超高溫裂縫性變質片麻巖凝析油氣藏縫網酸壓改造技術
——以海上A氣田太古界潛山儲層為例

劉平禮 黃 晶 幸雪松 張 明 劉金明 羅志鋒 趙立強 陳 祥

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2. 中國海洋石油集團有限公司

3.中海油研究總院有限責任公司 4.中海石油（中國）有限公司天津分公司

0 引言

A凝析油氣藏整體受基底和走滑斷層控制，太古界（Ar）潛山片麻巖是該區主要勘探開發目的層[1-3]。氣藏具有埋藏深（4 600～5 000 m）、超高溫（儲層溫度約190 ℃）異常高壓（壓力系數約1.3）、特高含凝析油（凝析油含量約711 g/m3）、地露壓差小（1.32 MPa）、儲集巖巖性復雜、儲層非均質性強等特點[4-7]。前期部分井試采階段表現出生產壓差逐漸增大，產量逐漸降低的現象，亟需開展針對性增產改造技術研究。

此類超高溫變質片麻巖凝析油氣藏儲層增產改造尚無可借鑒經驗。時丕同等[8]提出酸化能改善片麻巖基質滲透性，增加產量，但針對該超高溫裂縫性凝析油氣藏，基質酸化措施作用距離有限，不能有效解除深度污染，是A凝析油氣藏前期探井測試酸化效果差的主要原因。片麻巖硬度高，脆性指數大，天然裂縫發育，滿足復雜縫網形成條件；采用體積壓裂技術，可以有效溝通天然裂縫系統，達到優異的增產效果[9-10]；但是海上體積壓裂施工限制較大，裂縫發育加砂壓裂砂堵風險高，且由于先期投產井采用篩管完井方式，不具備加砂壓裂可行性。

針對片麻巖酸化處理，土酸和鹽酸體系有所應用。提高氟化氫濃度可以增強對片麻巖的溶蝕，改善增產效果[11]。李秀偉[12]分析發現片麻巖儲集空間主要是方解石充填的孔縫，可以被鹽酸非均勻刻蝕，保持一定酸蝕裂縫導流能力，采用交聯酸體系酸壓施工后增產效果明顯。總體而言，目前片麻巖儲層增產改造缺乏相關理論和有效技術研究。

鑒于此，筆者分析了海上超高溫裂縫性變質片麻巖A凝析油氣藏儲層特征，針對該片麻巖儲層增產改造特殊性及挑戰，以實現該凝析氣藏高效開發為目標，提出了縱向上化學暫堵開啟酸蝕裂縫、平面上酸蝕激活溝通天然裂縫形成立體縫網的裂縫性片麻巖儲層縫網酸壓技術實現途徑，通過研發液體暫堵劑實現暫堵轉向，優化片麻巖縫網酸壓改造用酸液體系和工藝參數，為海上超高溫裂縫性片麻巖凝析油氣藏高效開發提供有效技術支撐，同時為其他地區同類油氣藏增產改造提供借鑒。

1 超高溫裂縫性變質片麻巖儲層的特殊性及增產改造挑戰

與深層超高溫砂巖、碳酸鹽巖儲層相比較，海上A氣田裂縫型變質片麻巖儲層特征具有特殊性，這顯然為儲層增產改造增添了難度。

1.1 海洋環境特殊，構造復雜，增產改造效果有限

海上A凝析油氣藏是在太古界底上發育起來的多層系、多結構、斷層復雜化的背斜圈閉類型。與陸地壓裂不同，海上壓裂受海洋平臺大小、載重能力、作業安全及運輸條件等限制，往往壓裂規模小，增產效果欠佳[13]。

1.2 氣藏埋藏深，超高溫異常高壓，特高含凝析油，儲層改造液體系配方選擇困難

該氣田生產井平均井深達5 000 m以上，井底溫度達180 ℃以上，儲層壓力系數高達1.3，凝析氣油比1 095 m3/m3，凝析油含量711～743 g/m3。這對增產改造流體要求極為苛刻：在180 ℃條件下，流變性、破膠、殘渣和摩阻等關鍵性能指標優良、具備工業化應用的改造液體系仍然屬于瓶頸技術；在180 ℃條件下，對酸液和酸性氣體（如CO2、H2S等）具有良好緩蝕效果的緩蝕劑仍然少見；在180 ℃條件下，酸巖反應速率較快，酸液作用距離有限，難以實現深部改造；降壓開采將導致劇烈相變損失凝析油，且儲層易形成反凝析傷害，同時外來流體侵入和地層流體滯留會形成液相圈閉，影響氣井產能。

1.3 地層應力水平高，破裂壓力大，基質起裂困難

通過礦物組分法[14]和巖石力學參數法[15]計算，儲層脆性指數較高（0.407～0.660），具備形成復雜裂縫的物質基礎。儲層水平主應力差為24.1 MPa，應力差異系數較大（0.27～0.32），整體地應力水平較高（82.6～106.6 MPa），轉向改造難度大，裂縫長期導流能力維持困難。破裂壓力達到96.2～119.3 MPa，這對壓裂設備、井口裝置及油套管的承載能力要求極高。儲層充填裂縫發育，充填物以鈣質、鐵質、硅質等酸可溶性物質為主（表1），具備激活天然裂縫物質條件，但同時需要防二次沉淀。因此，高應力水平下目標儲層想通過增產改造打碎基質，構建人工縫網的難度較大，縫網改造應著眼于激活天然裂縫。

