厚層強(qiáng)非均質(zhì)砂巖儲層酸液立體放置優(yōu)化設(shè)計

郭建春 任冀川 茍波 王世彬

西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實驗室

TZ氣田目的層新近系吉迪克組具有儲層跨度大、中孔、中-低滲、非均質(zhì)性強(qiáng)、天然裂縫局部發(fā)育等特征。鉆完井過程中存在較為嚴(yán)重的鉆井液漏失，儲層傷害嚴(yán)重，酸化處理是此類儲層經(jīng)濟(jì)可靠的改造措施［1-2］?，F(xiàn)場前期采用了籠統(tǒng)酸化、投球暫堵酸化等措施，措施后總體效果不好。儲層有效改造的難點(diǎn)在于酸化工藝及液體體系需要同時滿足均勻布酸和深部解堵的要求。近年來，隨著理論研究［3-4］和酸液體系［5-6］的進(jìn)一步發(fā)展，針對強(qiáng)非均砂巖儲層酸化的研究已經(jīng)較為成熟，但此類研究往往將天然裂縫作為暫堵目標(biāo)，并未考慮針對于深部污染的解堵。針對天然裂縫發(fā)育的儲層，李永平(2010)［7］針對厚層裂縫性砂巖儲層的深部鉆井液污染采用了“酸化+酸壓”的綜合工藝技術(shù)，該工藝兼顧了對基質(zhì)和天然裂縫的污染解除，提出了厚層裂縫性砂巖解除深度污染的新思路，但主要是在工程上對此思路進(jìn)行了應(yīng)用，并未給出詳細(xì)的優(yōu)化思路及方法。茍波(2014)等［8］提出了網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化、酸壓為主的酸液深部放置工藝；此類工藝專注于對天然裂縫內(nèi)部的污染解除，往往應(yīng)用于基質(zhì)致密、天然裂縫作為主要流動通道的儲層。

在同時考慮基質(zhì)和天然裂縫解堵的基礎(chǔ)上，結(jié)合均勻布酸和網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化工藝，提出了最大化降低表皮因數(shù)的立體酸液放置優(yōu)化方法?；趯嶒灪蛿?shù)學(xué)模型，對目標(biāo)儲層進(jìn)行了傷害評價、酸液體系優(yōu)選、工藝優(yōu)化，并最終在TZ-C-X2井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用。

1 儲層傷害特征研究

1.1 目標(biāo)儲層特征

TZ氣田吉迪克組儲層埋深1 500～2 000 m，跨度最大達(dá)420 m。首先對目標(biāo)儲層礦物成分、孔喉結(jié)構(gòu)進(jìn)行了分析，結(jié)果顯示其礦物成分主要為粉砂巖、灰質(zhì)粉砂巖。儲層填隙物含量較高，以泥質(zhì)雜基和方解石膠結(jié)物為主，整體為含泥質(zhì)的灰質(zhì)砂巖地層(圖1a)。儲集空間以孔隙為主，孔喉直徑分布于30～50 μm之間 (圖1b)。儲層總體孔隙度為 2.8%～18%，總體滲透率為 (0.1～31)×10-3μm2，以中孔、中低滲為主；滲透率變異系數(shù)為0.66～1.6，屬于中等-超強(qiáng)非均質(zhì)。天然裂縫由于構(gòu)造原因在井內(nèi)、井間分布差異性較大，裂縫滲透率極差最高達(dá)521倍。

圖1 儲層礦物分析及孔隙結(jié)構(gòu)觀測結(jié)果Fig. 1 Mineral analysis and pore structure observation result of the reservoir

1.2 儲層傷害機(jī)理

為了對目標(biāo)儲層進(jìn)行有效解堵，必須明確目標(biāo)儲層的污染機(jī)理和污染特征［9］。通過實驗和數(shù)模分別對這兩方面進(jìn)行了研究。

(1)鉆井液侵入基質(zhì)孔隙。圖2為TZ氣田所采用的聚磺非滲透潤滑鉆井液固相粒徑分布與儲層孔喉尺寸分布的對比，可以看出，潤滑鉆井液固相顆粒粒徑分布于 40～120 μm 之間，其中粒徑在 40～70 μm之間的鉆井液固相顆粒極有可能侵入儲層，從而堵塞孔喉造成污染。

