裂縫型儲層酸液濾失可視化研究與應用

王洋

中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院

塔河油田碳酸鹽巖油藏儲集空間以天然裂縫、大洞穴和溶蝕孔洞為主，80%油井需要通過酸壓提高產能，酸蝕裂縫長度直接影響酸壓效果的好壞。塔河碳酸鹽巖油藏酸壓過程中酸液極易形成酸蝕蚓孔并擴大天然裂縫，既加劇了酸液濾失又降低了液體效率，嚴重制約了酸蝕裂縫長度進一步延伸，因此準確認識塔河裂縫型儲層酸液濾失機理及影響因素是設計優化的關鍵。目前國內外對前置液濾失做了大量研究［1］， Panga等將酸蝕形態分為均一溶蝕、分支蚓孔、主導蚓孔、錐形蚓孔和面溶蝕5種模型，提出碳酸鹽巖儲層酸蝕蚓孔形成是酸液擴散作用和對流決定的［2］；Lzgec O等認為酸液流動主通道的形成受溶蝕孔縫分布影響［3］；郭建春等研究了存在酸蝕蚓孔的酸液濾失計算方法，將蚓孔內的酸液濾失劃分為蚓孔中酸液體積擴展濾失、蚓孔末端濾失以及沿蚓孔壁面濾失［4］。上述研究方法只分析了酸蝕蚓孔對酸液濾失的影響，缺乏天然裂縫對酸液濾失控制機理及影響因素研究。因此，針對塔河裂縫型儲層天然裂縫發育的實際情況，研制了酸蝕裂縫可視化濾失模擬評價儀，既實現了定量化研究天然裂縫對酸液濾失的影響，又直觀顯示試驗結果，為塔河裂縫型儲層酸壓設計優化提供了依據。

1 實驗設計

1.1 可視化濾失儀

塔河裂縫型儲層天然裂縫發育，酸壓過程中酸液在天然裂縫中的濾失量較大［5-6］。自主研制了酸蝕裂縫可視化濾失模擬評價儀（圖1），主要由加壓系統、裂縫模擬系統、儀表系統和排液系統組成。其中裂縫模擬系統利用專用切割工具，在大尺度地層巖心制成的碳酸鹽巖巖板上刻畫出多條寬度不同的網絡狀裂縫。裂縫尺度設計參照塔河裂縫型儲層天然裂縫寬度，能很好地模擬酸液的真實濾失情況。

1.2 巖板刻痕可視化模型的制作

塔河裂縫型儲層天然裂縫發育，具有密度大（＞20條/m）、尺度大（寬度1～3 mm為主）、角度大（中高角度裂縫發育）的特點，結合塔河裂縫型儲層天然裂縫發育情況，在由大尺度地層巖心制成的碳酸鹽巖巖石板上，用專用切割工具制作網狀裂縫模型，用以研究塔河地層天然裂縫組合條件下的酸液濾失機理及影響因素，如圖2所示。

1.3 實驗酸液選擇

為對比不同酸液類型對酸液濾失的影響，實驗酸液選用膠凝酸和地面交聯酸，膠凝酸配方：20%HCl+0.7%膠凝劑+2%緩蝕劑+1%鐵離子穩定劑+1%破乳劑+1%助排劑；地面交聯酸配方：20%HCl+0.7%稠化劑+2%緩蝕劑+1%破乳劑+1%鐵離子穩定劑+2%交聯劑。

圖1 酸蝕裂縫可視化濾失模擬評價儀Fig.1 Visual filtration simulation and evaluation unit for acid etched fractures

圖2 網狀裂縫模型Fig.2 Fracture network model

1.4 實驗方案設計

塔河裂縫型儲層多采用多級交替注入酸壓工藝降低酸液濾失，提高液體效率和酸液作用距離，實現溝通裂縫遠端儲集體的目的。設計多級交替注入酸壓實驗方案見表1，重點分析酸液類型、交替注入級數、前置液比例和注酸排量對酸液濾失的影響。

2 實驗結果分析

2.1 酸液類型的影響

采用膠凝酸與地面交聯酸，測試不同酸液對酸液濾失的影響。兩巖板每輪次注入1 PV前置液后切換為注酸2 PV，3輪次交替注入后停止，如圖3和圖4所示。實驗結果表明：膠凝酸3級交替注入過程中呈現明顯的入口端效應，酸液主要消耗在入口附近，入口端酸蝕縫寬明顯大于裂縫端部，且隨交替級數的增加，現象越明顯；膠凝酸在網絡裂縫中濾失存在明顯的選擇性，優先選擇寬的主優勢通道濾失，3 mm寬裂縫濾失量大，1 mm窄裂縫濾失量小；地面交聯酸酸巖反應速度比膠凝酸低，酸蝕裂縫寬度比較均勻。因此，塔河裂縫型儲層多級交替注入酸壓應選擇地面交聯酸，降低近井地帶的濾失和酸液消耗，實現深度酸壓的目的。

表1 塔河裂縫型儲層酸液濾失可視化實驗方案Table 1 Visual test program of acidizing fluid filtration in Tahe fractured reservoir

圖3 膠凝酸三級交替注入酸壓Fig.3 3-stage alternative injection acid fracturing of gelling acid

圖4 地面交聯酸三級交替注入酸壓Fig.4 3-stage alternative injection acid fracturing of surface crosslinked acid

