海上特低滲砂巖儲層酸化增效技術研究與應用*

劉成林 任 楊 孫 林 劉偉新 徐 斌

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司 3.卡爾加里大學土木工程系 4. OGI地質力學公司)

0 引 言

受海上平臺空間面積、作業(yè)費用和水源等條件限制，目前適應性較廣的酸化技術是中國海上油田最主要的增產措施，年施工規(guī)模約600井次，取得了顯著的增產效果。但隨著海上油田勘探開發(fā)的不斷深入，陸續(xù)發(fā)現了一批特低滲(5～10 mD)、低滲(10～50 mD)[1]砂巖儲層，例如南海東部油田古近系儲層探明儲量超過5×107m3，其中特低滲、低滲砂巖儲層儲量占到。這些儲層進行酸化施工時通常表現為泵注壓力高、排量低、施工壓力擴散緩慢[2]，同時酸化作業(yè)后增產幅度有限。特別是在特低滲砂巖儲層，上述特征更加明顯，常規(guī)酸化施工遇到較大技術瓶頸。

目前國內研究特低滲、低滲儲層酸化主要集中在長慶、延長、吐哈、新疆和塔里木等油田，長慶環(huán)江油田延長組平均滲透率0.43 mD[3]，采用多元緩速螯合酸，酸化后降壓4.2 MPa，吸水指數增加2倍；長慶姬源油田長4+5油藏[4]平均滲透率0.83 mD，23井次油井酸化，日增油大于5 t；長慶姬塬油田長8超低滲油藏[5-6]滲透率0.1～2.3 mD，采用復合酸和緩速酸等體系，39井次水井酸化，有效率88.2%，平均降壓2.1 MPa，單井日增注13 m3；中原文東油田東13特低滲油藏[7]，滲透率小于5 mD，采用無機酸、氟化物、有機酸及有機酸鹽復合的緩速酸，應用16口井，100%有效，累計增注54 726 m3，累計增油1 395.4 t。上述情況表明，酸化在此類儲層條件下可行，采用復合、緩速的酸液體系是技術共識。

但海上油田低滲砂巖儲層開發(fā)方式與陸地大不相同，其具有儲層跨度大、多層合采以及產量需求高等特點，因此酸化增產效果的需求也有別于陸地。以南海東部43口油井酸化效果統計，累計增產達83.25×104m3，單井增產倍比為2.5，平均單井增油達1.936×104m3，遠高于陸地油田。但目前海上油田在特低滲儲層實施酸化施工基本以失敗告終。針對以上問題，筆者結合海上油田特低滲儲層情況進行低效原因分析，找出影響因素，并從酸液體系和酸化工藝兩方面進行改進，最后進行現場試驗，從而提高海上油田特低滲砂巖儲層酸化效果。

1 特低滲砂巖儲層酸化典型特征

目前，海上油田特低滲砂巖儲層酸化時具有以下3個典型特征。

(1)施工時，泵注壓力高、排量低，酸液難以擠注[8-9]。表1為海上油田特低滲、低滲砂巖儲層典型井酸化數據。隨著滲透率的降低，海上特低滲砂巖儲層典型井酸化泵注壓力達15.2～25.0 MPa，泵注排量普遍僅為0.2～0.5 m3/min；而海上油田常規(guī)低～高滲儲層酸化泵注壓力一般小于12 MPa，注入排量可達0.5～1.5 m3/min。

(2)施工后，壓力擴散緩慢，難以得到明顯降壓增注曲線。海上油田常規(guī)低～高滲儲層酸化通常有5～11 MPa的壓降效果，酸化作業(yè)曲線比較明顯；而特低滲砂巖儲層通常壓力下降小，并隨著頂替液的注入，壓力上漲快，遲遲無法有效降壓。例如表1所示的A10S1井和24H2井等多井酸化以后，壓力持續(xù)上漲。

表1 海上油田特低滲、低滲砂巖儲層典型井酸化數據Table 1 Acidizing data of typical wells in ultra-low permeability and low permeability sandstone reservoirs of offshore oilfield

(3)增產幅度有限。海上油田特低滲砂巖儲層酸化一般效果較差，難以達到常規(guī)酸化增產效果。

2 酸化低效原因分析

首先對酸化機理進行分析。徑向滲流達西公式為[10]：

(1)

式中：Q為注入排量，cm3/s；K為儲層平均滲透率，mD；h為儲層厚度，m；Δp為井下注入壓差，MPa；μ為注入流體黏度，mPa·s；re為供給邊緣半徑，m；rw為井眼半徑，m；S為表皮系數，無因次。

