陳 祥，趙立強，李小凡，胡兵華，胡忠太，姚鋒盛

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海200050；3.深圳市百勤石油技術(shù)有限公司，廣東深圳518000）

吳奇、胥云等[1-3]闡述了提高油氣藏縱向動用程度的分層改造技術(shù)、提高油氣層滲流能力及擴大泄油面積的水平井分段改造技術(shù)，此后，體積改造技術(shù)成為研究熱點，并在吉林油田[4]、蘇里格氣田[5]和吐哈油田[6]等多個陸地致密砂巖油氣藏成功應(yīng)用。作業(yè)空間限制和易砂堵風險致使海上致密砂巖油氣藏極少進行加砂壓裂，而常規(guī)基質(zhì)酸化措施又難以滿足生產(chǎn)要求，因此，體積酸壓技術(shù)應(yīng)運而生。國內(nèi)外相關(guān)體積酸壓技術(shù)的研究主要有：趙順超等[7]認為酸壓增產(chǎn)機理主要是壓裂產(chǎn)生的剪切滑移和酸液非均勻溶蝕作用使得裂縫形成自支撐；WANG等[8]使用克深8砂巖氣藏巖心對酸壓導(dǎo)流能力進行研究，認為螯合酸優(yōu)于常規(guī)土酸；張璐[9]針對深層高鈣質(zhì)裂縫性致密砂巖儲層體積酸壓，研制了3種適用于“遠、中、近”井帶的酸液體系，并提出多段塞注入工藝；劉建坤等[10]認為采用交替注酸工藝可提高致密砂巖儲層酸壓的有效改造體積，并對交替注酸時機、交替注入級數(shù)、酸液和頂替液組合模式、類型、用量和排量進行了研究；ZHAO等[11]系統(tǒng)性綜述了體積改造技術(shù)所用的暫堵轉(zhuǎn)向措施、措施的特點及應(yīng)用條件；CHE 等[12]在深層高溫高壓克深8砂巖氣藏對比了體積酸壓、非酸解堵和斯倫貝謝StimMORE加砂壓裂三種增產(chǎn)技術(shù)，認為體積酸壓是克深8砂巖氣藏最經(jīng)濟、有效的增產(chǎn)技術(shù)。砂巖儲層體積酸壓技術(shù)研究起步較晚，大多集中在室內(nèi)實驗和陸地應(yīng)用，海上砂巖儲層體積酸壓的報道極少。

通過深入剖析砂巖儲層酸壓易出現(xiàn)的問題，總結(jié)出砂巖儲層體積酸壓所需的地質(zhì)和工程條件。以海上M氣田為例，從5個方面論證了該氣田體積酸壓的可行性，并針對儲層特征和氣田情況，研制了適合于該氣田的酸液體系，配以適當?shù)霓D(zhuǎn)向酸壓工藝進行現(xiàn)場試驗，為海上致密砂巖儲層體積酸壓提供理論依據(jù)和技術(shù)指導(dǎo)。

1 砂巖儲層體積酸壓的必要條件

酸壓是油氣藏增產(chǎn)改造的重要技術(shù)手段，常被用于碳酸鹽巖儲層，而很少用于砂巖儲層，主要原因有：砂巖酸壓易產(chǎn)生二次沉淀，對儲層造成二次傷害；酸液沿裂縫壁面均勻刻蝕，閉合后不易形成具有高導(dǎo)流能力的滲流通道；砂巖儲層膠結(jié)一般較為疏松，酸壓后易破壞巖石結(jié)構(gòu)，造成垮塌或出砂[13]。

砂巖儲層酸壓成功應(yīng)用需滿足的地質(zhì)和工程要求：1）地質(zhì)要求：儲層巖石膠結(jié)性良好，巖石不垮塌或出砂，且儲層天然裂縫較為發(fā)育或含有相當一部分碳酸鹽礦物充填裂縫。2）工程要求：在儲層閉合條件下，酸蝕裂縫仍具有一定的導(dǎo)流能力；酸液的有效作用距離長，即酸液緩速效果好；酸液不會造成儲層巖石結(jié)構(gòu)破壞，避免垮塌和出骨架砂造成堵塞；酸巖反應(yīng)產(chǎn)物對儲層無傷害或傷害較小，即反應(yīng)產(chǎn)物產(chǎn)生的傷害對產(chǎn)能的影響小于酸壓酸蝕裂縫對產(chǎn)能的貢獻。

