渝東南地區(qū)茅口組氣藏大石1HF井酸壓工藝技術(shù)研究

雷 林，張龍勝，熊 煒

（中國石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京210019）

四川盆地天然氣資源豐富，但目前探明的天然氣資源主要處于深層、超深層[1-3]，淺層天然氣勘探開發(fā)不多，特別是渝東南地區(qū)。近幾年，隨著川渝地區(qū)頁巖氣勘探的快速推進(jìn)，在渝東南地區(qū)下二疊系茅口組開展了大量工作，淺層的茅口組、棲霞組見到了良好的顯示[4]，揭示了渝東南地區(qū)淺層天然氣開發(fā)的巨大潛力，但部分井未經(jīng)過改造措施就投產(chǎn)，產(chǎn)量、油壓迅速下降，供氣能力不足，無法繼續(xù)生產(chǎn)。目前，灰?guī)r油氣藏以酸壓改造為主[5-6]，酸液體系主要有常規(guī)酸、稠化酸、乳化酸、泡沫酸、固體酸、變黏酸、表面活性酸、羥基羧酸等，酸壓工藝主要有混氮氣酸壓、前置液酸壓、攜砂酸壓、平衡酸壓、閉合酸化、多級交替注入酸壓、復(fù)合酸壓、超大型重復(fù)酸壓、水力噴射分段酸壓、網(wǎng)絡(luò)裂縫酸壓等。這些工藝技術(shù)在高溫高壓井應(yīng)用較多，主要用于提高液體及工具的抗高溫高壓性[7-11]，而針對四川盆地淺層碳酸鹽巖儲層改造的工藝技術(shù)較少，特別是盆內(nèi)淺層特低孔、特低滲低溫常壓碳酸鹽巖儲層的水平井酸壓工藝，缺乏相應(yīng)專項研究。

針對南川地區(qū)優(yōu)質(zhì)碳酸鹽巖層系——二疊系茅口組、棲霞組的儲層特征，分析了酸壓改造過程的難點，合成了自清潔膠凝酸稠化劑，并闡述了其自破膠降解機理，優(yōu)化了酸液體系配方，依據(jù)茅口組分段酸壓工藝參數(shù)，優(yōu)選了一種壓后直接投產(chǎn)的水平井分壓管柱。通過實施水平井管外封隔器分段酸壓改造，溝通裂縫、溶洞，增加了泄氣面積，壓后直接放噴投產(chǎn)，節(jié)約了作業(yè)時間，且能實現(xiàn)單井的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，酸壓增產(chǎn)效果良好，為今后該地區(qū)類似層位的酸壓改造提供了借鑒。

1 儲層地質(zhì)特征與酸壓難點分析

1.1 儲層地質(zhì)特征

南川地區(qū)二疊系自上而下為長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組、梁山組。茅口組厚約230～300 m，各段巖性和電性具有較好的可對比性，茅一段厚度較大，約146～180 m；頂部茅四段由東向西剝蝕程度增加，殘留5～10 m。茅口組主要儲層茅一段整體巖性為深灰色泥質(zhì)灰?guī)r夾灰黑色灰質(zhì)泥巖，巖心和薄片多見有孔蟲、介形蟲等生物（圖1）。

茅一段測井解釋孔隙度為2.3%～3.2%，滲透率為（0.05～0.1）×10-3μm2，實測孔隙度為1.4%，為特低孔特低滲儲層。大石1HF井測井解釋的水平段孔隙度平均為0.67%，滲透率平均為0.11×10-3μm2，其中①小層孔隙度、滲透率較高，孔隙度一般為1%～3%，茅一段儲集空間主要為“溶蝕孔、黏土礦物晶間孔縫及粒緣縫”，以無機孔、裂縫為主，見少量有機質(zhì)孔（圖2）。

圖1 儲層薄片特征Fig.1 Thin sections of reservoir

圖2 茅一段儲集空間及孔隙結(jié)構(gòu)Fig.2 Reservoir space and pore structure of Mao-1 member

通過茅口組巖心觀察，茅一段上部巖心主要為淺灰色含泥質(zhì)灰?guī)r夾薄層黑色灰質(zhì)泥巖，淺灰色含泥質(zhì)灰?guī)r發(fā)育孔洞，方解石充填，而整體巖心高角度縫及水平縫不發(fā)育，但不規(guī)則裂縫發(fā)育；茅一段中部巖心主要為淺灰色泥質(zhì)灰?guī)r與灰黑色灰質(zhì)泥巖交替出現(xiàn)，泥質(zhì)灰?guī)r裂縫及孔洞較發(fā)育，方解石充填，層理發(fā)育；茅一段下部巖性自上至下從灰黑色泥質(zhì)灰?guī)r逐漸變成淺灰色含泥質(zhì)灰?guī)r夾深灰色含泥質(zhì)灰?guī)r，且裂縫發(fā)育，多見網(wǎng)狀裂縫，被方解石充填，裂縫密度為1.13條/m。