假設表皮系數S全部來源于儲層污染，酸化后降為0。由于海上油田酸化泵注排量一般只有0.1～1.5 m3/min，管柱摩阻遠小于注入壓力，所以忽略管柱摩阻的影響；并采用海上油田?215.9 mm井眼、供給邊緣半徑為100 m的參數，由式(1)可以得到：

(2)

式中：Qa為酸后注入排量，cm3/s；Q0為酸前注入排量，cm3/s；Ka為酸后儲層平均滲透率，mD；K0為酸前儲層平均滲透率，mD；pa為酸后注入壓差，MPa；p0為酸前注入壓差，MPa。

將式(2)整理可得：

(3)

式中：η為增產倍比，無因次；Ja為酸后注入能力，cm3/(s·MPa)；J0為酸前注入能力，cm3/(s·MPa)。

增產倍比η與酸后滲透率增大倍數Ka/K0、表皮系數S均成正比關系。由于滲透率越高的儲層，越易產生鉆完修過程的液體侵入污染，其表皮系數一般較高；而滲透率越低的儲層，越不容易發(fā)生污染，其表皮系數一般較低。

此外，滲透率越低的儲層，酸后滲透率增大倍數Ka/K0一般越低。例如采用F1井(井深3 230 m，孔隙度13.49%)、F2井(井深3 726 m，孔隙度10.44%)和F3井(井深3 729 m，孔隙度9.61%)3塊天然巖心(分別為高滲、低滲、特低滲儲層)，先正向水驅，待穩(wěn)定之后，再反向驅酸1 h，關停2 h后，再正向水驅。試驗結果如表2所示。

表2 體系動態(tài)驅替評價試驗結果Table 2 Results of system dynamic displacement evaluation test

因此，特低滲砂巖儲層更多依靠酸后滲透率增大倍數來提高增產倍比，但通常增產倍比隨酸化儲層滲透率的降低而降低。例如F3井巖心酸前滲透率為8.7 mD，酸后滲透率增大倍數僅為0.3，若表皮系數為0～1，增產倍比則為1.2～1.6。而對于滲透率越高的儲層，酸后滲透率增大倍數和表皮系數相應增加，由于酸化的增產倍比相應更大。例如F1井巖心酸前滲透率為149.0 mD，酸后滲透率增大倍數僅為1.2，若表皮系數為4～10，增產倍比可達3.2～7.4。

污染井平均滲透率計算公式為[10]:

(4)

式中：K1為污染帶滲透率，mD；rs為污染半徑，m；K2為未污染帶滲透率，mD。

考慮酸化后情況，可以得到：

(5)

式中：Ka1為酸化后污染帶滲透率，mD；Ka2為酸化后未污染帶滲透率，mD。

對于特低滲砂巖儲層油井，污染半徑足夠小，為此可以假設rs=rw，那么將式(5)整理化簡之后可得：

(6)

由式(6)可知，特低滲砂巖儲層酸化后平均滲透率的增大Ka/K0，主要由未污染帶滲透率的增大Ka2/K2決定。

而對于低～高滲儲層，污染半徑假設取2 m，同時假定儲層為均質儲層，酸化后可使2 m內滲透率恢復至原值，且有Ka1=Ka2=K2，因此，公式(5)整理后可得：

(7)

由式(7)可知，低～高滲儲層酸化后平均滲透率的增大Ka/K0，主要由污染帶滲透率K2/K1的增大決定。

由此可見，低～高滲儲層更多是由于傷害導致近井筒滲透率下降，污染因素是主因，而酸化主要是解除近井筒表皮傷害，并且增產倍比比特低滲砂巖儲層大。而特低滲砂巖儲層酸化主要依靠酸溶蝕增加滲透率，物性因素是主因，但目前特低滲砂巖儲層酸化半徑有限，且酸后滲透率增加幅度相對低～高滲儲層更低。

根據表1和式(6)，特低滲砂巖儲層需要在供給邊緣半徑范圍內提高平均滲透率2倍以上，才能發(fā)揮較為理想的增產效果。因此，強化酸液溶蝕效果和增強酸化受效半徑是進一步提高特低滲砂巖儲層酸化效果的方法。

3 特低滲砂巖儲層強溶酸液體系

針對特低滲～低滲砂巖儲層酸化，國內技術人員相繼研發(fā)了微乳酸、復合酸、活性酸、緩速酸、HV 酸和硝酸系列[11-15]等酸液體系。這些體系主要從改善潤濕性、單體系自身緩速、雙體系再生緩速及增強溶蝕等方面來提高酸化效果。