2 致密砂巖儲層體積酸壓可行性分析

以海上真實致密砂巖氣藏為例，調(diào)研國內(nèi)外體積壓裂技術(shù)，認為儲層巖性特征、脆性指數(shù)、水平應(yīng)力差異系數(shù)和裂縫發(fā)育情況影響著致密砂巖儲層體積酸壓的結(jié)果[14-16]。

2.1 巖性特征分析

巖性特征分析是進行砂巖體積酸壓改造的基礎(chǔ)，采用電鏡掃描、鑄體薄片和X-衍射實驗方法對目標儲層進行巖石礦物成分分析。

圖1為不同深度巖樣的電鏡掃描圖，儲層巖石膠結(jié)致密，有少量微裂縫（圖1a、圖1b）和不均勻分布的溶蝕孔，孔徑約2 μm（圖1c、圖1d），石鹽和長英質(zhì)微粒充填溶蝕裂縫隙（圖1b），云母、石鹽、絲縷狀伊利石和次生加大石英充填粒間孔隙（圖1e、圖1h、圖1i），鈉長石沿解理溶蝕（圖1f），見顆粒發(fā)育（圖1g）?？紫吨饕獮榱?nèi)溶孔、粒間孔隙和被部分充填的裂縫隙，孔隙發(fā)育較差。

圖1 不同深度巖樣電鏡掃描Fig.1 SEM of rock samples at different depths

圖2為目標儲層巖樣鑄體薄片典型特征，碎屑顆粒分選性較好，以中砂為主，泥質(zhì)組分占據(jù)主導(dǎo)，巖石孔隙欠發(fā)育，見少量粒間孔隙和粒內(nèi)溶孔（圖2a、圖2b）；極少量鐵方解石膠結(jié)交代碎屑顆粒（圖2c）；少量云母石英片巖巖屑（圖2d）和受擠壓呈彎片狀的云母（圖2e）；偶見石英自生加大（圖2f）。

圖2 巖樣鑄體薄片典型特征Fig.2 Typical characteristic of thin section of rock sample casting

對不同井段巖樣進行X 衍射分析發(fā)現(xiàn)：不同深度礦物成分及質(zhì)量分數(shù)差異明顯，石英占主導(dǎo)地位，占56.3 %～63.2 %，黏土礦物占11.8 %～25.1 %（0.4 %～1.3 %為高嶺石，1.8 %～7.5 %為伊利石，1.77%～14.8%為綠泥石，2.5%～12.8%為伊/蒙混層黏土礦物），斜長石占4.9 %～11.6 %，鉀長石占1.6%～8.9%，碳酸鹽巖礦物占6.1%～9.3%。

2.2 巖石脆性評價

脆性指數(shù)的大小在很大程度上決定了致密砂巖儲層體積壓裂的可行性。常用的巖石力學(xué)參數(shù)法和礦物組分法可計算目標儲層脆性指數(shù)。

2.2.1 巖石力學(xué)參數(shù)法

當泊松比越小時，彈性模量越大，巖石脆性指數(shù)便越大[17]，越有利于實施壓裂改造。從測井資料中讀取出儲層動態(tài)彈性模量和泊松比，計算得出儲層脆性指數(shù)平均值為0.63，脆性較好。

2.2.2 礦物組分法

儲層礦物組成及含量的不同導(dǎo)致脆性指數(shù)也不同。脆性礦物組分越多，越有利于體積壓裂改造[18]。不同深度巖心礦物組成及含量見表1。

將表1數(shù)值代入式（1），可得5#、38#、62#巖心儲層脆性指數(shù)分別為0.81、0.75、0.87，平均值為0.81。

式中：Brit為脆性指數(shù)；WQ為脆性硅酸鹽礦物含量，%；WT為礦物總含量，%；WCarb為脆性碳酸鹽巖礦物含量，%；WC為方解石含量，%；WD為白云石含量，%。

表1 巖心礦物組成及含量Table1 Core mineral composition and content

綜合兩種計算方法的結(jié)果可知：儲層脆性較好，具備形成復(fù)雜裂縫的物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.3 應(yīng)力特征分析