通過巖心全巖X-射線衍射定量分析，茅口組碳酸鹽含量67.6%～86.3%，平均為81.94%；黏土含量7.7%～17.2%，平均為14%。測井解釋茅口組碳酸鹽含量55.3%～91.6%，平均為75%；黏土礦物含量1.1%～3.2%，平均為2.2%，巖石礦物成分以碳酸鹽礦物為主。茅一段、棲霞組的巖屑在20%鹽酸中都具有較高的溶蝕率，為82.70%～92.89%，說明巖屑以灰質(zhì)成分為主，這為酸壓改造奠定了良好基礎(chǔ)。

測井解釋茅口組茅一段泊松比0.31～0.33，楊氏模量34～60 GPa；三軸力學(xué)測試結(jié)果，茅口組茅一段泊松比0.35～0.37，楊氏模量13～56 GPa，通過應(yīng)力計算裸眼段的最小主應(yīng)力20.4～22.3 MPa。

1.2 酸壓難點分析

茅口組茅一段埋深為1 140 m，儲層中部溫度為43.82 ℃，儲層溫度低，水平段孔隙度平均為0.67%，滲透率平均為0.11×10-3μm2，壓力系數(shù)為1.14，酸壓目的層為典型特低孔特低滲的低溫常壓儲層。以膠凝酸、交聯(lián)酸為主要代表的酸液體系（改性聚丙烯酰胺類酸液稠化劑）在降低酸巖反應(yīng)速率的同時，會對儲層造成一定的傷害[12]，主要表現(xiàn)為酸液各組分的配伍性差，在儲層條件下易出現(xiàn)絮凝物。酸液在低溫條件下，由于高分子聚合物的熱降解效應(yīng)較弱，破膠液黏度高，返排困難，嚴(yán)重影響了儲層改造作業(yè)的效果，同時，常壓低孔、低滲儲層酸壓后的殘留物長時間滯留地層，易對儲層造成二次傷害。

2 酸液體系優(yōu)化

2.1 清潔膠凝酸稠化劑的合成及自降解機理

2.1.1 清潔膠凝酸稠化劑的合成

在裝有溫度計、攪拌器、滴定管及氮氣保護(hù)裝置的4 口燒瓶中加入一定比例的單體丙烯酰胺（AM）、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化銨（DMC），去離子，再加入NaOH 調(diào)節(jié)pH 值至7，通入N2后加入一定量的引發(fā)劑過硫酸銨-亞硫酸氫鈉（比例1∶1），升溫至50 ℃后反應(yīng)4 h，得到呈膠狀的稠化劑，然后采用無水乙醇洗滌、烘干、造粒，得到清潔膠凝酸稠化劑BFC-13。

2.1.2 清潔膠凝酸稠化劑的破膠及自降解機理

清潔膠凝酸稠化劑在酸液中主要發(fā)生以下過程：由于聚合物結(jié)構(gòu)中的陽離子具有較強的電荷排斥作用，在相對分子質(zhì)量及其分布等條件相同情況下，使酸液體系發(fā)生較強的稠化[13]，同時也會吸引體系中的負(fù)電荷離子，提高斷鏈效率，起到破膠及自降解的作用，另外，酸液中的稠化劑含有少量過氧化物，在高溫作用下，隨著時間的推移，其共聚單體中的活性位點會緩慢發(fā)生自降解行為，降低其中的分子量，從而降低酸液的黏度。

2.2 酸液體系評價與優(yōu)化

2.2.1 添加劑評價優(yōu)選

1）膠凝劑優(yōu)選

性能良好的稠化劑應(yīng)具有良好的化學(xué)穩(wěn)定性、剪切穩(wěn)定性和熱穩(wěn)定性，與酸液中的其他添加劑配伍好、溶解迅速、配置簡單、現(xiàn)場應(yīng)用方便。根據(jù)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6214—2016《稠化酸用稠化劑》，對清潔膠凝酸稠化劑BFC-13、CX-208 和YLG-1 進(jìn)行了評價，室內(nèi)將不同濃度的酸液增稠劑加入20 %HCl 中，測定其在170 s-1剪切速率下的黏度，直至酸液黏度穩(wěn)定，結(jié)果見表1。測試結(jié)果表明：3種酸液體系均未產(chǎn)生分層或沉淀，均可在短時間內(nèi)溶脹，酸溶性良好。

