李雪杉于春濤

（1.中國石油吉林油田公司乾安采油廠　2.中國石油吉林油田公司油氣工程研究院）

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伊通盆地異常難壓儲層酸化技術(shù)

李雪杉1于春濤2

（1.中國石油吉林油田公司乾安采油廠2.中國石油吉林油田公司油氣工程研究院）

摘要伊通盆地岔路河儲層有效孔隙度8.4%～14.7%，滲透率0.3～8.9 mD，屬于低孔低滲儲層，壓裂過程中易出現(xiàn)異?，F(xiàn)象。分析認為儲層存在砂泥交互特征，堅硬、致密及鉆井過程中泥漿濾失等原因造成儲層傷害，導致壓裂出現(xiàn)異常壓力高、壓不開、加砂困難等問題。針對儲層巖性及污染特征，優(yōu)選高強度復合酸液體系及添加劑，酸液體系對儲層巖樣溶蝕率大于40%，鉆井泥漿溶蝕率大于28%，通過酸化改造可以使砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生改變，增加儲層的滲透性，有效降低儲層壓裂壓力。現(xiàn)場優(yōu)選1口井開展先導性試驗，酸化處理后壓裂施工壓力下降20%，順利完成壓裂施工，為后續(xù)區(qū)塊開發(fā)提供技術(shù)保障。圖3表4參10

關(guān)鍵詞壓裂異常破裂壓力酸化現(xiàn)場應用

伊通盆地岔路河斷陷西北緣走滑擠壓構(gòu)造帶，是吉林探區(qū)唯一的斷陷盆地，以碎屑沉積巖為主，灰褐色、灰白色粉細砂巖與灰、灰黑色泥巖互層。物性條件復雜、敏感性強，儲層巖性致密以及鉆井過程中泥漿濾失等原因造成儲層傷害，給壓裂改造帶來了極大的困難。壓裂是油田增產(chǎn)改造的關(guān)鍵技術(shù)，而壓不開、施工壓力過高、低砂比砂堵成為制約壓裂改造的技術(shù)難題［1-3］。因此，有必要對異常難壓儲層成因進行分析，借鑒國內(nèi)部分油田異常難壓儲層施工經(jīng)驗，找出相應的處理控制措施，為實現(xiàn)高效勘探開發(fā)提供技術(shù)支撐。本文針對昌51井在壓裂過程中出現(xiàn)異常情況導致壓裂無法順利進行，提出合理的技術(shù)對策，并進行現(xiàn)場試驗，為后續(xù)壓裂順利繼續(xù)進行，提供技術(shù)保障[4]。

1　壓裂異常情況分析

1.1儲層巖心分析

X射線衍射分析和薄片分析數(shù)據(jù)表明，伊通盆地儲層黏土含量中等，平均7.3%，黏土類型為伊利石、高嶺石和伊蒙混層為主，泥質(zhì)含量大于20%，儲層存在砂泥交互特征，堅硬、致密，導致壓裂異常高壓。

1.2鉆井泥漿漏失嚴重

在鉆井過程中出現(xiàn)嚴重的鉆井液漏失現(xiàn)象，統(tǒng)計5口井，鉆井液漏失平均180 m3/井，導致儲層污染程度增加，致使后續(xù)壓裂過程中出現(xiàn)異常高壓現(xiàn)象。

1.3壓裂注入壓力高

通過前期壓裂實施結(jié)果看，井底瞬時停泵壓力72 MPa，梯度0.0258 MPa/m。井底閉合壓力65.3 MPa，梯度0.0238 MPa/m，擬合有效滲透率0.08 mD，儲層致密，楊氏模量50000 MPa，泊松比0.25，儲層堅硬，儲層屬異常高應力儲層特征，排量小于3 m3/min，施工壓力大于64 MPa，加砂困難，無法實施壓裂施工。

表1　伊通盆地儲層巖心分析報告

圖1　伊通盆地部分鉆井液漏失統(tǒng)計

2　酸液技術(shù)

酸化改造技術(shù)主要通過向致密儲層注入高強度酸液體系，通過酸液反應原理，溝通、擴大地層原有孔隙或裂縫，解除油水井井底附近的污染，清除孔隙或裂縫中的堵塞物質(zhì)，提高儲層滲透率，降低儲層壓裂破裂壓力，有效保障后續(xù)壓裂順利進行[5-8]。

2.1配方體系優(yōu)選

（1）巖石溶蝕實驗

針對現(xiàn)場選取巖屑以及巖心，選擇高強度復合酸（HF與HCl混合酸）、有機酸以及氨基磺酸三種酸液體系，模擬油藏溫度進行室內(nèi)溶蝕實驗（實驗溫度90℃，反應時間4 h），實驗結(jié)果顯示，高強度復合酸對巖心/巖屑的溶蝕率在40%以上，滿足現(xiàn)場改造需求。