形成復(fù)雜裂縫系統(tǒng)除了需要具備一定的物質(zhì)基礎(chǔ)外，還應(yīng)滿足水平應(yīng)力條件。BEUGELSDIJK 等[19]提出用水平應(yīng)力差異系數(shù)來表征水平應(yīng)力差對裂縫形態(tài)的影響。當應(yīng)力差異系數(shù)小于0.3時，易形成復(fù)雜裂縫，圖3為水平應(yīng)力分析結(jié)果。如圖3a所示，目標儲層水平應(yīng)力差異系數(shù)平均約為0.15，小于0.3，隔層應(yīng)力差約為7.6 MPa，最大水平應(yīng)力差值（6.5 MPa）小于最小垂向應(yīng)力差值（10.1 MPa），具備形成復(fù)雜縫網(wǎng)的地應(yīng)力條件。由圖3b可知：相同酸液用量下，當施工排量不超過6.0 m3/min 時，裂縫將不會突破隔層，且小排量可有效控制縫高延伸，利于水平方向復(fù)雜裂縫形成。

2.4 天然裂縫發(fā)育情況

致密砂巖氣藏體積酸壓改造不僅需要形成高導(dǎo)流主裂縫，還需溝通天然裂縫。通過室內(nèi)巖心觀察和測井成像資料（圖4）分析可知：目標儲層裂縫較為發(fā)育，裂縫密度為0.81～2.03 條/m，裂縫寬度為0.15～0.76 mm，以充填型裂縫為主，偶見張開型裂縫。

2.5 酸預(yù)處理降低儲層破裂壓力

目標儲層破裂壓力異常高，海上作業(yè)空間受限，不便動用大型壓裂設(shè)備，采用酸預(yù)處理不僅可有效降低儲層破裂壓力且經(jīng)濟適用。酸預(yù)處理降低儲層破裂壓力的機理主要有：1）巖石礦物被部分溶解，巖石性質(zhì)發(fā)生變化。預(yù)處理酸液溶解了如方解石等部分巖石骨架礦物，使得礦物顆粒由大變小，礦物分散程度增加，巖石抗壓強度降低。2）巖石膠結(jié)物被部分溶解，膠結(jié)強度降低。酸預(yù)處理時，隨著巖石膠結(jié)物不斷被溶解，溶液中交換能力強的離子（Ca2+和Fe3+等）不斷增加，加劇置換出黏土礦物（尤其是蒙脫石和伊利石）中的K+、Na+和Mg2+等，離子交換改變了巖石顆粒的雙電層電位，致使靜電作用和化學(xué)鍵能降低[20]。3）儲層部分污染被解除，疏通了孔隙和滲透通道[21]。

圖3 水平應(yīng)力分析結(jié)果Fig.3 Analysis results of horizontal stress

圖4 W2井測井成像Fig.4 Logging image of well-W2

綜上所述，M氣田儲層脆性指數(shù)大，水平應(yīng)力差異系數(shù)小，天然裂縫發(fā)育，酸預(yù)處理可有效降低儲層破裂壓力，因此，M氣田致密砂巖儲層可進行體積酸壓改造。

3 體積酸壓的酸液體系研制

基于目標儲層實際情況，研制主體酸液體系時需要考慮：1）儲層水鎖傷害率較高，要求解除水鎖傷害；2）地層異常高溫，酸液高溫緩速和管柱防腐蝕；3）儲層異常高壓，需增大靜液柱壓力或降低破裂壓力；4）儲層為中等偏強水敏，需具有良好的防膨性能；5）避免或減輕儲層二次傷害，包括鐵沉積和硅酸鹽二次沉淀等；6）要求表面張力低，有助殘酸返排。研制出主體酸液配方為：8 %HCl+5 %SA702+60 %NaBr+1%WD-12+5%SA601+1.5%HJF-94+10%乙醇+1%SA1-1+1%WD-5B+1.5%SA1-7。

3.1 溶蝕性能

將不同酸液體系與巖粉在75°C條件中反應(yīng)2 h，采用失重法計算巖粉溶蝕率（表2）。研制的酸液溶蝕能力遠強于鹽酸，且弱于標準土酸，可避免過渡溶蝕造成巖石骨架疏松。

表2 不同酸液體系對巖粉溶蝕率Table2 Dissolution rate of rock by different acid systems

3.2 主體酸液解除傷害的能力

制備φ2.54 cm×5.00 cm的標準巖心，置于鉆井液中浸泡24 h，用4%NH4Cl 溶液去測定浸泡過鉆井液的巖心滲透率Ko，按照現(xiàn)場常用的注液程序依次注入液體，最后再用4%NH4Cl 溶液去測定主體酸液處理的巖心滲透率Kj。從巖心酸化效果曲線（圖5）可知：Kj/Ko=9.2，說明主體酸液可有效解除儲層污染。

