超高溫裂縫性變質(zhì)片麻巖凝析油氣藏縫網(wǎng)酸壓改造技術(shù)
——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(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學(xué) 2. 中國海洋石油集團有限公司

3.中海油研究總院有限責(zé)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(qū)主要勘探開發(fā)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(shù)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(fù)雜、儲層非均質(zhì)性強等特點[4-7]。前期部分井試采階段表現(xiàn)出生產(chǎn)壓差逐漸增大，產(chǎn)量逐漸降低的現(xiàn)象，亟需開展針對性增產(chǎn)改造技術(shù)研究。

此類超高溫變質(zhì)片麻巖凝析油氣藏儲層增產(chǎn)改造尚無可借鑒經(jīng)驗。時丕同等[8]提出酸化能改善片麻巖基質(zhì)滲透性，增加產(chǎn)量，但針對該超高溫裂縫性凝析油氣藏，基質(zhì)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(shù)大，天然裂縫發(fā)育，滿足復(fù)雜縫網(wǎng)形成條件；采用體積壓裂技術(shù)，可以有效溝通天然裂縫系統(tǒng)，達到優(yōu)異的增產(chǎn)效果[9-10]；但是海上體積壓裂施工限制較大，裂縫發(fā)育加砂壓裂砂堵風(fēng)險高，且由于先期投產(chǎn)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(yīng)用。提高氟化氫濃度可以增強對片麻巖的溶蝕，改善增產(chǎn)效果[11]。李秀偉[12]分析發(fā)現(xiàn)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(dǎo)流能力，采用交聯(lián)酸體系酸壓施工后增產(chǎn)效果明顯。總體而言，目前片麻巖儲層增產(chǎn)改造缺乏相關(guān)理論和有效技術(shù)研究。

鑒于此，筆者分析了海上超高溫裂縫性變質(zhì)片麻巖A凝析油氣藏儲層特征，針對該片麻巖儲層增產(chǎn)改造特殊性及挑戰(zhàn)，以實現(xiàn)該凝析氣藏高效開發(fā)為目標，提出了縱向上化學(xué)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(wǎng)的裂縫性片麻巖儲層縫網(wǎng)酸壓技術(shù)實現(xiàn)途徑，通過研發(fā)液體暫堵劑實現(xiàn)暫堵轉(zhuǎn)向，優(yōu)化片麻巖縫網(wǎng)酸壓改造用酸液體系和工藝參數(shù)，為海上超高溫裂縫性片麻巖凝析油氣藏高效開發(fā)提供有效技術(shù)支撐，同時為其他地區(qū)同類油氣藏增產(chǎn)改造提供借鑒。

1 超高溫裂縫性變質(zhì)片麻巖儲層的特殊性及增產(chǎn)改造挑戰(zhàn)

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(zhì)片麻巖儲層特征具有特殊性，這顯然為儲層增產(chǎn)改造增添了難度。

1.1 海洋環(huán)境特殊，構(gòu)造復(fù)雜，增產(chǎn)改造效果有限

海上A凝析油氣藏是在太古界底上發(fā)育起來的多層系、多結(jié)構(gòu)、斷層復(fù)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(yè)安全及運輸條件等限制，往往壓裂規(guī)模小，增產(chǎn)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(chǎn)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(shù)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(chǎn)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(guān)鍵性能指標優(yōu)良、具備工業(yè)化應(yīng)用的改造液體系仍然屬于瓶頸技術(shù)；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(yīng)速率較快，酸液作用距離有限，難以實現(xiàn)深部改造；降壓開采將導(dǎo)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(chǎn)能。

1.3 地層應(yīng)力水平高，破裂壓力大，基質(zhì)起裂困難

通過礦物組分法[14]和巖石力學(xué)參數(shù)法[15]計算，儲層脆性指數(shù)較高（0.407～0.660），具備形成復(fù)雜裂縫的物質(zhì)基礎(chǔ)。儲層水平主應(yīng)力差為24.1 MPa，應(yīng)力差異系數(shù)較大（0.27～0.32），整體地應(yīng)力水平較高（82.6～106.6 MPa），轉(zhuǎn)向改造難度大，裂縫長期導(dǎo)流能力維持困難。破裂壓力達到96.2～119.3 MPa，這對壓裂設(shè)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(fā)育，充填物以鈣質(zhì)、鐵質(zhì)、硅質(zhì)等酸可溶性物質(zhì)為主（表1），具備激活天然裂縫物質(zhì)條件，但同時需要防二次沉淀。因此，高應(yīng)力水平下目標儲層想通過增產(chǎn)改造打碎基質(zhì)，構(gòu)建人工縫網(wǎng)的難度較大，縫網(wǎng)改造應(yīng)著眼于激活天然裂縫。

