王道成　張 燕　趙萬偉　向 超　原 勵　龍順敏　孫 川　王 川　劉友權　石曉松

中國石油西南油氣田公司天然氣研究院

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四川盆地震旦系儲層改造液體選擇技術研究①

王道成張 燕趙萬偉向 超原 勵龍順敏孫 川王 川劉友權石曉松

中國石油西南油氣田公司天然氣研究院

摘要四川盆地高石梯～磨溪構(gòu)造帶震旦系儲層具有溫度高、埋藏深、儲層縫洞發(fā)育、非均質(zhì)性強等特征，針對性的酸液體系及配方選擇是獲得此類儲層增產(chǎn)改造的關鍵因素之一。結(jié)合震旦系儲層特征，分析了儲層改造技術難點，開展了針對性的酸液性能評價試驗研究，結(jié)果表明：①膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸具有良好的控濾失性能，濾失系數(shù)為10-4～10-5級；②膠凝酸、交聯(lián)酸具有較低的摩阻，平均摩阻系數(shù)分別為0.377 7和0.366 4；③膠凝酸、交聯(lián)酸具有較低的酸巖反應速率，平均酸巖反應速率為10-5級；④轉(zhuǎn)向酸可對40倍滲透率巖心實現(xiàn)轉(zhuǎn)向，變黏黏度可達70 mPa·s；⑤可降解纖維在150 ℃下，2.5 h可完全降解。試驗表明，注入壓力提高了3.2 MPa。探索形成了4類儲層特征下針對性的酸液體系優(yōu)選原則，優(yōu)選的酸液體系在震旦系儲層得到了大量的應用。

關鍵詞四川盆地高石梯磨溪震旦系儲層改造濾失摩阻酸巖反應轉(zhuǎn)向

四川盆地高石梯～磨溪構(gòu)造帶震旦系儲層位于川中古隆起平緩構(gòu)造區(qū)。2011年，震旦系氣藏勘探取得了重大發(fā)現(xiàn)，GS1井震旦系燈二儲層試油測試產(chǎn)量超過100×104m3/d。前期儲層改造酸液體系的選擇主要借鑒國內(nèi)外成功的研究成果，沒有開展針對震旦系儲層巖性、物性條件下的酸液性能評價，缺少詳細的數(shù)據(jù)支撐，沒有形成系統(tǒng)性的儲層改造液體選擇技術，導致部分施工井難以從液體體系對施工效果的影響進行評價。從儲層特征及改造技術難點出發(fā)，分析了影響儲層改造效果的主要難點為：儲層近井帶污染、溫度高、非均質(zhì)性強等因素。評價了系列常用酸液體系性能：酸液濾失性能、降阻性能、酸巖反應速率及轉(zhuǎn)向性能，初步形成了酸液體系的選擇原則，在現(xiàn)場成功應用28井次。

1儲層概況及改造難點分析

震旦系氣藏是目前四川盆地發(fā)現(xiàn)的最古老的碳酸鹽巖氣藏，氣藏的形成和演化經(jīng)歷了長期復雜的過程。儲集巖主要為砂屑云巖、藻凝塊云巖、藻疊層云巖；儲層類型主要為裂縫～孔洞型、裂縫～孔隙型、洞穴型；喉道類型以縮頸喉道和片狀喉道為主，孔喉分選較差，非均質(zhì)性強(圖1)。物性分析表明，平均孔隙度為3.21%，平均滲透率為2.19×10-3μm2，總體表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率特征。氣藏埋深5 000～6 200 m，溫度150～160 ℃，H2S質(zhì)量濃度達45.7 g/m3[1-2]。