(2)鉆井液侵入天然裂縫。TZ-A-1井鉆井過程中于1 720 m開始漏失鉆井液202 m3，完井測試表皮因數(shù)高達(dá)38.4。FMI成像測井在1 757～1 768 m井段觀測到多條深黑色正弦曲線，解釋為泥質(zhì)充填或被鉆井液侵入污染的高角度天然裂縫。結(jié)合在該井段出現(xiàn)的大量鉆井液漏失，分析認(rèn)為此為鉆井液侵入張開天然裂縫并對其造成了深部污染。

圖2 儲層孔喉尺寸及鉆井液固相顆粒粒徑對比Fig. 2 Comparison of pore throat size and solid particle size of mud in reservoir

1.3 鉆井液傷害實驗

(1)實驗方法。首先將巖心浸入地層水至飽和狀態(tài)，正向氣測污染前滲透率k0；然后以鉆井液反向循環(huán)2 h，使其濾液在巖心內(nèi)停留1 h，正向氣測污染后滲透率kd；最后，通過Rs＝[(k0－kd)/k0]×100% 計算巖心滲透率的傷害率。實驗溫度及注入壓力根據(jù)地層溫度及鉆井正壓差分別設(shè)定為60 ℃及3 MPa。裂縫型巖心在滲透率傷害評價方法的基礎(chǔ)上采用人工剖縫樣品進(jìn)行。

(2)孔隙型巖心實驗結(jié)果。從表1可以看出，鉆井液對孔隙型巖心滲透率傷害率達(dá)到了70%～80%，巖心基質(zhì)孔隙被鉆井液固相大量堵塞。

表1 孔隙型巖心鉆井液傷害實驗結(jié)果Table 1 Drilling fluid damage experiment of porous core

(3)裂縫型巖心實驗結(jié)果。從表2可以看出，鉆井液對裂縫性巖心滲透率傷害率達(dá)到了85%以上，鉆井液固相沿裂縫對巖心造成了深度傷害。

1.4 鉆井液侵入深度計算

表2 裂縫型巖心鉆井液傷害實驗結(jié)果Table 2 Drilling fluid damage experiment result of fractured core

為了摸清儲層傷害沿井筒的分布特征，綜合考慮儲層物性非均質(zhì)性及鉆井液浸泡時間，采用現(xiàn)有的鉆井液侵入模型對TZ氣田C井的儲層污染分布特征進(jìn)行了計算［10］。計算結(jié)果顯示(圖3)，各井段鉆井液侵入深度差異極大。長井段整體平均侵入深度0.52 m，最大1.83 m，侵入深度極差達(dá)到3倍以上，單段內(nèi)部均勻改造也存在極大的困難。結(jié)合實驗和理論分析結(jié)果，目標(biāo)儲層傷害來源為鉆井液固相顆粒，傷害特征表現(xiàn)為儲層強(qiáng)非均質(zhì)性引起的傷害“非線性”和天然裂縫引起的傷害“非徑向”。

圖3 射孔完井鉆井液侵入深度計算結(jié)果Fig. 3 Calculated mud invasion depth of perforation completion

2 酸液立體放置方法

前期往往將目標(biāo)儲層天然裂縫系統(tǒng)考慮為儲層強(qiáng)非均質(zhì)的一部分，采用均勻布酸技術(shù)籠統(tǒng)處理。郭建春等［11］(2014)提出，通過對天然裂縫進(jìn)行針對性改造，能夠?qū)⒘芽p性儲層酸化效果相對于基質(zhì)儲層的酸化效果提高25%，從而最大化降低氣井的表皮因數(shù)。而目標(biāo)儲層屬于中低滲，基質(zhì)在滲流中同樣占據(jù)了重要地位，因此必須兼顧基質(zhì)儲層的均勻布酸和天然裂縫的深部解堵。

從最大化降低表皮因數(shù)的理念出發(fā)，提出了針對此類儲層的立體酸液放置方法(圖4)。通過精細(xì)化設(shè)計，基于不同目標(biāo)段的解堵需求，優(yōu)化形成適合的酸液體系，并合理置放到需要改造的層段。對于因儲層非均質(zhì)性引起的縱向非線性污染，采用均勻布酸的改造模式；對于天然裂縫引起的非徑向污染，進(jìn)行酸液深部放置；針對目標(biāo)儲層的特征，對酸液體系和工藝參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化研究。

圖4 “非線性”、“非徑向”污染示意圖Fig. 4 Contamination of “non-linear” and “non-radial”

