致密砂巖儲層酸損傷降低破裂壓力工藝研究及應用

徐 兵 威

(1. 中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司， 鄭州 450006；2. 西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室， 成都 610500)

東勝氣田盒2儲層是杭錦旗區(qū)塊主力開發(fā)層位，盒2儲層與下部盒1高含水層間隔夾層較薄且局部發(fā)育高角度天然裂縫，水力壓裂改造容易壓串隔層、溝通水層，水平井控水采氣難度大。水平井固完井分段壓裂工藝能夠?qū)崿F(xiàn)定向射孔、定點改造，有效控制裂縫起裂位置及方位，控制裂縫高度，防止溝通水層，同時利于后期產(chǎn)能測試及二次改造。但在水平井固完井分段壓裂施工過程中僅采用射孔參數(shù)優(yōu)化降低儲層破裂壓力的程度有限，會出現(xiàn)后期壓裂施工壓力高，甚至由于儲層難以破裂而無法壓裂施工的現(xiàn)象。射孔后采用前置酸預處理，對井筒附近巖石造成一定損傷是有效降低儲層破裂壓力的有效手段[1-2]。通過研究東勝氣田盒2儲層酸損傷降低破裂壓力的機理，優(yōu)選合理的酸損傷液體體系及施工參數(shù)，有效降低儲層破裂壓力，從而保障水平井在固完井情況下的高效壓裂施工。

1 儲層巖石礦物成分分析

分析巖石礦物組分及酸損傷過程中的變化能夠從微觀上了解酸損傷降低砂巖儲層破裂壓力的機理[3-5]。

東勝氣田盒2儲層主要為陸源碎屑巖沉積，其組成可劃分為礦物碎屑、雜基、膠結(jié)物和孔隙。根據(jù)盒2儲層全巖礦物分析可知：石英、斜長石是主要的礦物組分；黏土膠結(jié)物主要以高嶺石為主，含量在50.0%～73.3%，同時含部分伊利石和少許綠泥石，伊蒙混層含量較高；礦物的質(zhì)量分數(shù)為82.3%，黏土膠結(jié)構(gòu)的質(zhì)量分數(shù)為17.7%(見表1、表2)。在儲層改造過程中易發(fā)生水化、膨脹和運移，引起儲層傷害。

表1 巖石主要礦物的質(zhì)量分數(shù) %

表2 巖石黏土膠結(jié)物的質(zhì)量分數(shù) %

2 酸損傷儲層微觀特征

水平井儲層改造前通常經(jīng)過鉆井過程的泥漿污染、酸損傷的預處理、壓裂起裂改造等過程。可通過室內(nèi)實驗模擬儲層改造前的泥漿污染、酸損傷過程，分析儲層巖石微觀變化[6-8]。

2.1 泥漿傷害前儲層微觀特征

致密砂巖儲層巖樣電鏡掃描結(jié)果顯示：巖石內(nèi)部基本沒有粒間孔，原生粒間孔大部分被伊利石、高嶺石或自生石英充填；基質(zhì)表面被黏土礦物充填，有少量的晶內(nèi)溶孔，但連通性較差(見圖1)。

2.2 泥漿污染后儲層微觀特征

泥漿污染后巖樣外觀及電鏡掃描顯示，鉆井液濾液浸人巖樣造成的污染使孔隙輪廓不明顯，巖石顆粒表面模糊，表明泥漿浸泡后巖石中的黏土礦物發(fā)生了軟化(見圖2)。

圖1 泥漿傷害前巖樣電鏡掃描結(jié)果

圖2 泥漿污染后巖樣電鏡掃描結(jié)果

通過酸損傷后的電鏡掃描發(fā)現(xiàn)：土酸與泥漿濾液聚合物、巖石的骨架(石英、長石)、膠結(jié)物(黏土礦物)均有反應，產(chǎn)生大量溶孔，并且礦物的溶孔輪廓清晰可見；黏土礦物反應完全，在土酸作用下石英外表變得模糊(見圖3)。