2.2 交替注入級數的影響

采用酸巖反應速率較快的膠凝酸測試了1級、3級和5級交替注入級數對酸液濾失的影響，具體情況如圖5所示。注酸總量固定為6 PV，模擬注酸排量為4 m3/min，前置液注入量為每輪次注酸量的一半。由圖可知，隨交替注入級數的增加，酸液入口端效應明顯減弱，多輪次前置液充填以及酸液的指進現象都有利于減少酸液的損耗。同時隨著注入級數增加，酸液流經裂縫條數減少，進一步降低了酸液濾失，遠處裂縫酸蝕效果明顯增強。交替注入級數越多，施工規模越大，現場操作越復雜，綜合考慮酸壓規模經濟性及現場可操作性，建議塔河裂縫型儲層多級交替注入酸壓3～5級為優。

圖5 不同交替注入級數對比Fig.5 Comparison between different alternative injection stages

2.3 前置液比例的影響

測試交替注入5級，前置液比例25%、40%和50%條件下不同前置液比例對酸液濾失的影響，注酸總量均為6 PV。如圖6所示，隨著前置液比例的增加，前置液進入更多的天然裂縫系統進行了有效的填堵，減少了酸液濾失，酸蝕裂縫的寬度和深度明顯增加，尤其是當前置液比例達到50%時，酸蝕效果較前置液比例為40%時大幅提升，較高的前置液比例有利于酸液向地層深部流動，建議塔河裂縫型儲層多級交替注入酸壓前置液比例50%。

圖6 前置液比例的影響Fig.6 Effect of prepad fluid proportion

2.4 注酸排量的影響

為探索注酸排量對酸液濾失的影響，控制注酸總量為6 PV，交替注入級數3級，設置3種不同的注酸排量（2 m3/min、4 m3/min、6 m3/min），進行 3 組酸蝕裂縫酸液濾失實驗。

低排量下酸液主要消耗在網絡裂縫的入口端［7］。從出口端裂縫寬度、深度變化百分比（如圖7所示）可看出，隨著注酸排量由2 m3/min提高至6 m3/min，遠端裂縫酸蝕寬度和深度變化率明顯增加，尤其是當注酸排量達到6 m3/min時，遠端裂縫酸蝕深度變化率較4 m3/min提高40%，注酸排量越大，酸液近井濾失越小，更多的酸液將被推送到遠端裂縫。因此為降低酸液近井濾失，在施工井口限壓條件下，應盡可能提高注酸排量，增大裂縫遠端刻蝕。

圖7 不同注酸速度下裂縫寬度變化Fig.7 Relationship of fracture width vs.acid injection rate

3 現場應用

塔河油田躍進區塊奧陶系油藏西部斜坡區天然裂縫極為發育，裂縫以構造縫為主，其中80%為高角度裂縫。前期采用壓裂液+膠凝酸前置液酸壓工藝改造存在以下問題：天然裂縫濾失明顯，酸壓液體效率比較低（18.5%），擬合的有效酸蝕縫長比較短（平均長度80 m）；壓后油井均表現為液面快速下降，自噴期短，累產低的特點，平均累產油1 000 t后即供液不足關井。

躍進區塊西部斜坡YJX井奧陶系儲層埋深度為7 200 m，成像測井顯示改造層段天然裂縫發育，巖性為黃灰色泥晶灰巖、含砂屑泥晶灰巖、砂屑泥晶灰巖、泥晶砂屑灰巖。依據塔河裂縫型儲層酸液濾失可視化試驗成果，YJX井以降低酸液濾失、提高液體效率、增大酸蝕縫長為目標進行設計：優選濾失量小、遠端裂縫酸蝕能力強的地面交聯酸取代前期酸壓用膠凝酸體系；綜合考慮最佳裂縫半長和施工成本因素，優化施工規模900 m3，將前置液比例提升至50%，利用前置液對裂縫的充填作用進一步降低濾失；采用3級交替注入酸壓工藝，大排量注酸提高遠端裂縫酸蝕效果。

YJX井采用3級交替注入壓裂液+地面交聯酸酸壓工藝，現場注酸最大排量7 m3/min，最高泵壓91.2 MPa。壓后擬合結果表明，酸壓液體效率和酸蝕縫長較鄰井增加明顯，其中酸壓液體效率提升15%，酸蝕縫長增加35 m。壓后初期油壓20 MPa，日產油30 t/d，累產油1.5×104t，增油效果顯著。

4 結論及建議

（1）自行研制的酸蝕裂縫可視化濾失模擬評價儀采用網狀裂縫模型模擬塔河裂縫型儲層真實裂縫系統，能有效模擬酸液在裂縫型儲層中的濾失行為，從而為塔河裂縫型儲層酸壓設計優化提供理論依據。

（2）塔河裂縫型儲層酸壓過程中酸液濾失嚴重，綜合采用地面交聯酸、3～5級交替注入酸壓工藝、增加前置液比例至50%充填天然裂縫和提高排量注酸等措施，能有效降低酸液在網絡裂縫中的濾失，提高酸壓液體效率，增大酸液穿透距離。

（3）建議采用CT掃描技術，結合數字化方法分析網狀裂縫表面形態在酸液濾失前后的變化情況，進一步深入研究酸液在天然裂縫網絡中的濾失機理。

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