3 酸液體系優(yōu)選

目前國內(nèi)外針對長井段非均質(zhì)儲層均勻布酸一般采用“機(jī)械+化學(xué)”相結(jié)合的方式，核心思路為采用機(jī)械封隔降低單段長度，利用化學(xué)轉(zhuǎn)向?qū)崿F(xiàn)段內(nèi)均勻布酸。機(jī)械封隔在長井段的應(yīng)用在國內(nèi)外已經(jīng)非常成熟［12-13］，研究的主要目的是對段內(nèi)均勻布酸體系進(jìn)行優(yōu)選。

3.1 酸液溶蝕能力測試

能否溶蝕外來污染物及巖石礦物是評價酸化工作液體系的重要標(biāo)準(zhǔn)，因此開展了不同酸液的溶蝕能力實驗：分別取20 mL不同濃度的鹽酸、土酸裝入燒杯中，用分析天平分別稱取約2 g制備好的巖粉加入酸液中，實驗溫度60 ℃、實驗時間1 h。實驗結(jié)果表明(表3)，HCl體系無法有效地溶蝕巖石骨架和鉆井液固相顆粒，提出了添加HF的轉(zhuǎn)向酸對此類儲層進(jìn)行酸化，并基于溶蝕實驗結(jié)果，明確了13.5%HCl+1.5%HF的土酸體系對于巖石骨架和鉆井液固相均有最佳的溶蝕效果。但部分疏松巖樣在后期解堵實驗過程中出現(xiàn)了垮塌的現(xiàn)象，因此對于中高滲儲層需要考慮降低HF濃度。

3.2 土酸自轉(zhuǎn)向酸的性能測試

常規(guī)自轉(zhuǎn)向酸體系的轉(zhuǎn)向劑增黏需依靠酸與碳酸鹽巖反應(yīng)后產(chǎn)生的大量Ca2+、Mg2+，不適用于砂巖儲層［14］?；诖耍捎昧艘环N轉(zhuǎn)向劑為長鏈甜菜堿兩性表面活性劑的自轉(zhuǎn)向土酸體系，該體系僅依靠酸濃度變化就能有效增黏［15］。酸液變黏實驗表明(圖5)，4%轉(zhuǎn)向劑、1.5%HF條件下反應(yīng)一段時間后(HCl濃度下降至11%時)體系黏度能達(dá)到180 mPa · s，與基液具有很大的黏度差，能夠較好地實現(xiàn)砂巖強(qiáng)非均質(zhì)性儲層轉(zhuǎn)向。

表3 溶蝕實驗結(jié)果Table 3 Result of dissolution experiment

圖5 土酸轉(zhuǎn)向酸表觀黏度測試實驗結(jié)果Fig. 5 Test result of the apparent viscosity of diverting mud acid

采用并聯(lián)巖心驅(qū)替裝置模擬不同條件下土酸轉(zhuǎn)向酸轉(zhuǎn)向能力。分別測試了13.5%HCl+1.5%HF的自轉(zhuǎn)向酸土酸體系在孔隙性巖樣、天然裂縫巖樣和剖縫巖樣(圖6)條件下與基質(zhì)巖樣并聯(lián)驅(qū)替時的封堵轉(zhuǎn)向能力。實驗驅(qū)替壓力2 MPa，溫度60 ℃。實驗結(jié)果表明(表4)，土酸轉(zhuǎn)向酸可實現(xiàn)非均質(zhì)孔隙型巖樣及天然裂縫巖樣的有效轉(zhuǎn)向，但并不能在剖縫巖樣(大開度天然裂縫)條件下實現(xiàn)均勻布酸。

圖6 轉(zhuǎn)向能力測試實驗巖樣Fig. 6 Rock sample used in diverting capacity test

表4 土酸轉(zhuǎn)向酸解堵實驗結(jié)果Table 4 Test result of the blockage removal of diverting mud acid

4 天然裂縫重張臨界排量優(yōu)化

4.1 天然裂縫開啟判別模型

天然裂縫所承受的法向應(yīng)力取決于地層應(yīng)力狀態(tài)和天然裂縫方位及其傾角。天然裂縫壁面上的法向應(yīng)力計算公式為［16］

式中，σn為天然裂縫壁面上的法向應(yīng)力，Pa；σH為最大水平主應(yīng)力，Pa；σh為最小水平主應(yīng)力，Pa；θ為天然裂縫與最小水平主應(yīng)力的夾角，°。