同時由于砂巖成分相對固定，一般由石英、長石、黏土和碳酸鹽巖等礦物組成；酸液根據砂巖各種礦物組成，主要溶蝕長石、黏土和碳酸鹽巖；而對石英溶蝕率相對偏低，其可溶物含量決定了酸液溶蝕率的大小。

砂巖酸化中，成本低且具有強溶蝕效果的是以鹽酸、氫氟酸復配的土酸體系，所以采用該基礎配方。此外，為了發(fā)揮體系的緩速性，在其中添加一定量氟硼酸。按鹽酸6%、9%和12%，氟硼酸4%、6%和8%，氫氟酸1%、2%和3%質量分數進行組合復配，采用正交法并選用F4井(3 963～3 978 m)、F5井(3 421～3 433 m)和F8井(3 725～3 735 m)3口特低滲探井巖屑進行酸化溶蝕試驗，結果如圖1、圖2和表3所示。

圖1 試驗用特低滲儲層巖屑Fig.1 Cuttings of ultra-low permeability reservoir for test

圖2 酸、巖混合后溶蝕反應Fig.2 Corrosion reaction after mixing of acid and rock

通過巖屑靜態(tài)溶蝕試驗，優(yōu)選鹽酸、氟硼酸和氫氟酸3種酸液合適的配方與溶蝕率最大的藥劑配方組作為合適的酸化配方。由表3可知，3口特低滲探井巖屑溶蝕率最大分別44.42%、26.03%和30.05%，其藥劑配方均為12%HCl+4%HBF4+3%HF主體酸配方，數據具有平行一致性，因此選用該主體酸配方，從而進一步發(fā)揮酸溶效果。

表3 F4、F5和F8井巖屑酸化溶蝕試驗結果 %Table 3 Results of acidizing corrosion tests of cuttings from Wells F4,F5 and F8 %

4 特低滲砂巖儲層酸化工藝

常規(guī)酸化半徑極其有限，通常為1～2 m，難以達到供給邊緣半徑的規(guī)模，因此，需要具有改造力度的工藝措施，增強酸化效果。縱觀國內外相關增產措施技術，僅巖石力學擴容和水力壓裂具備此規(guī)模條件。

巖石擴容[16-19]是一項低成本的儲層改造新技術，它是通過控制地面泵注壓力，使井底壓力介于儲層巖石最小主應力和地層破裂壓力之間，并通過不斷的壓力脈沖(按高壓、停泵的交替順序)，使巖石發(fā)生塑性疲勞變形，從而使巖石產生垂向高滲透率和孔隙度的擴容帶。該項技術改造力度可達十幾米到上百米，不需要加入支撐劑，可不使用壓裂液等化學藥劑，該技術在海上平臺空間受限、作業(yè)成本偏高的中國海上油田具有一定技術優(yōu)勢。

酸化工藝的技術思路是通過巖石擴容技術進一步提高酸化改造半徑，再通過酸液溶蝕擴縫，從而增強特低滲砂巖儲層酸化效果，提高特低滲油田開發(fā)效益。

巖石擴容的施工需要通過數模和物模結合以獲得參考數據。根據前期的巖石力學試驗，計算最小主應力及破裂壓力值，擴容壓力介于兩值之間。以A2S1井為例，根據該井以往巖石力學參數，最小主應力梯度為0.015 MPa/m，地層破裂壓力梯度為0.019 MPa/m，再考慮對應深度的液柱壓力和管柱摩阻，因此合適的巖石擴容壓力應在16～31 MPa之間。此外，模擬需要擴容的液量和合適的時間，該參數下孔隙壓力波及至一定范圍，隨后增長緩慢，同時儲層巖石的體積應變大于0.5%的區(qū)域即為擴容帶。研究表明，在該數值情況下，巖石孔隙度和滲透率將有明顯改善。

A2S1井擴容壓力模擬結果如表4所示。

表4 A2S1井擴容壓力模擬結果Table 4 Results of flash pressure simulation of Well A2S1

采用耦合巖石力學有限元模型模擬了擴容區(qū)的發(fā)展過程。數值模擬采用儲層或類似儲層巖石力學參數和地應力參數，并考慮了非線性巖石力學本構關系模型和滲透率模型，擴容需要的輸入參數及其物理意義如下。