1.4 巖性復雜，裂縫分布不均，長井段均勻改造難度大

目標儲層下部和頂部為片麻巖，巖性復雜。儲層物性差，孔隙度介于2 %～5 %，滲透率介于0.1～1.0 mD，具有低孔超低滲物性特征。微裂縫發育，裂縫密度1.2～4.3 條/m（圖1-a），有效縫縫寬0.1～1.0mm，縫長0.3～2.5 cm。其中，H1井全井段裂縫分布不均，集中發育于目的層上部和下部，中部相對欠發育，非均質性極強（圖1-b），長井段均勻改造難度大。化學暫堵是實現長井段均勻改造的有效手段，但目前暫堵劑受完井方式、儲層高溫等方面的影響，且儲層物性和地應力差異大，裂縫的分布、層內或段內及縫內或縫口轉向的實現、暫堵劑的選擇都是棘手問題。

2 復雜縫網酸壓技術實現途徑

由于海上作業環境、地質力學條件限制、篩管完井方式等影響，海上A凝析油氣藏難以通過“打碎”儲層的方式構建復雜縫網。而儲層天然裂縫發育，縫內有效充填鈣質硅質等酸可溶礦物，具備激活天然裂縫條件。因此，改造思路是縱向上化學暫堵開啟酸蝕裂縫、平面上酸蝕激活溝通天然裂縫形成立體縫網，具體技術實現途徑為：①開啟和溝通天然裂縫，形成復雜縫網。利用低黏壓裂液（如滑溜水或線性膠）的水力作用形成張性粗糙縫、剪切滑移縫，盡可能提高排量，使得天然裂縫互相溝通；②多級酸液刻蝕裂縫，形成高導流縫網；將酸液與低黏壓裂液組合，多級大液量注入，盡可能多地波及儲層，擴大酸蝕體積；利用酸液對裂縫充填物及鉆完井液堵塞物的高效溶蝕性能，在裂縫表面產生有效酸刻蝕，使裂縫不能完全閉合，改善和提高裂縫導流能力；③段內或段間多次暫堵，形成復雜立體縫網[16-17]；液體暫堵劑多段注入，提高縫口或縫內壓力，迫使壓裂液和酸液轉向，實現全井段均勻改造，形成復雜立體縫網。

3 變質片麻巖復雜縫網酸壓液體體系研究

針對海上A凝析油氣藏儲層特征特殊性，結合復雜縫網酸壓工藝要求，研制出納米氣濕反轉劑和過篩管液體暫堵劑，優選出縫網酸壓酸液體系。

3.1 過篩管液體暫堵劑

H1井為超高溫深井，目的層段采用割縫篩管完井，常規暫堵劑難以通過篩管且耐溫有限，于是研發了一種具有溫度響應的液體暫堵劑，材料配方及合成方法見相關專利[18]。液體暫堵劑常溫條件下為液態，加熱后從液態變為固態，進一步提高溫度，固態又變為液態，之后無論升高或降低溫度，相態將保持不變。其在施工中的工作原理為：①地面溫度T2下，高壓泵注工作液（酸液或壓裂液）造縫或溝通天然裂縫，且使得縫內溫度降低至T1；②在地面溫度T2下，注入液體暫堵劑，其在裂縫內受熱后從低黏液態變為耐壓的固態，形成體積暫堵[16]；③再次高壓泵注工作液，暫堵作用將起到憋壓，從而形成新裂縫，通過控制暫堵位置，可以實現縫內或層內、縫口或層間暫堵；④施工結束后，縫內及近縫地帶溫度將升高至原始地層溫度T0，期間，暫堵劑將自動從固態變為低黏液態，返排至地面（T2＜T1＜T0）。由于液體暫堵劑相態轉變是在裂縫內進行，所以低黏的液體暫堵劑可以輕松通過割縫篩管，關于溫度場的控制見相關專利[19]；暫堵強度的大小關系到能否產生新裂縫，暫堵強度的測試方法見相關文獻[20]。實驗結果如圖2所示，當暫堵長度不斷增加，突破壓力逐漸增大，表明控制暫堵長度，可以控制暫堵強度。此外，關于液體暫堵劑用量設計可以參見相關專利[21]。

圖2 液體暫堵劑相態轉換及承壓能力圖

3.2 低傷害縫網酸液體系

針對海上A凝析油氣藏片麻巖儲層埋藏深、地層超高溫、高應力的特點，酸液體系的選擇需要綜合考慮酸液的緩速性、緩蝕性、降阻性和高溫穩定性，以及酸巖反應后裂縫刻蝕形態和裂縫導流能力等。H1井儲層巖粉溶蝕實驗表明，相比鹽酸和有機自生酸，土酸、有機土酸和多氫螯合酸溶蝕率較高（圖3-a）。而多氫螯合酸體系總體緩速效果好、能有效抑制二次沉淀，優選多氫螯合酸作為主體酸（圖3-b）。其他添加劑為酸液常規添加劑，包括降阻劑、緩蝕劑、鐵穩劑、助排劑、防膨劑。