表1 不同稠化劑酸溶結(jié)果對比Table1 Acid dissolving results of different densifiers

2）緩蝕劑優(yōu)選

根據(jù)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標(biāo)》，將N80油管在95 ℃條件下加入20 %HCl 時，對BFC-17、YLH-1、YHS-2、SD-820四種常用緩蝕劑進(jìn)行了靜態(tài)腐蝕速率測定（表2）。從實驗結(jié)果看出：BFC-17 性能最好，優(yōu)選為體系的緩蝕劑。

表2 不同緩蝕劑的性能比較Table2 Properties of different corrosion inhibitor

3）鐵離子穩(wěn)定劑的優(yōu)選

在酸壓過程中，酸液極易溶解油和套管上的鐵銹，也容易溶蝕地層中的含鐵礦物，如：黃鐵礦、菱鐵礦和綠泥石等。溶解的鐵以溶解狀態(tài)保留在殘酸溶液中，當(dāng)殘酸pH 值上升時，鐵離子的溶解度下降，生成氫氧化鐵凝膠，該凝膠的顆粒極?。╠=1.8 μm），極易堵塞油層的喉道，造成嚴(yán)重傷害，影響酸化增產(chǎn)的效果[14-15]。依據(jù)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6571—2012《酸化用鐵離子穩(wěn)定劑性能評價指標(biāo)》，在95oC 條件下，評價了TW-15、HAC、YLF-1、FCA 四種鐵離子穩(wěn)定劑的絡(luò)合能力（表3）。由實驗結(jié)果可知，TW-15穩(wěn)定鐵離子的能力最強。

表3 不同鐵離子穩(wěn)定劑的比較Table3 Properties of different ferric ion stabilizer

4）助排劑的優(yōu)選

酸化施工結(jié)束后要求殘酸能夠盡可能的快速返排出來，助排劑的加入能降低液體的毛管阻力、提高殘酸的排液效率。依據(jù)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5755—2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》，通過室內(nèi)試驗測試了助排劑（BZP-03、AM-C、CF-5A）不同濃度時，在20 %HCl 中的表面張力（表4）。實驗結(jié)果表明BZP-03 相對性能較好，優(yōu)選0.5%BZP-03為體系助排劑。

表4 不同助排劑性能比較Table4 Properties of different cleanup additive

2.2.2 清潔膠凝酸體系的綜合性能評價

通過對添加劑的篩選和加量優(yōu)化，綜合工藝要求和儲層地質(zhì)特征，優(yōu)選的清潔膠凝酸配方為：20%HCl+0.4%可降解膠凝劑+1%緩蝕劑+1%鐵離子穩(wěn)定劑+0.3%高效助排劑+1%防膨劑

1）流變性

測試了0.4%的清潔膠凝酸在不同溫度下的黏度—剪切速率關(guān)系（90 min），在50 ℃時，黏度達(dá)到36 mPa·s（表5）。

表5 清潔膠凝酸不同溫度下的黏度—剪切速率關(guān)系Table5 Viscosity and shear rate of self-degradation gelling acid at different temperature

2）酸巖反應(yīng)動力試驗

在酸壓過程中，井底溫度、巖石與酸液的面容比、酸液的流速以及巖石的礦物成分等都是影響酸巖反應(yīng)速度的因素，但是，現(xiàn)有的室內(nèi)實驗方法還難以對酸巖反應(yīng)進(jìn)行精確的測試。利用旋轉(zhuǎn)巖盤試驗儀，設(shè)定一定的溫度、壓力和轉(zhuǎn)速，可以對酸巖反應(yīng)動力學(xué)參數(shù)和氫離子傳質(zhì)系數(shù)進(jìn)行測定。

式中：J為反應(yīng)速度，表示單位時間流到單位巖石面積上的物流量，mol/（s·cm2）；C為酸液濃度，mol/L；K為反應(yīng)速度常數(shù)，（mol/L）-m·mol/（s·cm2）；m為反應(yīng)級數(shù)，無因次。

