酸基壓裂液體系在低溫碳酸鹽巖儲層的研究與應(yīng)用

張 宸，宋愛莉，陳慶棟，高 雙

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300452)

0 引言

臨興區(qū)塊是中海油的陸地區(qū)塊之一，主要開發(fā)煤層氣和致密砂巖氣。近年來鉆遇了奧陶系馬家溝組，經(jīng)巖性分析為碳酸鹽巖，儲層性質(zhì)與大牛地等地馬家溝組儲層類似，儲層溫度較低，為50～60℃，測井解釋結(jié)果顯示此層組賦存有天然氣，需采用增產(chǎn)技術(shù)進行儲層開發(fā)。酸壓是碳酸鹽巖儲層最有效的增產(chǎn)措施之一。國內(nèi)外碳酸鹽巖儲層溫度通常超過80℃，目前成熟的酸液體系在低溫條件下黏度較高，會堵塞儲層影響返排。為進一步探明馬家溝組儲層地質(zhì)儲量及物性，加深儲層認(rèn)識，需通過室內(nèi)實驗研發(fā)出一套適用于低溫儲層的酸基壓裂液體系，對臨興區(qū)塊馬家溝組儲層進行酸壓改造[1-10]。

1 臨興區(qū)塊馬家溝組地質(zhì)概況

臨興區(qū)塊位于山西省呂梁市臨縣和興縣境內(nèi)，隸屬臨興PSC區(qū)塊且位于臨興區(qū)塊中部，面積746.293 km2。蔡家會區(qū)位于臨興中區(qū)塊的中部，面積205.72 km2。坐標(biāo)范圍東經(jīng)110°41′～110°51′，北緯38°04′～38°16′。蔡家會區(qū)屬于黃土塬地貌，地形以黃土丘陵為主，地面海拔850～1 560 m，西北低、東南高。

臨興區(qū)塊中區(qū)整體表現(xiàn)出東南高西北低的構(gòu)造格局，自東向西分為紫金山隆起帶、紫金山斜坡帶、環(huán)紫金山凹槽帶和平緩構(gòu)造區(qū)4個構(gòu)造單元。受紫金山侵入體的影響，靠近紫金山隆起帶的構(gòu)造比較復(fù)雜，與火山活動相關(guān)的斷裂較發(fā)育，環(huán)紫金山巖體呈弧形和放射狀展布，自下而上具有較好的繼承性;遠(yuǎn)離紫金山隆起帶與構(gòu)造運動相關(guān)的斷裂不發(fā)育，平面上呈北東向，零星分布在工區(qū)西南部和東北部，與整個臨興中區(qū)塊的斷裂展布方向一致，對構(gòu)造的控制作用較小，自下而上具有較好的繼承性。

臨興區(qū)塊馬家溝組儲層埋藏2 000～2 500 m，儲層溫度50～60℃，為低溫儲層。從錄井結(jié)果來看，目的層巖性以淺灰色灰質(zhì)白云巖為主，泥晶結(jié)構(gòu)，見少量粉晶結(jié)構(gòu)。性硬、脆，致密，瓷狀斷口，巖屑呈片狀。測井解釋為差氣層。目標(biāo)井為探井，儲層全巖分析實驗結(jié)果表明，馬家溝組儲層白云石含量較高，硬石膏含量其次，并含有少量石英及黏土礦物。臨興區(qū)塊馬家溝組白云巖儲層以白云石為主，非均質(zhì)性較強。

2 馬家溝組碳酸鹽巖儲層酸基壓裂液體系研究

分析臨興區(qū)塊馬家溝組儲層資料可知儲層溫度較低，常規(guī)稠化酸體系在低溫條件下黏度較高，破膠難度大;儲層為白云巖儲層，低溫條件下酸巖反應(yīng)速率較慢;儲層未開發(fā)，目標(biāo)井為探井，儲層能量無法確定。