多氫螯合酸對片麻巖巖板刻蝕較均勻，能夠得到一定的導流能力。激光掃描圖顯示巖板部分區域得到有效刻蝕（表2虛線圈）。提高酸液濃度，刻蝕效果增強，在高閉合壓力下導流能力可提高1.5～2.0倍（圖4）。最終確定主體酸配方為：6% HCl +3%SA608 + 5%SA708 +其他添加劑。但片麻巖儲層總體酸蝕裂縫導流能力有限，僅僅依靠酸液的溶蝕作用很難建立有效的滲流通道。所以主體酸設計目標主要是溶蝕天然裂縫中的鈣質、硅質以激活天然裂縫形成縫網。

圖4 多氫螯合酸酸蝕裂縫導流能力曲線圖

3.3 氣濕反轉劑

用氟碳表面活性劑對納米SiO2表面改性制備納米流體氣濕反轉劑。開展巖心滲透率實驗，用多氫螯合酸+氣濕反轉劑處理液驅替巖心后，氣測滲透率提高了91.7 %，凝析油滲透率提高了35.8 %（圖5），表明納米氣濕反轉劑氣濕反轉性能較好，具備長效解除液相傷害的能力。

圖5 氣濕反轉劑協同多氫螯合酸解除液相傷害效果圖

表 2 刻蝕前后巖心照片及掃描照片匯總表

4 工藝參數優化

工藝參數直接影響縫網酸壓效果。根據測井資料建立天然裂縫隨機分布模型，立足于總改造體積最優，通過模擬計算，優化工藝參數。當總注入液量一定，改造段數增加，總改造體積先增加后減小（圖6-a），存在最優改造段數3段。當采用3段改造模式，每段注入液量均分時，增加總注入液量，總改造體積增大，而總注入液量500 m3，激活天然裂縫總條數最多，優選總注入液量500 m3（圖6-b）。當采用3段改造模式，總注入液量500 m3條件下，提升排量，濾失量增加，總改造體積逐漸降低，優化排量2～3 m3/min，而為了激活更多天然裂縫，可適當提升排量（圖 6-c）。

圖6 改造段數、總注入液量、排量優化結果圖

5 現場應用效果

H1井縫網酸壓施工曲線如圖7所示。階段1：在排量1.8 m3/min下，地層破裂明顯（泵壓63.9 MPa），持續約1 min后泵壓快速下降至56.8 MPa。階段2：停泵測壓降30 min，壓力從24.1 MPa降至7.3 MPa，壓降幅度較大，G函數曲線呈“壓力型”濾失特征，說明近井附近發育天然裂縫。階段3：在排量恒定的情況下，圖7中①處泵壓迅速降低，表明地層出現明顯破裂，實現了技術中的“擴”。階段4～6：在排量相對穩定的情況下，圖7中出現了5處（即②～⑥）壓力下降，表明酸液已在逐步刻蝕和溝通天然裂縫，實現了技術中的“溶”。階段7：第一次暫堵，泵壓從42.6 MPa升至50.1 MPa，壓力增幅7.5 MPa。階段8：在排量穩定的情況下，泵壓從57.6 MPa降至47.7 MPa（圖7中⑦處），壓力降幅9.9 MPa，表明地層發生破裂，實現暫堵轉向，階段7和8共同實現了技術中的“堵”“轉”和“擴”。階段9～10：排量恒定，泵壓驟降（圖7中⑧和⑨處），表明酸液已實現“溶”。同理分析后續階段，出現了4次明顯壓降（即圖7中⑩～?），實現了技術中的“擴、溶、堵、轉”思想。

圖7 H1井縫網酸壓施工曲線圖

實際泵注總液量489.8 m3，其中酸液累計注入302 m3，暫堵劑累計注入30 m3。H1井縫網酸壓后自噴，酸壓后井口測試產氣量為6.59×104m3/d，較改造前提高48%，產凝析油為54.16 m3/d，相較措施前增產幅度11%。

6 結論

1）提出了海上A凝析油氣藏縫網酸壓技術實現途徑。借助低黏流體水力作用錯開、張開天然裂縫，依靠酸液溶解天然裂縫中的填充物及鉆完井液堵塞物，并在一定程度上刻蝕裂縫，達到激活天然裂縫、提高縫網導流能力的目的；依靠過篩管液體暫堵劑，多次注入實現多次暫堵，從而提高縫口或縫內壓力，強迫后續流體轉向，開啟并溝通更多的天然裂縫。

2）研制的納米氣濕反轉劑協同多氫螯合酸，具有氣濕反轉、良好緩速、抑制二次沉淀及有效刻蝕性能；研制的過篩管液體暫堵劑可順利通過篩管等防砂完井。

3）現場試驗表明，改造后H1井日產氣量較改造前提高48%、日產凝析油較改造前提高11%，證明了技術的有效性，可為類似油氣藏增產改造提供借鑒。