假設(shè)天然裂縫張開前，酸液滲濾進(jìn)入天然裂縫和儲層，若忽略天然裂縫內(nèi)的壓降，則天然裂縫開啟的判據(jù)為

式中，pf為天然裂縫入口處的流體壓力，Pa；pw為井底壓力，Pa。

為了判斷閉合天然裂縫在一定的注酸排量下能否張開，建立簡化物理模型如下：以一定流量向井筒中注入液體，當(dāng)注入量大于流出量時，井筒內(nèi)壓會由于流體壓縮性而增大。當(dāng)井底壓力pw超過天然裂縫所承受的法向應(yīng)力時，則判斷為滿足張開天然裂縫的條件。建立物質(zhì)平衡方程為

式中，ΔV為單位時間流體體積變化量，m3；Vinj為單位時間注入流體體積，m3；Vout為單位時間流出流體體積，m3；pwo為初始井底壓力，Pa；Δp為單位時間井筒內(nèi)壓力變化，Pa；Cl為流體壓縮系數(shù)，Pa-1；Vw為改造段內(nèi)井筒容積，m3。

假設(shè)控制井段內(nèi)共存在n個小層，酸液向儲層基質(zhì)的流動符合達(dá)西定律，忽略短時間內(nèi)酸液對井壁滲透率的改變，并假設(shè)閉合天然裂縫無額外的滲透率貢獻(xiàn)，則單位時間內(nèi)流出井筒的體積為

式中，ps為地層孔隙壓力，Pa；Ai為第i層流出面積，m2；ki為第i層儲層滲透率，m2；μ為酸液黏度，Pa · s；Li為第i層井段長度。

4.2 臨界施工排量計算

通過迭代法對以上方程進(jìn)行求解即可獲得不同排量下的井底壓力隨注酸時間的變化，輸入?yún)?shù)來源于現(xiàn)場油田數(shù)據(jù)(表5)。

表5 模型計算輸入?yún)?shù)Table 5 Input parameters of model calculation

不同排量下井底壓力及天然裂縫張開臨界壓力計算結(jié)果如圖7所示。可以看出，在當(dāng)前的儲層滲透率條件下，為了達(dá)到天然裂縫張開條件(52 MPa)，注入排量需≥3 m3/min。進(jìn)一步計算了3 m3/min以上排量達(dá)到天然裂縫張開壓力時的最大施工壓力(表6)?？梢钥闯觯m當(dāng)提高排量以張開天然裂縫不會使得井口壓力超出限壓(50 MPa)，一般選取排量3～4 m3/min。

5 網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化解堵效果實驗

網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化技術(shù)實現(xiàn)對儲層有效改造的關(guān)鍵在于溶蝕天然裂縫內(nèi)部的外來污染物，溝通天然裂縫并在裂縫壁面上形成蚓孔，以蚓孔和天然裂縫相結(jié)合形成網(wǎng)狀流動通道，實現(xiàn)對近井儲層的充分解堵，最大化降低油井表皮因數(shù)［7］。為了評價網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化在目標(biāo)儲層的適應(yīng)性，開展了網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化解堵效果分析。

圖7 天然裂縫張開臨界排量判別結(jié)果Fig. 7 Discriminated critical displacement for the opening of natural fracture

表6 天然裂縫張開條件下施工壓力預(yù)測Table 6 Prediction of construction pressure under the condition of natural gas opening

5.1 天然裂縫開度計算

考慮到不同的注入排量所帶來的天然裂縫內(nèi)凈壓力差異，所對應(yīng)的天然裂縫開度也有所差異。采用Ozdemirtas等［17］線性方程計算一定井底壓力條件下的天然裂縫開度為

式中，w為天然裂縫開度，m；wo為天然裂縫初始開度，m；Kn為裂縫法向剛度，Pa。計算結(jié)果見表7所示。

表7 不同井底壓力下天然裂縫開度計算結(jié)果Table 7 Calculation result of natural fracture aperture under different bottom hole pressure

5.2 解堵實驗結(jié)果

根據(jù)計算結(jié)果，通過人工剖縫+墊片的方式制備了裂縫型巖心。采用13.5%HCl+1.5%HF土酸體系在室內(nèi)模擬了不同開度、不同注入速率下的天然裂縫解堵，實驗結(jié)果見表8。實驗表明，隨著裂縫開度的變大，解堵效果逐漸變好，在1 mm開度條件下，裂縫解堵后滲透率恢復(fù)至初始的99%。在1.5 mm條件下裂縫滲透率不僅得到了恢復(fù)還有一定程度的提高。實驗證明，酸液確實能解除天然裂縫深部污染。

表8 網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化工藝解堵模擬實驗Table 8 Blockage-removal simulation experiment on network-fracture acidizing technology