圖5 鉆井液浸泡的巖心的酸化效果曲線Fig.5 Acidizing effect curve of core soaked by drilling fluid

3.3 酸蝕裂縫導(dǎo)流能力

致密砂巖體積酸壓裂縫轉(zhuǎn)向和剪切滑移等現(xiàn)象使得裂縫壁面不能完全閉合，因此，采用壁面粗糙的砂巖板模擬裂縫，將巖板錯開1 mm，并將突出部分打磨平整，在低閉合壓力條件下，將液體按基液→主體酸液→基液的順序注入裂縫，然后逐漸增大閉合壓力。隨著閉合壓力的增加，酸蝕裂縫導(dǎo)流能力總體降低，但仍保持一定的值，當閉合壓力為40 MPa 時，酸蝕裂縫導(dǎo)流能力仍有約8.6 μm2·cm，說明主體酸液可有效增加裂縫導(dǎo)流能力（圖6）。

4 體積酸壓的暫堵轉(zhuǎn)向工藝

致密砂巖體積改造的暫堵轉(zhuǎn)向措施主要為機械封隔和化學(xué)暫堵轉(zhuǎn)向[11，22]。由于目標儲層位于海上，作業(yè)空間受限，且儲層較深、井況復(fù)雜，前期機械封隔作業(yè)失效，因此，采用化學(xué)暫堵轉(zhuǎn)向措施。

圖6 不同閉合壓力下酸蝕裂縫的導(dǎo)流能力Fig.6 Conductivity of acid etched fracture under different closing pressure

4.1 層內(nèi)/縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)

可降解纖維被黏性液體攜帶到裂縫中，暫堵層內(nèi)裂縫，提高縫內(nèi)凈壓力，使得裂縫轉(zhuǎn)向?qū)崿F(xiàn)體積壓裂改造。

4.1.1 可降解纖維的分散流動性

選用長度為6 mm 的J579 可降解纖維進行室內(nèi)實驗，測試不同濃度纖維在蒸餾水和線性膠介質(zhì)中的分散流動性能。實驗結(jié)果顯示：纖維的分散性能不隨纖維濃度和流體介質(zhì)變化而改變，且分散性能很好；低濃度纖維在黏度較高的流體介質(zhì)中流動性能較好；當纖維濃度超過1.5%后，在線性膠介質(zhì)中流動性能降低，因此，酸壓設(shè)計時，纖維濃度不應(yīng)超過1.5%。

4.1.2 可降解纖維的封堵性

實現(xiàn)層內(nèi)轉(zhuǎn)向要求纖維具有一定的封堵能力，而纖維封堵強度與纖維濃度、溫度和裂縫寬度等因素有關(guān)。選用長度為6 mm 的J579 可降解纖維在75°C 條件下測試纖維濃度和裂縫寬度對封堵強度的影響。由表3可知：隨著纖維濃度的增加，纖維封堵強度不斷增大；裂縫寬度增大，導(dǎo)致封堵強度降低；要求封堵強度大于層內(nèi)轉(zhuǎn)向應(yīng)力差（3.8 MPa），小于層間隔層應(yīng)力差（7.6 MPa）；考慮纖維分散性，選用濃度為1.5%的纖維，控制纖維用量可達到層內(nèi)轉(zhuǎn)向封堵的強度要求。

表3 纖維封堵強度測試結(jié)果Table3 Test results of fiber plugging strength

4.2 層間暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)

由于儲層物性差異，常會先壓開某一層位，而實際需求壓開多個層位，因此，需要封堵先壓開的層位，使得井底憋壓從而壓開新的層位，達到體積酸壓的效果。先壓開層位的裂縫寬度較大，僅用可降解纖維難以滿足封堵要求，從而演變出復(fù)合暫堵劑。為提高復(fù)合暫堵劑封堵能力，使用可降解纖維J579（長度6 mm）+可降解小顆粒（粒徑0.8～1.2 mm）+可降解大顆粒（粒徑3～4 mm），小顆粒充填大顆粒之間的空隙，可降解纖維將各種顆粒纏繞。