通過對儲層特征進行分析，存在以下改造難點：①儲層以裂縫孔洞發(fā)育為主，容易受鉆井液等外來流體侵入污染，酸液體系需要具有有效解除近井帶污染的能力及較低的濾失性能。室內(nèi)評價試驗表明，鉆井液侵入后，巖心的滲透率傷害率達到65.66%～99.60%，酸化后滲透率恢復到初始的3.86～13.72倍(見圖2及表1)；②儲層埋藏深，巖石彈性模量在(6.27～10.55)×104MPa，多井次的施工壓力達到115 MPa，井底壓力超過160 MPa，要求酸液體系具有低摩阻、低濾失、深穿透等性能；③儲層溫度高，酸巖反應速率快，酸液有效作用距離短。試驗評價表明，常規(guī)酸反應時間不到30 min即變?yōu)闅埶幔F(xiàn)場施工酸液體系需要具有較長的酸巖反應時間；④儲層非均質(zhì)性強，均勻布酸困難，導致部分儲層段無法貢獻產(chǎn)氣量，多數(shù)施工儲層段縱向上不同程度發(fā)育，部分井儲層段滲透率差值可達到百倍以上，厚度大于50 m，酸液體系需要具有良好的轉(zhuǎn)向性能，保證酸液能夠有效地進入污染嚴重儲層段，改善儲層滲透率[3]。

表1 鉆井液污染及解除效果試驗評價表Table1 Drillingmudpollutionandremovalevaluationtest巖樣編號初始滲透率/10-3μm2鉆井液傷害后滲透率/10-3μm2注入酸液后滲透率/10-3μm2酸化后滲透率恢復率/倍115.43215.299359.55023.8624.33410.017259.483313.72

2針對性儲層改造液體技術評價及優(yōu)選

2.1酸液體系濾失性能評價

結(jié)合前人針對酸液的濾失性能評價開展的大量研究成果及震旦系儲層特征，建立了濾失系統(tǒng)評價方法，即采用帶攪拌罐巖心流動評價裝置模擬酸液濾失試驗，試驗過程中設定注入壓差，注入液罐中的酸液以一定的速度進行攪拌，記錄每分鐘酸液從巖心末端的濾失量，直到酸液突破巖心即結(jié)束試驗；如果在120 min內(nèi)沒有突破巖心，即停止試驗。數(shù)據(jù)處理時以時間的平方根為橫坐標，濾失體積為縱坐標作圖，回歸曲線斜率，并求出同一壓差下的濾失系數(shù)[4-7]。

采用國內(nèi)外碳酸鹽巖儲層較為常用的膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸、交聯(lián)酸和自生酸等4種酸液體系進行了試驗評價。從評價結(jié)果可以看出，膠凝酸濾失系數(shù)達到10-5級，巖心的入口及出口都產(chǎn)生了較為細小的蚓孔(見圖3)；轉(zhuǎn)向酸變黏后黏度最高達70 mPa·s，濾失系數(shù)達到10-4級，巖心出口端產(chǎn)生了一個主蚓孔和多個細小蚓孔(見圖4)；交聯(lián)酸的濾失系數(shù)與轉(zhuǎn)向酸基本相當，濾失系數(shù)達到10-4級；自生酸滑溜水與自生酸基液的濾失性能基本相當，濾失系數(shù)達到10-3級，濾失性能較大，適用于大規(guī)模壓裂產(chǎn)生濾失、造復雜縫網(wǎng)。實驗結(jié)果表明，膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸具有良好的控濾失性能，自生酸滑溜水可以形成復雜封網(wǎng)(見圖5)。