參考行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5405—2019《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標(biāo)》、SY/T 5755—2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》、SY/T 5971—2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩(wěn)定劑性能評價方法》、SY/T 5107—2016《水基壓裂液性能評價方法》及SY/T 6571—2012《酸化用鐵離子穩(wěn)定劑性能評價方法》的實驗評價方法，采用RS-6000高溫高壓耐酸流變儀、旋轉(zhuǎn)圓盤腐蝕速率測定儀、離心機等實驗設(shè)備，針對儲層特征開展低溫酸基壓裂液研發(fā)。適用的酸液體系應(yīng)具有高鹽酸濃度、低溫條件下可破膠、返排能力強、可補充地層返排能量[11-15]等特點。

2.1 鹽酸濃度優(yōu)化

選擇目標(biāo)井儲層巖心粉碎后進行溶蝕實驗。從表1實驗結(jié)果來看，溶蝕率隨鹽酸濃度增大而增大，鹽酸濃度達(dá)到20%后溶蝕率基本不變。20%濃度鹽酸條件下平均巖心溶蝕率為71%，說明鹽酸對臨興區(qū)塊馬家溝組白云巖儲層溶蝕效果較好。

表1 巖心溶蝕實驗結(jié)果Table 1 Experimental results of core dissolution

臨興區(qū)塊特點如下:1)巖性為白云巖儲層，儲層溫度低，低溫條件下酸巖反應(yīng)速率慢，應(yīng)提高鹽酸濃度;2)增大鹽酸濃度會增加儲層溶蝕效果，20%濃度鹽酸溶蝕效果較好;3)初次開發(fā)，未建設(shè)配酸站，鹽酸濃度超過20%情況下，酸液揮發(fā)嚴(yán)重，現(xiàn)場施工難度增加。因此，結(jié)合儲層特點、實驗結(jié)果和現(xiàn)場條件，酸液體系選擇20%鹽酸濃度。

2.2 酸液黏度優(yōu)化

碳酸鹽巖儲層通常為中高溫-高溫儲層，酸壓過程中酸液進入地層后溫度升高，隨施工進行黏度逐漸降低至破膠黏度，可順利返排。臨興馬家溝組儲層溫度低，酸液進入儲層后黏度下降幅度較小，為防止酸液黏度過高堵塞儲層而影響返排，需對酸液黏度進行優(yōu)化。

室溫條件下配制不同黏度稠化酸，測定黏度后置于55℃水浴2 h再次測定黏度，由圖1可以看出，儲層溫度條件下稠化酸黏度下降率約為20%。結(jié)合低溫白云巖儲層酸巖反應(yīng)速率慢的特點，低黏稠化酸可滿足酸壓改造要求，因此選擇酸液黏度8～10 mPa·s，可防止酸液堵塞地層。

圖1 稠化酸黏度優(yōu)選Fig.1 Preferred viscosity of thickened acid

稠化劑是酸壓體系中起增黏作用的藥劑，通常分為粉劑和乳液。分別選取粉劑和乳液的稠化劑進行實驗，在170/s條件下剪切2 h，測定其黏度變化，實驗結(jié)果如表2所示。

表2 不同稠化劑在不同加量下稠化酸耐溫流變性能Table 2 Temperature resistance and rheological properties of thickening acid under different dosage of different thickener

乳液稠化劑由粉劑與乳液1∶2.5配置而成。從實驗結(jié)果可以看出，酸液體系黏度隨稠化劑加量的增加而增加，在0.10%粉劑加量下，稠化酸黏度為8.62 mPa·s;加量達(dá)到0.50%時，黏度為46.87 mPa·s。乳液狀稠化劑黏度按照配置比例折算，與粉劑基本一致，即0.25%乳液加量時黏度為8.94 mPa·s，1.00%乳液加量下黏度達(dá)到38.25 mPa·s。

根據(jù)儲層特點，粉劑稠化劑加量0.10%或乳液稠化劑加量0.25%時滿足酸液黏度8～10 mPa·s的要求。分別測定兩者達(dá)到最終黏度90%的時間，表征兩者溶解性，實驗結(jié)果如表3所示。

表3 不同稠化劑溶解能力測定Table 3 Determination of the solubility of different thickeners

由實驗結(jié)果可以看出，粉劑加量較低條件下，分散性強，溶解速度快，95 s黏度即可達(dá)到最終黏度的90%，而乳液溶解分散所需時間為247 s，因此選擇溶解速度更快的粉劑作為酸基壓裂液體系稠化劑。