5.3 蚓孔發(fā)育情況

圖8 酸化后巖心蚓孔發(fā)育情況Fig. 8 Development of core wormholes after acidizing

6 現(xiàn)場實施效果

6.1 措施井概況

研究結(jié)果在C-X2井進(jìn)行了應(yīng)用。本井改造井段1 773～2 186 m，跨度達(dá)到413 m，共解釋儲層30個，有效厚度137.1 m。滲透率(0.84～51.84)×10-3μm2，平均 4.78×10-3μm2，以中滲為主，局部為高滲儲層。本井裂縫發(fā)育集中于第Ⅳ砂層組中，鉆至2 063～2 104 m出現(xiàn)鉆井液漏失，累計漏失103 m3。

6.2 酸液立體放置措施

(1)優(yōu)化改造層段的分層，提高酸化改造措施的針對性。為了實現(xiàn)儲層酸液立體放置設(shè)計思路，以儲層物性以及裂縫發(fā)育程度為核心進(jìn)行分段，以便對每段有針對性的采取改造措施。其中第一段于天然裂縫發(fā)育處集中射孔28 m，二、三段分別選取優(yōu)質(zhì)儲層射孔55 m及31 m。

(2)“一段一策”進(jìn)行立體酸液放置優(yōu)化設(shè)計。針對第一段裂縫型儲層，結(jié)合基質(zhì)中滲、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，采用自轉(zhuǎn)向酸化+網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化工藝進(jìn)行均勻+深度改造。針對第二段基質(zhì)儲層非均質(zhì)強(qiáng)的特點(diǎn)，采用土酸轉(zhuǎn)向酸進(jìn)行均勻布酸酸化。

(3)優(yōu)化酸液體系及用量。本井儲層以中滲儲層為主，結(jié)合實驗中疏松巖樣出現(xiàn)垮塌的情況(圖9)，適當(dāng)降低了HF濃度，同時針對孔隙型儲層適當(dāng)降低了酸液用量(5～6倍孔隙體積)，針對裂縫型儲層則大幅提高了酸液用量，以達(dá)到深度解堵的效果(10倍孔隙體積)。具體酸液體系選擇如表9所示。

圖9 C-X2井巖心實驗過程中出現(xiàn)垮塌Fig. 9 Collapse in the experiment process of core taken from Well C-X2

表9 C-X2井采用的酸液體系Table 9 Acid system adopted in Well C-X2

6.3 實施及改造效果

共計施工3段，總計入井酸液230 m3，其中第一段采用先均勻布酸再網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化的工藝流程，共用酸98 m3(前置酸7 m3，轉(zhuǎn)向酸41 m3，深度布酸體系50 m3)。均勻布酸時采用2 m3/min排量，由于較長的射孔段，儲層吸酸情況較好。網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化則采用3 m3/min排量，期間曲線出現(xiàn)微破裂顯示，分析認(rèn)為打開了天然裂縫(圖10)。酸化后各油嘴放噴期間，油壓和產(chǎn)量較為穩(wěn)定，6 mm油嘴采氣指數(shù)高達(dá)111 567 m3/(d · MPa2)，酸化效果明顯；回壓試井各油嘴放噴期間，油壓和產(chǎn)量保持穩(wěn)定(表10)。綜合反映酸化措施有效降低表皮因數(shù)，取得了顯著效果。

圖10 C-X2井第一段酸化施工曲線Fig. 10 Construction curve of stage 1 acidizing in Well C-X2

表10 酸前、酸前后產(chǎn)能對比數(shù)據(jù)Table 10 Productivity comparison before and after the acidizing

7 結(jié)論

(1)基于基質(zhì)儲層及天然裂縫儲層對酸液解堵的需求，優(yōu)選了13.5%HCl+1%HF+4%轉(zhuǎn)向劑的土酸自轉(zhuǎn)向酸進(jìn)行均勻布酸以及13.5%HCl+1%HF的土酸進(jìn)行網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化；基于天然裂縫開啟判別模型，優(yōu)化得到酸化過程中需使注酸排量≥3 m3/min以張開天然裂縫。

(2)解堵實驗表明，剖縫巖心注酸后滲透率恢復(fù)率最高能達(dá)到135%，并且形成了穿透性蚓孔，證明了借由網(wǎng)絡(luò)裂縫酸化工藝能夠在目標(biāo)儲層中形成網(wǎng)狀流動通道。

(3)將研究成果在C-X2井進(jìn)行了應(yīng)用，酸化后采氣指數(shù)由33 244 m3/(d · MPa2)提升到了111 567 m3/(d · MPa2)，表皮因數(shù)由15.43降低至0.09，解堵效果明顯。