崔 波，馮浦涌，榮新明，張 強(qiáng)，陳 軍，潘定成

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300450）

渤海古生界潛山碳酸鹽巖油氣藏分布廣泛，勘探開發(fā)潛力巨大。目前渤中21-22構(gòu)造已開鉆數(shù)口探井，在馬家溝組發(fā)現(xiàn)潛山超高溫裂縫型碳酸鹽巖氣藏，儲(chǔ)量達(dá)10×108m3[1]。在渤海潛山超高溫碳酸鹽巖油氣藏勘探開發(fā)的過程中，由于鉆井液濾失及固相顆粒的堵塞，導(dǎo)致儲(chǔ)層受到傷害，測(cè)試產(chǎn)量降低。需要采用酸化措施來解除儲(chǔ)層傷害，改善地層滲流通道，溝通地層原始縫洞孔道，達(dá)到認(rèn)識(shí)和評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的目的[2-3]。該區(qū)塊探井具有超高溫（＞180 ℃）、埋藏深（＞5 000 m）、物性差（低孔低滲）、非均質(zhì)性強(qiáng)（滲透率極差＞100）、測(cè)試層段長(zhǎng)（＞ 300 m）、含硫化氫（硫化氫濃度＞20 mg/L）等特點(diǎn)。儲(chǔ)層的改造難度大，常規(guī)措施無法滿足測(cè)試需要。亟待開展針對(duì)性研究，提出針對(duì)渤海潛山超高溫碳酸鹽巖的儲(chǔ)層改造措施。

1 油藏基本地質(zhì)特征

渤中21-22構(gòu)造區(qū)位于渤中凹陷南部，整體具有凹中隆的構(gòu)造背景。構(gòu)造區(qū)基底潛山整體發(fā)育太古界、古生界和中生界。古生界奧陶系馬家溝組是一套淺海臺(tái)地相碳酸鹽巖沉積，儲(chǔ)層發(fā)育于長(zhǎng)期不整合面之下，與古風(fēng)化殼之間有非滲透性地層相隔，具有埋深大的特點(diǎn)[4]。

渤中21-22構(gòu)造鉆探潛山古生界碳酸鹽巖的巖性主要為白云巖、灰?guī)r、云灰?guī)r、灰云巖和泥巖等，其中白云巖的儲(chǔ)集物性普遍好于灰?guī)r；儲(chǔ)集空間類型主要為孔隙、溶洞和裂縫3種；儲(chǔ)層類型整體以溶洞型儲(chǔ)層為主，縱向上大致分為3段；其中，古生界上段和下段主要發(fā)育溶洞型儲(chǔ)層，中段以溶洞-裂縫型儲(chǔ)層為主，且儲(chǔ)層發(fā)育程度主要受沉積相類型、巖溶作用和構(gòu)造破裂作用控制。

探井A目的層巖性以泥晶灰?guī)r、泥晶白云巖為主，碳酸鹽巖含量77.6%～96.4%，各井段礦物成分含量見圖1。

圖1 不同井段儲(chǔ)層礦物成分含量Fig. 1 Mineral composition of reservoirs in different well sections

探井A碳酸鹽巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型以孔隙、裂縫為主，微裂縫發(fā)育，巖心微觀結(jié)構(gòu)見圖2?？紫督Y(jié)構(gòu)：（2～10）×10-3μm2孔隙不均勻分布?？紫抖?.1%～9.7%，平均孔隙度2.8%；滲透率 （0.1～10）×10-3μm2，平均滲透率1.5×10-3μm2，屬低孔-低滲儲(chǔ)層，各井段孔隙度滲透率分布見圖3。

圖2 探井A潛山碳酸鹽巖儲(chǔ)集空間Fig. 2 Carbonate reservoir space in Buried hill of Well A

圖3 探井A潛山碳酸鹽巖孔隙度滲透率分布Fig. 3 Porosity and permeability distribution in Buried hill carbonate reservoirs of Well A

2 渤海超高溫碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化難點(diǎn)及對(duì)策

2.1 渤海超高溫碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化難點(diǎn)