2.3 其他助劑

在確定了鹽酸濃度和稠化劑濃度之后，進行各項添加劑的性能評價實驗，確定了緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑、助排劑、防膨劑等添加劑的種類、用量。具體實驗結(jié)果如表4所示。

酸液中加入1.0%的緩蝕劑，對鋼片的平均腐蝕速率由125.491 g/(m2·h)降到了2.062 g/(m2·h)，因此最終確定1.0%緩蝕劑作為酸液體系加量。

表5中鐵離子穩(wěn)定劑1對鐵離子的穩(wěn)定能力最優(yōu)，為220 mg/m L，符合Q/HS YF 214—2012《酸壓用鐵離子穩(wěn)定劑技術(shù)要求及檢驗方法》中要求穩(wěn)定鐵離子的能力100 mg/m L的要求。

表5 稠化酸體系鐵離子穩(wěn)定劑性能測定Table 5 Determination of the properties of iron ion stabilizers in the thickened acid system

臨興區(qū)塊馬家溝組碳酸鹽巖儲層初次開發(fā)，地層能量未知，可選擇多種助排手段增加酸液返排能力:1)添加助排劑，降低酸液體系表界面張力，滿足壓裂液體系綜合性能指標(biāo);2)混氮酸壓工藝:氮氣隨液體注入儲層，增加地層能量，增強酸液體系返排能力;3)添加0.5%起泡劑，酸液返排過程中泡沫可大大提高攜液能力，伴注液氮、酸巖反應(yīng)生成的二氧化碳和地層中存在的天然氣均與酸液混合，在起泡劑作用下形成泡沫，提高體系返排能力。

在表6中，0.5%助排劑-3的體系表面張力為24.3 m N/m，滿足SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》的要求。所以在酸液中加入0.5%助排劑-3。

表6 稠化酸體系助排劑性能測定Table 6 Determination of the drainage agent performance of the thickening acid system

如表7所示，在稠化酸體系中，1.0%KCl溶液防膨率最優(yōu)，達(dá)到94.67%，滿足礦場施工要求，因此加入1.0%KCl作為黏土穩(wěn)定劑。

表7 稠化酸體系防膨性能測定Table 7 Determination of anti swelling property of thickened acid system

最后形成的酸壓體系配方為:20%HCl+0.1%粉劑稠化劑+1.0%緩蝕劑+1.0%鐵穩(wěn)劑+0.5%助排劑+0.5%起泡劑+1.0%KCl。

3 酸壓體系礦場應(yīng)用

LX-xx井位于臨興中區(qū)平緩構(gòu)造區(qū)，完鉆井深2 153 m，儲層溫度56℃，滲透率0.18 m D，儲層巖性為白云巖，Φ139.75 mm(5in)套管完井，固井質(zhì)量優(yōu)，儲層有效厚度3.4 m，地層壓力系數(shù)1.06，上下隔層應(yīng)力差為3～4 MPa。該井為評價井，是臨興區(qū)塊第一口酸壓開發(fā)井，酸壓的目的為探索新層系，根據(jù)儲層特點及酸壓目的制定工藝方案。

3.1 工藝選擇

針對不同儲層特點其酸壓工藝不同。混氮酸壓是在酸壓過程中伴注液氮的酸壓工藝，主要有降濾、緩速、清縫、助排、易于返排等作用。與其他較為復(fù)雜的酸壓工藝相比，混氮酸壓工藝可達(dá)到施工要求的目的[16-20]。

采用前置酸可解除井筒內(nèi)及近井地帶污染并降低巖石破裂強度，有利于造縫;主體酸具有一定的黏度，能降低酸液濾失，有利于造縫;閉合酸可對形成的裂縫進一步溶蝕，保證裂縫導(dǎo)流能力。通過軟件模擬，相比于其他酸壓工藝，混氮酸壓+閉合酸化得到的裂縫縫長可滿足此次施工要求，因此酸壓工藝方案確定為前置酸+主體酸+閉合酸，同時采用液氮伴注的酸壓工藝。