圖2　不同酸液對儲層巖樣溶蝕率

（2）鉆井泥漿溶蝕實驗

將鉆井泥漿樣品烘干，使用不同酸液體系對泥漿進行溶蝕實驗（實驗溫度90℃，反應時間4 h），實驗結(jié)果見圖3。

圖3　不同酸液類型對鉆井泥漿的溶蝕率

2.2酸液濃度確定

確定酸液體系后，根據(jù)實驗優(yōu)選酸液的最佳使用濃度，常規(guī)15% HCl溶蝕速率20.4%～24.3%，高濃度HCl與HF組合，巖心溶蝕率39%～63%（表2），考慮到高濃度酸液會產(chǎn)生沉淀，造成二次污染，減少沉淀污染，同時減少破壞近井帶地位膠結(jié)強度，實驗選擇前置酸12% HCl，主體酸選擇12%HCl+3%HF。

根據(jù)泥漿基本組份分析，通過酸化措施能夠溶解部分污染物，優(yōu)選高強度復合酸液體系，高強度復合酸對黏土的溶蝕率為28%，同時可以降解聚丙烯酸鉀、羧甲基纖維素、聚陰離子纖維素等聚合物成分。

根據(jù)以上實驗結(jié)果，確定使用高強度復合酸體系。

表2　酸液體系對巖心溶蝕速率實驗（實驗溫度90℃，時間4h）

2.3高溫緩蝕劑的篩選

選擇兩種高溫緩蝕劑1#、2#，P11O試片、N80試片，模擬油藏溫度，進行緩蝕劑篩選試驗，通過實驗結(jié)論，1#緩蝕劑對試片的腐蝕速率小于2.7 g/(m2h)，符合緩蝕要求。

表3　緩蝕劑篩選結(jié)果表（12%HCl+3%HF）

2　酸化改造工藝

2.1酸液用量

儲層天然裂縫發(fā)育碎屑巖儲層，酸液進入裂縫產(chǎn)生漏失，酸液作用距離有限，需要提高酸液用量，使主體酸液進入地層深部，根據(jù)經(jīng)驗處理半徑為3～5 m，采用公式計算[10]：

式中：

V液—所需液量，m3；

R—需要處理的酸化半徑，m；

r—鉆頭半徑，m；

h—待酸化油層的有效厚度，m；

Φ—油層有效孔隙度，%。

2.2多段酸液體系

前置液：12%鹽酸作為前置酸，改善近井地帶流體通道的界面性質(zhì)；

主體酸：12%HCl+3%HF，對儲層巖性及污染物溶蝕，連通油層深部孔隙，提高油層滲透率；

后置液：12%HCl及清水，頂替主體酸，為防止腐蝕油套管柱，將工作液和井筒酸液頂替至地層深部，并改善近井地帶的儲層滲透性。

2.3變排量注入

酸液體系注入采用變排量注入（0.3～0.5 m3/ min），促使酸液能夠充分與儲層鈣質(zhì)發(fā)生反應，防止二次沉淀，增加酸液穿透能力，充分溶蝕基質(zhì)巖心及溝通天然裂縫[5-8]。

3　現(xiàn)場試驗

昌51井（64-66）號小層前期壓裂實施結(jié)果，施工壓力大于64 MPa，排量小于3 m3/min，加砂困難，無法實施壓裂施工。為確保壓裂順利進行，開展酸化改造試驗，儲層厚度14 m，處理深度3～5 m，優(yōu)化設(shè)計前置酸25 m3，主體酸液體系50 m3，后置酸10 m3。采取變排量注入，排量0.3～0.5 m3/min,注入壓力10～50 MPa，悶井4～5 h后開展壓裂施工，施工壓力對比初次壓裂壓力67～53 MPa，下降了20%，排量由3～5 m3/min，加砂60 m3，施工順利完成。

表4　酸化改造施工壓力統(tǒng)計表

4　結(jié)論與認識

（1）伊通盆地低孔低滲儲層壓裂出現(xiàn)異常壓力高、壓不開、加砂困難的問題，主要是儲層存在砂泥交互特征，堅硬、致密等原因造成的儲層傷害所致。

（2）12%HCl+3%HF高強度酸液體系能夠?qū)訋r心以及鉆井泥漿等具有較好的溶蝕作用，溶蝕率大于24%，滿足酸化改造儲層要求。

（3）壓前酸化處理儲層，可以達到溝通、擴大地層原有孔隙或裂縫的目的，提高儲層導流能力，保障后續(xù)壓裂順利進行，技術(shù)經(jīng)濟可行，為伊通盆地壓裂開發(fā)提供技術(shù)保障。

參考文獻

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（修改回稿日期2015-12-07編輯景岷雪）

作者簡介李雪杉，男，1975年出生，1996年畢業(yè)于承德石油高等?？茖W校，工程師，自畢業(yè)以來，一直從事采油及油田化學相關(guān)技術(shù)研究工作。地址：（131400）吉林省松原市乾安縣乾安采油廠工藝所.電話：13756726567。E-mail:lixueshan@petrochina.com.cn