xiàn)了深度酸壓，并取得了良好的增油效果。

(2)由于塔河油田外圍超深碳酸鹽巖儲層深度酸壓改造的復(fù)雜性,后期還需加強優(yōu)化深度酸壓改造的工藝和提高液體的耐溫性能。

[1] 趙海洋，林濤，陳朝剛.塔河油田碳酸鹽巖油藏重復(fù)酸壓可行性研究[J].石油鉆采工藝，2009，31(1):113-116.

[2] 劉平禮，李年銀，趙立強，等.輪南古潛山碳酸鹽巖油氣藏重復(fù)酸壓理論與技術(shù)研究[J].鉆采工藝，2006，29(6):80-82.

[3] 王志杰，青強，李春芹.薄互層特低滲油藏大型壓裂彈性開發(fā)研究[J].石油天然氣學(xué)報，2006，28(1)：115-117.

[4] 張燁，李新勇，米強波，等.塔河油田深層碳酸鹽巖水力加砂壓裂試驗與認(rèn)識[J].新疆石油天然氣，2006，28(2):73-77.

[5] 馬飛，黃貴存，楊逸，等.深層裂縫性儲層降濾失技術(shù)研究[J].石油地質(zhì)與工程，2009，23(1):90-93.

編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)01-0115-03

2014-08-25

胡文庭，工程碩士，1986年生，2012年畢業(yè)于長江大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)從事儲層改造技術(shù)及理論研究。

國家科技重大專項課題6“縫洞型碳酸鹽巖油藏高效酸壓改造技術(shù)”(2011ZX05014-006)

TE357.2

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