3.2 工作液體系

根據(jù)以上實驗及現(xiàn)場需求，采用的酸液體系配方如下:

1)前置酸配方

18%HCl+1.0%緩蝕劑+0.5%鐵穩(wěn)劑+0.5%助排劑+1.0%KCl。

2)稠化酸配方

20%HCl+0.1%粉劑稠化劑+1.0%緩蝕劑+1.0%鐵穩(wěn)劑+0.5%助排劑+0.5%起泡劑+1.0%KCl。

3)閉合酸配方

18%HCl+1.0%緩蝕劑+0.5%鐵穩(wěn)劑+0.5%助排劑+1.0%KCl。

3.3 施工參數(shù)

LX-xx井儲層為薄層，有效厚度3.4 m，酸壓目的為探索新層系，儲層特征未完全明確，因此不宜采用過大規(guī)模的酸壓工藝。分別選取不同的酸液用量和排量并使用壓裂模擬軟件模擬裂縫形態(tài)，優(yōu)選出最佳施工參數(shù)，最終確定的主體酸液用量為90 m3，施工排量2.5 m3/min。施工參數(shù)如表8所示。

表8 LX-xx井施工參數(shù)Table 8 LX-xx well construction parameters

3.4 現(xiàn)場應(yīng)用

采用優(yōu)選的酸液體系及工藝于LX-xx井進行施工，壓裂施工累計入地總凈液量121.3 m3，停泵壓力34.5 MPa。LX-xx井馬家溝組酸壓施工曲線如圖2所示。

圖2 LX-xx井馬家溝組酸壓施工曲線Fig.2 Acid pressure construction curve of Majiagou Formation in LX-xx well

前置酸階段，在前置酸泵入過程中泵壓下降，在排量不變的情況下油壓下降，說明前置酸對儲層進行了有效溶蝕，前置酸體系對儲層有較好的工藝效果;主酸壓階段，泵注酸液后油壓保持平穩(wěn)，說明此壓力下裂縫起裂、延伸良好，酸壓過程施工順利，與小壓測試所得數(shù)據(jù)匹配性良好，表明設(shè)計的施工排量較為合理;閉合酸階段，泵壓下降，在排量恒定的情況下油壓緩慢下降，說明閉合酸進入儲層后，進一步對產(chǎn)生的裂縫進行溶蝕，增強了裂縫導(dǎo)流能力，提升了改造效果;頂替液階段，將施工管柱中存留的酸液泵入儲層后，壓力略有上升，也證明了閉合酸對儲層的溶蝕。施工結(jié)束后2 h開始返排，返排液p H值為5～6，返排液體共87.7 m3，返排率為72.3%。

總體來說，施工過程順利，返排效果良好，驗證了優(yōu)選的酸基壓裂液體系及工藝在臨興馬家溝組低溫碳酸鹽巖儲層酸壓的適用性。

4 結(jié)論

1)低溫碳酸鹽巖儲層與中高溫碳酸鹽巖儲層在儲層特征、物性和巖性等多方面存在較大差異。針對臨興區(qū)塊馬家溝組儲層特點，形成了低溫酸基壓裂液體系，最佳配方為20%HCl+0.1%粉劑稠化劑+1.0%緩蝕劑+1.0%鐵穩(wěn)劑+0.5%助排劑+0.5%起泡劑+1.0%KCl。

2)針對儲層特點，形成的低溫酸基壓裂液體系性能為巖心溶蝕率71%，體系黏度8～10 mPa·s，55℃條件下黏度下降率20%，腐蝕速率2.062 g/(m2·h)，鐵離子穩(wěn)定能力220 mg/ml，防膨率94.67%。

3)采用前置酸+主體酸+閉合酸，配合液氮伴注的酸壓工藝完成了海油內(nèi)部第一口井LX-xx井的酸壓礦場施工。施工共入井液體121.3 m3，返排率為72.3%，壓裂液順利壓開裂縫，裂縫起裂、延伸良好。LX-xx井的工藝成功實施，驗證了該文研究的配方在低溫碳酸鹽巖儲層的適用性及可行性。