(1)非線性彈性模量，數據來源于通過巖石力學三軸試驗數據轉換，物理意義為預測砂巖的彈性剛度隨著有效地應力的變化而變化。

(2)考慮擴容的巖石力學彈塑性本構關系，數據來源于通過巖石力學三軸試驗數據曲線標定，物理意義為預測擴容區(qū)的擴展和擴容區(qū)內孔隙度的變化。

(3)儲層孔隙度，數據來源于地質報告或者地質模型，物理意義為地層的基礎輸入。

(4)非線性滲透率變化，數據來源于通過試驗數據標定，物理意義為預測擴容區(qū)內的滲透率變化和擴展。

通過擴容模擬，可預測井周擴容區(qū)和應力分布情況，以及合適的擴容帶范圍，以便確定擴容參數，如合適的擴容時間和擴容液量。

5 應用案例

A2S1井為F油田一口典型海上油田特低滲砂巖儲層，其物性參數如表5所示。

表5 A2S1井物性參數情況Table 5 Physical parameters of Well A2S1

該井儲層深度3256.2～3433.0 m，分別開發(fā)EP1、EP2和EP3共3層，儲層跨度達176.8m，合計射孔55.5 m，滲透率2.2～21.6 mD，平均滲透率8.0 mD。

該井產量低，3層合采日產液量為67.4 m3，具有海上低滲砂巖儲層大段合采典型的生產特點。由于該井物性較差，液量偏低，所以計劃進行酸化增產。

5.1 籠統酸化

A2S1井先進行了常規(guī)籠統酸化，效果較差，因此進行巖石擴容酸化作業(yè)。該井具有特低滲砂巖儲層酸化的典型特征，酸化時泵注壓力最高達26.3 MPa。前置液進入地層后，泵注壓力由24.5 MPa降至23.0 MPa；主體酸進入地層后，泵注壓力由25.5 MPa降至24.0 MPa，酸化有明顯的壓降效果。但特低滲砂巖儲層近井筒壓力擴散慢，停泵后進行壓降測試，20 min后壓力才有效降落，證明物性不好。本次酸化增產倍比不到1.1。

5.2 巖石擴容酸化

巖石擴容時，先擠入140 m3生產水，再擠入酸液58 m3，最后擠入頂替液及擴容生產水54 m3。

擴容階段施工曲線如圖3所示。施工時，以最高31 MPa的高壓，0.5 m3/min的排量反復沖擊儲層，多達20余周期，共擠入140 m3生產水。擴容模擬軟件顯示該層的擴容孔隙度增量為0.8%，擴容半徑為11.5 m。

圖3 A2S1井擴容階段施工曲線Fig.3 Operation curve of Well A2S1 in dilation stage

A2S1井酸化擴容階段施工曲線如圖4所示。施工時排量穩(wěn)定在0.15～0.20 m3/min，泵注壓力從20.69 MPa下降至8.97 MPa并穩(wěn)定，呈現明顯的降壓效果；與試擠注測試數據對比，固井泵試擠注在19.31 MPa壓力下排量為0.159 m3/min，最后階段鉆井泵擠注在8.97 MPa壓力下排量為0.15 m3/min，地層吸液能力明顯增強。

圖4 A2S1井酸化擴容階段施工曲線Fig.4 Operation curve of Well A2S1 in acidizing dilation stage

根據式(3)，EP2、EP3層增產倍比為2.03，同時酸化后地層平均滲透率也提高為原儲層的2.03倍左右。對比常規(guī)籠統酸化，酸化效果較為顯著。該井施工后穩(wěn)定產液達125 m3/d，增產結果和模擬結果基本一致。

6 結 論

(1)特低滲砂巖儲層具有泵注壓力高、泵注排量低、壓力擴散慢的作業(yè)特征，常規(guī)酸化作業(yè)效果較差，低效主因是物性因素，而非低滲～高滲的污染因素。

(2)強化酸液溶蝕效果和增強酸化受效半徑是進一步提高特低滲砂巖儲層酸化效果的方法。采用以鹽酸、氟硼酸和氫氟酸為主的低成本酸液，并用正交法優(yōu)選合適酸液及其質量分數，優(yōu)選出12%HCl+4%HBF4+ 3%HF主體酸配方組成。

(3)采用的巖石擴容新工藝的改造力度可達十幾米到上百米，再通過酸液溶蝕擴縫，從而增強特低滲砂巖儲層酸化效果。

(4)中國海上油田在一口特低滲油井進行了現場試驗，常規(guī)酸化時泵注壓力高達26.3 MPa，酸化后僅有1.7 MPa壓降，壓力擴散達20 min。而采用巖石擴容酸化工藝，泵注壓力從20.69 MPa下降至8.97 MPa，增產倍比為2.03，效果顯著。