渤中21-22探井具有超高溫、埋藏深、物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、測(cè)試層段長(zhǎng)、含硫化氫等特點(diǎn)。這些儲(chǔ)層改造的難點(diǎn)對(duì)常規(guī)酸化技術(shù)提出了挑戰(zhàn)。

（1）超高溫：目的層溫度＞180 ℃，超高溫對(duì)酸液體系提出了很高的緩速緩蝕要求，需要考慮處理液體系耐高溫及緩速緩蝕性能。

（2）埋藏深：埋深＞5 000 m，施工管柱長(zhǎng)，摩阻大。

（3）儲(chǔ)層物性差：低孔低滲，致密氣藏易發(fā)生水鎖傷害。

（4）非均質(zhì)性強(qiáng)：滲透率級(jí)差＞100，裸眼測(cè)試層段長(zhǎng)＞300 m，無法確保儲(chǔ)層均勻改造。

（5）儲(chǔ)層含硫化氫：鄰井測(cè)試返排含硫化氫（ 26～29 mg/L），需要考慮防硫化氫。

2.2 渤海超高溫碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化對(duì)策

針對(duì)渤海潛山超高溫碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化難題，通過基礎(chǔ)理論研究和技術(shù)研發(fā)，創(chuàng)新性地提出了 “非酸螯合+高溫緩速緩蝕”相結(jié)合的方式，形成了針對(duì)渤海潛山超高溫碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化技術(shù)。渤海潛山超高溫碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造酸化難點(diǎn)及對(duì)策見表1。

表1 潛山超高溫碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化難點(diǎn)及對(duì)策Table 1 Difficulty and countermeasure for acidification of Buried hill carbonate reservoirs with super-high temperature

3 液體體系選擇及儲(chǔ)層改造工藝優(yōu)化

由于超高溫對(duì)酸液的耐溫緩速性能要求高，同時(shí)為了降低酸液對(duì)施工管柱的腐蝕，首先采用非酸螯合體系降溫緩速，深部溶蝕；然后采用高溫緩速緩蝕體系激活天然裂縫，增大改造范圍。采用“非酸螯合+高溫緩速緩蝕體系”增產(chǎn)工藝不僅可以解除鉆井過程中的近井地帶污染，又可以實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層深部改造。

3.1 酸液體系選擇

3.1.1 非酸螯合體系

非酸螯合體系與鈣鎂離子形成穩(wěn)定的五元環(huán)螯合物，可有效地對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層進(jìn)行深部溶蝕，兼具有腐蝕速率低、抑制黏土膨脹等特點(diǎn)。相比與傳統(tǒng)酸液體系，非酸螯合體系有著良好的緩速和緩蝕性能。在碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造中，不僅可以避免管柱受腐蝕的影響，又可以溝通遠(yuǎn)井溶洞孔隙和微裂縫，實(shí)現(xiàn)深部解堵。

非酸螯合體系配方：50%螯合劑+0.6%潤濕反轉(zhuǎn)劑+淡水

非酸螯合體系特點(diǎn)如下:

1）溶垢效率高：180 ℃條件下，4 h對(duì)碳酸鹽巖溶解率＞99%；

2）反應(yīng)溫和：180 ℃條件下，與碳酸鹽巖反應(yīng)速率為鹽酸反應(yīng)速率的0.4%；

3）低腐蝕性：180 ℃條件下，腐蝕速率＜2.1 g/（m2·h）；

4）綠色環(huán)保：產(chǎn)品pH值為7～8，對(duì)人和設(shè)備不會(huì)造成損害。

3.1.2 高溫緩速緩蝕體系

高溫緩速緩蝕體系具有耐高溫腐蝕及低摩阻性能。通過體系增黏，降低酸巖反應(yīng)速度和液體濾失速度，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的深部處理。