圖3 酸損傷后巖樣電鏡掃描結(jié)果

3 酸損傷儲層宏觀特征

酸損傷預處理是通過酸巖反應，溶蝕巖石內(nèi)的部分礦物來改變巖石本身的力學性質(zhì)[9-10]?？赏ㄟ^實驗分析不同條件下的酸損傷特征。

3.1 泥漿污染及酸損傷儲層物理性質(zhì)變化

泥漿污染后的巖樣由于泥漿侵入巖石孔隙，導致巖石孔隙度降低、密度增加；酸損傷處理后的巖樣由于酸液與巖石中的膠結(jié)物、骨架礦物等發(fā)生反應，導致巖石密度降低、孔隙度和含水量增加(見表3)。

表3 泥漿污染及酸損傷巖樣物理性質(zhì)

3.2 不同酸液體系溶蝕率特征

采用不同類型的酸液體系溶蝕東勝氣田盒2儲層巖心，結(jié)果表明酸液對巖樣具有較強的溶蝕作用，且高濃度酸的溶蝕效果好于低濃度酸(見表4)。

3.3 巖樣粒度組成變化

巖樣經(jīng)過酸處理后粒度組成呈現(xiàn)從大顆粒向小顆粒轉(zhuǎn)化的現(xiàn)象，即大顆粒含量降低，小顆粒含量增加，主要是由于粒徑較大、硬度較高的石英、鉀長石、斜長石等礦物被溶解，導致巖石強度降低的緣故(見表5)。

表4 巖粉在不同酸液體系中的溶蝕結(jié)果

表5 巖樣酸損傷后主要礦物成分質(zhì)量分數(shù)及粒度變化情況

酸處理后巖樣孔隙度的變化表明：注酸前孔隙直徑小于0.20 mm的占絕大多數(shù)，最大孔隙直徑0.23 mm；注酸后孔隙結(jié)果明顯得到改善，小孔隙減少，大孔隙所占比例大幅度增加。

4 酸損傷儲層巖石力學特征

4.1 泥漿污染后巖樣的巖石力學特征

通過實驗測試泥漿污染巖心的巖石力學參數(shù)，結(jié)果見圖4。通過巖石應力-應變曲線可以看出，巖石在變形過程中存在明顯的壓實階段，且泥漿浸泡時間越長壓實段長度越大，表現(xiàn)出巖石經(jīng)泥漿浸泡后變軟、塑性增大的特點。

圖4 泥漿污染后巖樣應力-應變曲線

測試不同酸液損傷后的巖石力學參數(shù)變化，結(jié)果見圖5。酸損傷處理后的巖石強度明顯降低，且隨著酸液質(zhì)量濃度(特別是氫氟酸)的增加，巖石抗壓強度降低幅度越大，表明巖石受到的酸損傷越嚴重。由于酸液溶蝕了巖石中部分礦物質(zhì)，導致巖石孔隙度增加，導致在壓縮初期存在明顯的壓實階段，同時在巖石破壞階段的軸向變形量均大于未經(jīng)過酸損傷處理的巖石。

圖5 不同酸液處理后巖樣應力-應變曲線

經(jīng)過泥漿污染、酸處理后巖石的力學參數(shù)實驗結(jié)果表明：當巖石經(jīng)過酸液處理后，巖石的礦物組分受到破壞，巖石孔隙度增大，含水量增加；巖石的原有結(jié)構(gòu)受擾動破壞，導致內(nèi)聚力降低，內(nèi)摩擦角亦相應變小，強度降低(見圖6)。