4.2.1 復(fù)合暫堵劑濃度對封堵強度的影響

模擬裂縫寬度為4 mm，以變注入速率（最高為60 mL/min）將4 000 mL 不同濃度的復(fù)合暫堵劑溶液（暫堵劑A：1.5%纖維+0.4%小顆粒+0.6%大顆粒；暫堵劑B：1.5%纖維+0.8%小顆粒+1.2%大顆粒）注入，隨著復(fù)合暫堵劑的持續(xù)注入，封堵強度不斷升高，復(fù)合暫堵劑A 的封堵強度最高達到11.8 MPa，而復(fù)合暫堵劑B的封堵強度最高達到15.4 MPa（圖7）。當可降解纖維濃度不變時，適當增加大顆粒和小顆粒的濃度可提高封堵強度。

圖7 不同暫堵劑驅(qū)替壓力隨時間變化曲線Fig.7 Time-dependent curve of displacement pressure for different temporary plugging agent

4.2.2 裂縫寬度對封堵能力的影響

模擬裂縫寬度為3 mm、4 mm和5 mm，以變注入速率（最高為60 mL/min）將復(fù)合暫堵劑B 溶液注入。從圖8可知：當復(fù)合暫堵劑濃度不變時，封堵強度隨著裂縫寬度的增加而降低；當顆粒粒徑大于裂縫寬度時，復(fù)合暫堵劑可快速封堵裂縫憋壓，形成的封堵強度高達19.9 MPa；當顆粒粒徑等于或略微小于裂縫寬度時，也可形成較高的封堵強度，最高可達16.1 MPa，但所需時間有所增加；當顆粒粒徑遠小于裂縫寬度時，復(fù)合暫堵劑無法形成有效封堵。

圖8 不同縫寬下驅(qū)替壓力隨時間變化曲線Fig.8 Time-dependent curve of displacement pressure with different fracture widths

目標儲層酸壓動態(tài)裂縫寬度約為2～5 mm，主要為3～4 mm寬的裂縫，復(fù)合暫堵劑B試驗所達到的壓力大于層間隔層應(yīng)力差（7.6 MPa），完全能滿足層間轉(zhuǎn)向封堵強度要求。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

在海上M氣田W2井實施體積酸壓增產(chǎn)改造，酸液用量為350 m3，排量為3.0 m3/min，為降低井口施工壓力，采用酸預(yù)處理使得儲層破裂壓力降低了9.5 MPa，說明酸預(yù)處理可有效降低儲層破裂壓力。注入酸液壓開地層，將125 kg纖維注入新壓開的裂縫，封堵強度達4.3 MPa，水平應(yīng)力差平均約為3.8 MPa，實現(xiàn)層內(nèi)封堵轉(zhuǎn)向，酸液轉(zhuǎn)向壓開新的分支縫。將6 m3暫堵劑B 注入前期壓開的裂縫，封堵強度達8.7 MPa，隔層應(yīng)力差約為7.6 MPa，實現(xiàn)了層間封堵轉(zhuǎn)向，酸壓改造體積為73.9×104m3。

W2 井產(chǎn)氣量從改造前的1.9×104m3/d 提高到13.5×104m3/d，產(chǎn)量增加了6.1倍，體積酸壓增產(chǎn)改造效果明顯，說明致密砂巖氣藏的體積酸壓改造具有很好的適應(yīng)性。

6 結(jié)論與認識

1）基于砂巖儲層酸壓易出現(xiàn)的3 點問題，對地質(zhì)和工程提出了6點要求，為砂巖油氣藏酸壓的儲層選擇提供指導(dǎo)，從巖性特征、脆性指數(shù)、應(yīng)力特征和天然裂縫發(fā)育情況等方面分析認為海上M氣田可壓性較好。

2）針對水鎖傷害嚴重、地層異常高溫、管柱腐蝕、破裂壓力高和水敏傷害等難題，研制出一套酸液體系，酸預(yù)處理可有效降低儲層破裂壓力，使酸蝕裂縫在高閉合壓力下，仍具有較好的導(dǎo)流能力。

3）纖維的暫堵強度較低，適用于縫內(nèi)暫堵；纖維和顆?；旌衔锏臅憾聫姸容^高，適用于層間暫堵。砂巖儲層體積酸壓技術(shù)已成功應(yīng)用于現(xiàn)場，單井產(chǎn)量增加了6.1倍，值得進一步推廣應(yīng)用。