高溫緩速緩蝕酸體系配方：15%HCl+8%黏彈性表面活性劑+4%高溫緩蝕劑+2%鐵穩(wěn)劑+1%破乳劑+0.6%潤濕反轉(zhuǎn)劑+0.1%降阻劑

黏彈性表面活性劑：酸液注入進(jìn)地層時(shí)，優(yōu)先進(jìn)入高滲透層，隨酸液的消耗，pH值升高，同時(shí)酸巖反應(yīng)產(chǎn)生游離的二價(jià)金屬陽離子(Ca2+、Mg2+)。在pH值和金屬陽離子的共同作用下，黏彈性表面活性劑的結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，使體系黏度劇增，酸液在高滲透層的阻力增大，迫使后續(xù)酸液進(jìn)入低滲透層，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)酸液的分流轉(zhuǎn)向作用和儲(chǔ)層的均勻處理[5-11]。

高溫緩蝕劑：以甲醛，苯乙酮，N-甲基苯胺為原料，經(jīng)縮合反應(yīng)生成曼尼希堿，向生成的曼尼希堿中加入氯乙酸進(jìn)行季銨化反應(yīng)，最終得到具有優(yōu)良的酸溶性的曼尼希堿季銨鹽。曼尼希堿季銨鹽通過降低指前因子及增加腐蝕反應(yīng)的活化能抑制腐蝕速率。將曼尼希堿季銨鹽與丙炔醇復(fù)配后，可適用于180 ℃儲(chǔ)層的酸化施工。

高溫緩速緩蝕酸體系特點(diǎn)如下：

1）低腐蝕性：180 ℃條件下，腐蝕速率＜70.48 g/（m2·h）；

2）低摩阻：約為清水的30%～35%；

3）低表界面張力：25 ℃條件下，表面張力＜24 mN/m，界面張力＜1 mN/m ；

4）低反應(yīng)速率：緩速率大于90%。

3.2 處理液規(guī)模優(yōu)化

儲(chǔ)層流體徑向流入井內(nèi)時(shí)，80%～90%的壓力損耗發(fā)生在井筒周圍10 m的范圍內(nèi)。酸化可使天然裂縫重新打開，并在井筒附近產(chǎn)生高滲流通道的酸蝕孔洞，碳酸鹽巖酸化常使表皮系數(shù)變?yōu)樨?fù)值，在相同的生產(chǎn)壓差下可大幅度增加單井產(chǎn)量[6]。根據(jù)徑向流達(dá)西滲流公式：

式中：p為地層壓力，MPa；pwf為井底流動(dòng)壓力，MPa；q為產(chǎn)量，m3/d；μ為原油黏度，mPa·s；B為原油體積系數(shù)；K為儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2；h為儲(chǔ)層厚度，m；r為泄油半徑，m；rw為井筒半徑，m；S為表皮系數(shù)。

假設(shè)處理區(qū)域內(nèi)的滲透率為無限大，則有：

式中：K為儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2；Ks為酸化后儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2；rs為酸化半徑，m；rw為井筒半徑，m。

通過式（2）可知處理半徑越大對(duì)應(yīng)的表皮系數(shù)越低。由于海上鉆井平臺(tái)空間受限，總處理液量設(shè)計(jì)為150 m3（50 m3非酸螯合體系+100 m3高溫緩速緩蝕體系）。

3.3 施工排量?jī)?yōu)化

注入排量是井筒溫度降低的主導(dǎo)因素之一，隨著注入排量的增大，井筒溫度降低得越快（圖4）。這是因?yàn)榕帕吭酱?，?duì)流換熱作用越強(qiáng)烈，對(duì)井筒冷卻作用更加迅速。

圖4 井筒溫度隨排量的變化（注入時(shí)間30min）Fig. 4 Variation of wellbore temperature with displacement rate (injection time 30min)