2.2酸液體系摩阻性能評價

酸液的摩阻性能直接影響施工排量是否達到設計要求、施工能否成功壓開儲層，影響酸液的有效作用距離及裂縫導流能力。通常通過室內(nèi)試驗及現(xiàn)場測試獲得酸液摩阻系數(shù)，室內(nèi)摩阻測試裝置可以獲得液體體系摩阻變化趨勢，但室內(nèi)測試結(jié)果與實際值有一定的偏差；現(xiàn)場井底壓力與施工壓力測試可以獲得液體的真實摩阻性能，但是成本較高，技術難度大。通過現(xiàn)場施工井井底壓力和施工壓力數(shù)據(jù)的分析，獲得高石梯磨溪構(gòu)造帶不同液體體系摩阻性能，獲得了4種酸液體系的現(xiàn)場摩阻系數(shù)。膠凝酸的平均摩阻系數(shù)為0.377 7，交聯(lián)酸為0.366 4，轉(zhuǎn)向酸為0.508 5，自生酸前置液為0.488 9(見圖6)。實驗結(jié)果表明，膠凝酸、交聯(lián)酸具有較低的摩阻，在相同施工壓力條件下，可以獲得更大的施工排量，有利于酸液實現(xiàn)深穿透[8]。

2.3酸液體系酸巖反應速率評價

酸液耐高溫、具有深穿透的性能可以通過酸巖反應速率、濾失性能等參數(shù)進行間接表征。雖然酸巖反應速率評價方法主要采用SY/T 6526-2002《鹽酸與碳酸巖動態(tài)反應速率測定方法》，但此方法建立在模擬裂縫儲層的條件下進行，實驗設備、實驗過程較為復雜，實際中較少采用此方法進行測試。目前，較為通用的做法為采用旋轉(zhuǎn)圓盤進行評價，通過酸液濃度的變化來測定酸巖反應速率。由于自生酸反應原理為可逆反應，通過測定酸巖反應時間與體系中Ca2+濃度或溶蝕率的關系來表征酸與巖石的反應過程。

從酸巖反應速率結(jié)果可以看出，膠凝酸、交聯(lián)酸的反應速率達到10-5級，具有較好的緩速性能，在地層條件下可以獲得更長的反應時間，酸液穿透更遠的距離(見圖7 )。自生酸體系持續(xù)放酸達6 h，自生酸在1 h內(nèi)的有效溶蝕率為47%，表明該自生酸在1～6 h內(nèi)對碳酸巖均具有酸巖反應能力(見圖8)。實驗結(jié)果表明，自生酸可以長時間保持酸液活性，實現(xiàn)深度穿透[9-10]。

2.4物理化學轉(zhuǎn)向劑性能評價

對非均質(zhì)性嚴重儲層，改造技術的關鍵在于如何使酸液有效解除整個施工段的污染，恢復或提高儲層滲透率，通過化學和物理轉(zhuǎn)向劑的有機結(jié)合，提高了封堵基質(zhì)儲層、天然裂縫、人工裂縫及孔洞的能力，可以實現(xiàn)不同滲透率范圍儲層的轉(zhuǎn)向，提高井底壓力，實現(xiàn)層間及層內(nèi)物理化學轉(zhuǎn)向，提高均勻布酸效果[11-19]。

室內(nèi)利用雙巖心流動試驗評價轉(zhuǎn)向性能，采用滲透率差值分別為11.7倍、28.3倍、40.2倍的兩塊巖心同時進行改造。評價結(jié)果表明，轉(zhuǎn)向酸體系可以對相差40倍滲透率儲層實現(xiàn)有效轉(zhuǎn)向，改善低滲透巖心滲透率(見圖9)。轉(zhuǎn)向酸變黏時最大黏度值達到70 mPa·s，殘酸破膠以后黏度降低為5 mPa·s以內(nèi)，該變黏過程持續(xù)時間超過60 min，可以有效提高封堵效果(見圖10)。采用2 mm寬槽模擬縫(洞)儲層，用纖維進行充填模擬封堵效果。評價結(jié)果表明，纖維可提高注入壓力3.2 MPa以上。纖維在150 ℃下，2.5 h可以完全降解，現(xiàn)場施工后并不會對儲層造成二次傷害(見圖11～圖12)。實驗結(jié)果表明，轉(zhuǎn)向酸對基質(zhì)儲層、纖維對縫(洞)儲層可實現(xiàn)有效轉(zhuǎn)向。