根據(jù)表6的實驗結(jié)果，得到50 ℃時的酸巖反應(yīng)動力學(xué)方程：

m=1.160 8

K=4.275×10-6（mol/L）-1.1608·mol/（s·cm2）

反應(yīng)速度方程：J=4.257×10-6·C1.1608

根據(jù)實驗結(jié)果可知：與普通鹽酸的實驗數(shù)據(jù)相比，該清潔膠凝酸明顯降低了酸巖反應(yīng)速度。

表6 清潔膠凝酸酸巖反應(yīng)動力學(xué)參數(shù)Table6 Acid etching behavior parameters of self-degradation gelling acid

3）緩蝕性能測試

高濃度鹽酸會對井下管柱產(chǎn)生強烈的腐蝕，為確保酸壓施工的順利進(jìn)行，必須檢測清潔膠凝酸的緩蝕性能。加入不同濃度的緩蝕劑配成清潔膠凝酸，在50 ℃、20%HCl的條件下反應(yīng)4 h，利用高溫高壓腐蝕率儀，在動態(tài)條件下測定腐蝕速度，鋼片表面積為15.264 7 cm2，試驗前鋼片重10.471 1 g，試驗后鋼片重10.464 2 g，腐蝕速度為1.135 1 g/（m2·h），鋼片表面光亮，均勻腐蝕。

4）酸液與地層水的配伍性評價

酸液的配伍性在一定程度上對酸化效果有影響，如果酸液的配伍性差，當(dāng)酸液與地層流體接觸時會產(chǎn)生沉淀或分層，造成儲層傷害。大石1HF 井地層產(chǎn)水，其礦化度為15 804 mg/L，采用礦化度為16 000 mg/L 的標(biāo)準(zhǔn)鹽水配制的膠凝酸液，經(jīng)45 ℃老化和靜置7 d后，膠凝酸皆無分層，無絮凝，無沉淀。

5）殘酸表面張力

按清潔膠凝酸配方將酸液配好，測定鮮酸的表面張力，同時將清潔膠凝酸與巖石反應(yīng)制成殘酸，測定殘酸的自破膠表面張力，在25 ℃時鮮酸表面張力為23.2 N/m，殘酸表面張力為24.1 N/m，該清潔膠凝酸能較好地降低酸液表面張力，且鮮酸和殘酸的表面張力變化不大，性能穩(wěn)定，有利于酸液的返排。

6）巖心傷害評價

采用大石1HF 井的導(dǎo)眼井巖心，在室內(nèi)對清潔膠凝酸體系進(jìn)行巖心滲透率傷害評價，結(jié)果如表7所示。

表7 巖心滲透率傷害試驗結(jié)果Table7 Results of core permeability damage test

從表7的實驗結(jié)果可以看出：清潔膠凝酸體系對地層巖心滲透率的平均傷害率為21.55%，傷害值較低，清潔膠凝酸體系對地層的傷害較小。

2.2.3 清潔膠凝酸的主要性能

通過評價清潔膠凝酸綜合性能，認(rèn)為該配方體系可以滿足大石1HF 井灰?guī)r地層的酸壓改造要求（表8）。

表8 清潔膠凝酸綜合性能Table8 Comprehensive properties of self-degradation gelling acid

3 水平井分段酸壓管柱

大石1HF井酸壓目的層為常壓低溫低孔低滲儲層，需要壓后快速返排降低儲層傷害，因此，選用作業(yè)時間短、有利于壓后酸液快速返排的一趟分壓管柱的分壓模式進(jìn)行分段。分段酸壓管柱主要由擴張式封隔器、壓裂水力錨、彈性扶正器、安全接頭、上滑套節(jié)流噴砂器、中上滑套節(jié)流噴砂器、中下滑套節(jié)流噴砂器、下節(jié)流噴砂器組成（圖3），耐溫為120 ℃，耐壓為70 MPa，在下入工具之前，先將預(yù)先選擇層段全部射孔，采用一趟管柱方式將封隔器及相應(yīng)配套工具全部下入，通過投球的方式依次打開各個層段的噴砂器，同時暫時封堵已酸壓層段，待酸壓結(jié)束后可不動管柱直接投產(chǎn)。

圖3 大石1HF井分段壓裂管柱Fig.3 Multilevel packer fracturing string of well-Dashi-1HF

4 茅口組酸壓施工參數(shù)優(yōu)化

4.1 酸壓液量優(yōu)化

酸液規(guī)模對酸壓刻蝕裂縫縫長有直接影響，過多或過少的酸液都不能達(dá)到最優(yōu)的縫長[16-18]。結(jié)合大石1HF井的導(dǎo)眼井測井?dāng)?shù)據(jù)、儲層應(yīng)力特征、裂縫發(fā)育特征等，選用Gofher 模擬不同酸壓規(guī)模下的裂縫長度及壓后生產(chǎn)能力變化情況（圖4、圖5）。