采用碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化酸壓數(shù)值模擬軟件模擬計(jì)算（模擬地層溫度180 ℃，地層壓力53 MPa，注酸強(qiáng)度1 m3/m），可得到不同注入速度下的二維徑向溶解孔隙度（圖5）。模擬結(jié)果可知注入速度對(duì)溶解形態(tài)影響很大。當(dāng)注入速度較大時(shí) （圖5(d)），形成均一溶蝕，雖然大部分區(qū)域都被溶蝕，但是無法得到足夠大的滲透率；當(dāng)注入速度較小時(shí)（圖5(a)），形成面溶蝕，溶蝕所需酸量大；當(dāng)注入速度適當(dāng)時(shí)（圖5(b)、 圖5(c)），形成蚓孔結(jié)果與Frick等所得實(shí)驗(yàn)結(jié)果相吻合。蚓孔突破標(biāo)志著注入酸穿透了污染區(qū)域，使井筒與未污染的地層相連，蚓孔成為高滲透通道，當(dāng)蚓孔穿透?jìng)r(shí)，認(rèn)為地層傷害完全得到解除。因此，對(duì)于酸化層位，存在一個(gè)最優(yōu)的注酸排量，使得在最小的用酸量條件下達(dá)到酸液深部穿透的目的，從而解除傷害帶污染，恢復(fù)產(chǎn)能。根據(jù)模擬結(jié)果優(yōu)選注酸排量1～2 m3/min。

圖5 不同注入排量下酸蝕溶解孔隙度Fig. 5 Acid dissolution porosity at different injection rates

3.4 殘酸返排

探井目的儲(chǔ)層為古生界潛山碳酸鹽巖，儲(chǔ)層壓力系數(shù)約為1.06，由于殘酸密度大（1.075 g/cm3），且低孔低滲氣層易水鎖。為了保護(hù)油氣層，并提高作業(yè)效率，采用0.86 g/cm3柴油作為頂替液，酸化作業(yè)結(jié)束后采用連續(xù)油管+膜制氮設(shè)備進(jìn)行殘酸返排，盡快將殘酸返排干凈，避免儲(chǔ)層二次傷害。

4 現(xiàn)場(chǎng)施工效果分析

采用50 m3非酸螯合體系+100 m3高溫緩速緩蝕體系+16 m3柴油頂替液對(duì)探井A碳酸鹽巖儲(chǔ)層實(shí)施酸化，現(xiàn)場(chǎng)施工曲線見圖6。

圖6 探井A儲(chǔ)層改造施工曲線Fig. 6 Reservoir acidizing curve of Well A

從現(xiàn)場(chǎng)曲線可以看出：當(dāng)排量提升至1.3 m3/min后，井底壓力出現(xiàn)了兩次較大幅度的降低（從63.7 MPa降低至61.4 MPa）和（從62.6 MPa降低至56.1 MPa），兩次壓力下降中間有一個(gè)明顯的壓力增加（從61.4 MPa增加至62.6 MPa）。井底壓力變化表明：隨著酸液的推進(jìn)，酸液首先溝通了井筒附近的天然縫洞，使流體滲流阻力降低，井底壓力下降。隨著酸巖反應(yīng)的持續(xù)，黏彈性表面活性劑黏度增加，酸液在高滲透層的阻力增大，迫使后續(xù)酸液進(jìn)入低滲透層，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)酸液的轉(zhuǎn)向作用和儲(chǔ)層的均勻處理。隨后井底壓力大幅降低，表明酸液體系溝通了遠(yuǎn)處的縫洞系統(tǒng)，極大改善了地層的滲流通道。

根據(jù)施工后井下溫度數(shù)據(jù)回放可知，處理液進(jìn)入地層后，井底溫度從180 ℃降至90 ℃。冷卻效果與施工前數(shù)模結(jié)果接近，表明非酸螯合體系起到了良好的降溫緩蝕緩速效果。

探井A措施前產(chǎn)氣量較少，且不穩(wěn)定。采用 “非酸螯合+高溫緩速緩蝕”技術(shù)進(jìn)行施工后，產(chǎn)氣量增加55倍，增產(chǎn)效果顯著。

5 結(jié)論

（1）通過非酸螯合體系降溫緩速、深部溶蝕，結(jié)合高溫緩速緩蝕酸液激活天然裂縫、增大改造范圍，適應(yīng)渤海潛山超高溫碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化改造。

（2）探井A井采用“非酸螯合+高溫緩速緩蝕”技術(shù)進(jìn)行施工后產(chǎn)氣量增加55倍，增產(chǎn)效果顯著。該井的成功實(shí)施可為后續(xù)類似高溫深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造施工提供借鑒，同時(shí)也可拓展應(yīng)用到海上深層其他巖性的儲(chǔ)層改造，如太古界變質(zhì)巖等。