2.5儲層改造液體技術優(yōu)選

以上述液體的濾失、摩阻、酸巖反應速率及轉(zhuǎn)向等4大性能評價結(jié)果為基礎，結(jié)合導流能力、殘酸傷害、儲層特征及前人的研究成果，初步形成了針對性的選擇原則[1-2，20](見表2)。

表2 震旦系儲層改造液體選擇方式Table2 StimulationfluidoptimumprincipleofSiniansystemreservoir序號孔隙度/%滲透率/10-3μm2縫洞發(fā)育情況改造思路推薦液體技術1≥6≥2縫洞發(fā)育解除堵塞溝通縫洞膠凝酸轉(zhuǎn)向酸+纖維24～61～2裂縫發(fā)育擴大改造體積溝通裂縫膠凝酸自生酸前置液33～50.5～1縫洞不發(fā)育,溶蝕孔洞發(fā)育深度改造提高滲流面積膠凝酸交聯(lián)自生酸42～40.1～1縫洞不發(fā)育,基質(zhì)型儲層低傷害擴大滲流面積交聯(lián)酸(膠凝酸)自生酸

(1) 縫洞發(fā)育儲層，以溝通縫洞為目的，根據(jù)解堵或大規(guī)模酸壓工藝設計要求，采用膠凝酸解除污染并在近井帶形成高導流能力滲流通道，如果施工井段較長，可以考慮采用轉(zhuǎn)向酸+纖維進行全井段均勻布酸。

(2) 裂縫發(fā)育儲層，以擴大改造體積，網(wǎng)狀溝通裂縫為目的，根據(jù)大規(guī)模酸壓工藝設計要求，采用自生酸前置液降溫造縫，膠凝酸形成近井帶高導流滲流通道。

(3) 縫洞不發(fā)育，溶蝕孔洞發(fā)育儲層，以深度改造為目的，根據(jù)深度酸壓設計要求，采用交聯(lián)自生酸提高酸蝕裂縫長度，擴大滲流面積，膠凝酸形成近井帶高導流滲流通道。

(4) 縫洞不發(fā)育，基質(zhì)型儲層，以擴大滲流面積、降低傷害為目的，根據(jù)深度酸壓設計要求，采用自生酸體系形成復雜縫網(wǎng)，長時間保持酸液活性，刻蝕遠井儲層，配合交聯(lián)酸或膠凝酸提高酸蝕裂縫長度及導流能力。

由于震旦系儲層較為復雜，施工井儲層較深，結(jié)合儲層特征及施工工藝設計要求，需要對具體施工井進行針對性的液體技術研究，對摩阻、濾失、緩速及轉(zhuǎn)向等性能綜合考慮，提高儲層改造效果。

3現(xiàn)場應用

通過對常用液體進行性能評價研究，明確了不同液體體系性能，針對具體施工井儲層特征，形成了針對性的液體體系選擇依據(jù)，在高石梯磨溪震旦系儲層推廣應用效果顯著，有效地解決了震旦系高溫、非均質(zhì)性嚴重儲層傷害及深度酸化技術難題，恢復或提高了油氣井測試產(chǎn)量，明顯提高了液體類型選擇的針對性及有效性。

X施工井位于四川盆地樂山～龍女寺古隆起高石梯構(gòu)造震頂構(gòu)造高部位，施工段為震旦系燈二段，井深為5 300 m，施工段長度約90 m，儲層溫度約150 ℃，為裂縫～孔隙型儲層，測井顯示縫洞發(fā)育。綜合分析表明，該井施工存在井深、溫度高、井段長、非均質(zhì)性強等特點，結(jié)合儲層改造液體選擇技術及工藝參數(shù)模擬計算，推薦采用耐高溫、轉(zhuǎn)向性能好的340 m3轉(zhuǎn)向酸+600 kg纖維體系進行施工，實現(xiàn)均勻布酸、溝通遠井縫(洞)系統(tǒng)?，F(xiàn)場施工井底壓力數(shù)據(jù)表明，酸液解堵效果明顯，轉(zhuǎn)向酸和纖維進入地層后轉(zhuǎn)向效果明顯，施工井底壓力可提高5 MPa以上，施工后測試產(chǎn)量超過100×104m3/d(見圖13)。