圖4 不同酸液規(guī)模下裂縫的幾何尺寸Fig.4 Geometrical dimensions of fracture at different acidizing fluid scales

圖5 不同酸液規(guī)模下對應(yīng)的累計產(chǎn)量Fig.5 Cumulative production in 2 years of different acidizing fluid scales

從圖4可以看出：酸液規(guī)模小于400 m3時，酸蝕的裂縫長度、高度增加的幅度較高；酸液規(guī)模超過600 m3時，增幅較小。根據(jù)目前對大石1HF井所鉆遇優(yōu)質(zhì)儲層的認(rèn)識可知：優(yōu)質(zhì)儲層厚度在30 m左右，因此，酸液規(guī)模在600 m3以內(nèi)較好。同時，從圖5可以看出，酸液超過400 m3后，累計日產(chǎn)氣和累計產(chǎn)氣增加幅度不大，因此，總體酸液規(guī)模為400 ～600 m3時最優(yōu)。

4.2 施工排量優(yōu)化

對于酸壓施工，為了延長酸液的作用距離，在井口及管柱施工限壓以下最大程度地提高施工排量[19-21]，大石1HF 井套管抗內(nèi)壓為117 MPa，下入加厚的N80 油管，抗內(nèi)壓為70 MPa，套管頭額定壓力為70 MPa，預(yù)測不同排量下施工壓力，在施工限壓60 MPa的情況下，最大施工排量可達(dá)5 ～6 m3/min。

5 現(xiàn)場試驗及應(yīng)用效果

大石1HF井酸壓施工（圖6），總液量為2 311.3 m3，平均單段液量為577.83 m3，平均每米用液量為4.2 m3，酸液總用量為2 129.2 m3，其中，主體酸為1 498.1 m3（主體酸配方為：20%HCl+0.4%可降解膠凝劑+1%緩蝕劑+1%鐵離子穩(wěn)定劑+0.3%高效助排劑+1%防膨劑），前置酸為508.7 m3，閉合酸為122.4 m3（前置酸/閉合酸配方為：20%HCl+0.2%可降解膠凝劑+1%緩蝕劑+1 %鐵離子穩(wěn)定劑+0.3 %高效助排劑+1 %防膨劑）。

圖6 大石1HF壓裂施工曲線Fig.6 Fracture curve of well-Dashi-1HF

壓后采用10 mm 油嘴測試穩(wěn)產(chǎn)4 h，油壓為14.21 MPa，日產(chǎn)氣量為22.55×104m3，產(chǎn)液量為2.2 m3/h（圖7）。

大石1HF 井壓后采用原管柱直接投產(chǎn)，節(jié)省了起下管柱時間，日產(chǎn)氣11.6×104m3，油壓為12.09 MPa，套壓為9.46 MPa，油壓、套壓、產(chǎn)量保持穩(wěn)定，目前累計產(chǎn)氣超過1 500×104m3，實現(xiàn)了渝東南淺層氣勘探的突破。

圖7 大石1HF井生產(chǎn)曲線Fig.7 Production curve of well-Dashi-1HF

6 結(jié)論及建議

1）大石1HF 井淺層碳酸鹽儲層孔隙度、滲透率、地層溫度、壓力系數(shù)、天然裂縫密度均較低，需要采用傷害低、返排快、規(guī)模大、排量高的酸壓工藝才能實現(xiàn)高效的改造及壓后高產(chǎn)。

2）室內(nèi)研究和現(xiàn)場試驗表明，優(yōu)選的清潔膠凝酸液體系，壓后返排液取樣測試的黏度為3.11 mPa·s，表面張力為28.62 mN/m，一趟分壓管柱具有作業(yè)時間短、壓后直接投產(chǎn)、成本低等優(yōu)點，可以滿足大石1HF井孔隙—裂縫型碳酸鹽儲層的改造需要。

3）渝東南淺層碳酸儲層物性差、裂縫不發(fā)育，建議開展體積酸壓工藝技術(shù)研究，提高裂縫復(fù)雜性和有效滲流面積，避免排量低、液量小而使得酸液刻蝕距離短、改造體積小的情況，同時加強大規(guī)模酸壓后返排研究，降低殘酸對儲層的傷害。