5 致密砂巖儲層酸損傷施工參數(shù)優(yōu)化

分析不同酸液濃度、酸液用量、施工排量對酸損傷變量和儲層滲透率的改善情況，優(yōu)化適合東勝氣田盒2段致密砂巖儲層酸損傷施工參數(shù)，降低破裂壓力。

圖6 污染后酸損傷巖樣應力-應變曲線

不同注酸濃度下的損傷變量分析結(jié)果顯示，酸液濃度越高，井眼附近產(chǎn)生的損傷越明顯，損傷作用距離越大(見圖7)。適當提高酸液濃度有助于酸損傷處理效果，但是酸液濃度過高，容易破壞巖石骨架，導致孔隙坍塌，反而會降低儲層滲透率，因此存在一個相對優(yōu)選的注酸量。結(jié)合東勝氣田盒2段儲層礦物組份及工程地質(zhì)特征，優(yōu)選最佳酸液為3.0%HF。

圖7 酸液濃度對損傷變量和滲透率分布的影響

不同注酸量下?lián)p傷變量的分析結(jié)果顯示：酸損傷主要發(fā)生在井眼周圍區(qū)域，1倍井眼半徑區(qū)域的損傷程度最嚴重；當距離井眼3倍井眼半徑時，酸液與巖石基本不發(fā)生作用，難以產(chǎn)生酸損傷(見圖8)。

圖8 酸液用量對損傷變量和滲透率分布的影響

從注酸量對儲層損傷的影響程度和范圍分布來看，注酸量越大，井眼周圍的損傷程度和有效作用半徑越大，但損傷的增加程度逐漸減小。結(jié)合東勝氣田盒2段儲層特征，在同時考慮改善效果和經(jīng)濟效益的條件下，優(yōu)化最佳注酸量為10～15 m3。

5.3 施工排量優(yōu)化

按照不同的排量注入3.0%HF共10 m3，開展不同施工排量下的損傷變量分析。結(jié)果顯示，低排量注酸有助于在井眼附近產(chǎn)生損傷(見圖9)。低排量注酸有利于酸液與井筒周圍巖石長期接觸，充分溶解近井地帶巖石中的可溶蝕物質(zhì)；從酸損傷作用半徑對比分析，低排量注酸下的損傷半徑小于高排量損傷半徑。因此對于污染程度小的儲層，建議低排量注酸，而對于深度污染儲層建議增大注酸排量，增加酸液的損傷范圍。

6 現(xiàn)場應用效果分析

JPH-40井是東勝氣田盒2段儲層的一口開發(fā)水平井，水平段長916 m，全烴顯示砂巖段長 806 m，水平段加權全烴凈增值5.58%，測井解釋為氣水同層，且與下部盒1段水層僅存在6 m泥巖隔層，水力壓裂過程中容易溝通下部盒1段水層。為了有效控制裂縫高度、防止溝通水層，采用連續(xù)油管帶底封分8段的壓裂改造工藝，為了保證連續(xù)油管水力噴射后能有效壓開儲層，采用酸損傷預處理預案降低儲層破裂壓力。結(jié)合東勝氣田盒2段儲層巖性分析及不同酸液體系的實驗優(yōu)化結(jié)果，酸損傷采用的酸液配方為：3.0%HF+12.0%HCl+2.0%緩蝕劑+2.0%鐵離子穩(wěn)定劑+2.0%黏土穩(wěn)定劑。

圖9 施工排量對損傷變量和儲層滲透率的影響

JPH-40井第3段在連續(xù)油管水力噴砂射孔出現(xiàn)連續(xù)超壓儲層不破裂現(xiàn)象后，采用酸損傷預處理，破裂壓力明顯降低。按照1.0 m3min的速度注入12 m3酸液進行酸損傷預處理后，壓力由前期的47.0 MPa未破裂降低至破裂壓力30.3 MPa。隨后施工壓力穩(wěn)定在22.0～26.0 MPa，順利完成本段壓裂改造。壓后試氣，井口油壓12.0 MPa，日產(chǎn)氣量4.12×104m3，無阻流量11.28×104m3d，日產(chǎn)液8.87 m3，取得了較好的控縫壓裂效果。

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