4結(jié) 論

(1) 震旦系儲層具有易污染、儲層埋藏深、溫度高、非均質(zhì)性強等特征，整體表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率特征，酸液體系應具有污染解除能力強、摩阻低、耐溫性能好、實現(xiàn)均勻布酸等性能。

(2) 酸液性能評價實驗表明：膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸、交聯(lián)酸及自生酸的濾失系數(shù)逐漸增大；膠凝酸與交聯(lián)酸摩阻較小，轉(zhuǎn)向酸與自生酸摩阻相對較大；自生酸、交聯(lián)酸、膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸、常規(guī)酸的酸巖反應速率逐漸增大；轉(zhuǎn)向酸可對相差40倍滲透率儲層實現(xiàn)轉(zhuǎn)向，變黏黏度達70 mPa·s，可降解纖維室內(nèi)封堵壓力大于3 MPa，且2.5 h可完全降解。

(3) 形成的液體選擇技術表明：縫洞發(fā)育儲層，推薦采用膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸+纖維體系；裂縫發(fā)育儲層，推薦膠凝酸、自生酸前置液體系；縫洞不發(fā)育，溶蝕孔洞發(fā)育儲層，推薦膠凝酸、交聯(lián)自生酸體系；縫洞不發(fā)育，基質(zhì)型儲層，推薦交聯(lián)酸(膠凝酸)、自生酸體系。

參 考 文 獻

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Research of liquid system selection technology of Sinian system reservoir stimulation in Sichuan Basin

Wang Daocheng, Zhang Yan, Zhao Wanwei, Xiang Chao, Yuan Li,Long Shunmin, Sun Chuan, Wang Chuan, Liu Youquan, Shi Xiaosong

(ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu610213,China)

Abstract:The reservoir of Gaoshiti-Moxi structure of Sinian system in Sichuan Basin has the characteristics of high temperature, deep buried, fractured-vuggy development and strong reservoir heterogeneity. The acid fluid system and formula selection is one of the key factors to stimulate the reservoir and increase production. Combined with the characters of Sinian system, the technical difficulties of reservoir stimulation were analyzed, the acid liquid system performance experiments were carried out, and results showed that:①The filtration performance of gelled acid and VES acid is good, and the filtration coefficient is about 10-4-10-5level；②the friction resistance of gelled acid and cross-linked acid is low ,the average friction coefficient is 0.377 7 and 0.366 4 for each acid；③the acid-rock reaction rate of gelled acid and cross-linked acid is low, and the average reaction rate is about 10-5level；④the VES acid can treat the 40 times permeability cores diverting successfully, and the most variable viscosity can reach 70 mPa·s；under 150 ℃ for 2.5 h, the degradable fiber can degrade completely, the injection pressure can achieve 3.2 MPa in the test. Finally, the acid system optimum principles have developed based on four types of reservoir characteristics, and the optimized acid systems have successfully applied in Sinian system reservoir.

Key words:Sichuan Basin, Gaoshiti, Moxi, Sinian system, reservoir stimulation, filtration, friction resistance, acid-rock reaction, diverting

基金項目：中國石油天然氣股份有限公司油氣勘探重點工程技術攻關項目“超深高溫高壓含硫化氫儲層及復雜巖性低滲儲層試油(含措施改造)配套技術研究”。

作者簡介：王道成(1981-)，高級工程師，博士?，F(xiàn)就職于中國石油西南油氣田公司天然氣研究院，主要從事油氣田開發(fā)化學液體技術研究。E- mail:wang_dch@petrochina.com.cn

中圖分類號：TE357.2

文獻標志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2016.03.011

收稿日期：2016-01-22；編輯：馮學軍