1.4 巖性復(fù)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(fù)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(fā)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(fā)育于目的層上部和下部，中部相對欠發(fā)育，非均質(zhì)性極強（圖1-b），長井段均勻改造難度大?；瘜W(xué)暫堵是實現(xiàn)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(yīng)力差異大，裂縫的分布、層內(nèi)或段內(nèi)及縫內(nèi)或縫口轉(zhuǎn)向的實現(xiàn)、暫堵劑的選擇都是棘手問題。

2 復(fù)雜縫網(wǎng)酸壓技術(shù)實現(xiàn)途徑

由于海上作業(yè)環(huán)境、地質(zhì)力學(xué)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(gòu)建復(fù)雜縫網(wǎng)。而儲層天然裂縫發(fā)育，縫內(nèi)有效充填鈣質(zhì)硅質(zhì)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(xué)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(wǎng)，具體技術(shù)實現(xiàn)途徑為：①開啟和溝通天然裂縫，形成復(fù)雜縫網(wǎng)。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(dǎo)流縫網(wǎng)；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(chǎn)生有效酸刻蝕，使裂縫不能完全閉合，改善和提高裂縫導(dǎo)流能力；③段內(nèi)或段間多次暫堵，形成復(fù)雜立體縫網(wǎng)[16-17]；液體暫堵劑多段注入，提高縫口或縫內(nèi)壓力，迫使壓裂液和酸液轉(zhuǎn)向，實現(xiàn)全井段均勻改造，形成復(fù)雜立體縫網(wǎng)。

3 變質(zhì)片麻巖復(fù)雜縫網(wǎng)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(jié)合復(fù)雜縫網(wǎng)酸壓工藝要求，研制出納米氣濕反轉(zhuǎn)劑和過篩管液體暫堵劑，優(yōu)選出縫網(wǎng)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(guī)暫堵劑難以通過篩管且耐溫有限，于是研發(fā)了一種具有溫度響應(yīng)的液體暫堵劑，材料配方及合成方法見相關(guān)專利[18]。液體暫堵劑常溫條件下為液態(tài)，加熱后從液態(tài)變?yōu)楣虘B(tài)，進一步提高溫度，固態(tài)又變?yōu)橐簯B(tài)，之后無論升高或降低溫度，相態(tài)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(nèi)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(nèi)受熱后從低黏液態(tài)變?yōu)槟蛪旱墓虘B(tài)，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(xiàn)縫內(nèi)或?qū)觾?nèi)、縫口或?qū)娱g暫堵；④施工結(jié)束后，縫內(nèi)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(tài)變?yōu)榈宛ひ簯B(tài)，返排至地面（T2＜T1＜T0）。由于液體暫堵劑相態(tài)轉(zhuǎn)變是在裂縫內(nèi)進行，所以低黏的液體暫堵劑可以輕松通過割縫篩管，關(guān)于溫度場的控制見相關(guān)專利[19]；暫堵強度的大小關(guān)系到能否產(chǎn)生新裂縫，暫堵強度的測試方法見相關(guān)文獻[20]。實驗結(jié)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(guān)于液體暫堵劑用量設(shè)計可以參見相關(guān)專利[21]。

圖2 液體暫堵劑相態(tài)轉(zhuǎn)換及承壓能力圖

3.2 低傷害縫網(wǎng)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(yīng)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(wěn)定性，以及酸巖反應(yīng)后裂縫刻蝕形態(tài)和裂縫導(dǎo)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(yōu)選多氫螯合酸作為主體酸（圖3-b）。其他添加劑為酸液常規(guī)添加劑，包括降阻劑、緩蝕劑、鐵穩(wěn)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(dǎo)流能力。激光掃描圖顯示巖板部分區(qū)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(dǎo)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(dǎo)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(shè)計目標主要是溶蝕天然裂縫中的鈣質(zhì)、硅質(zhì)以激活天然裂縫形成縫網(wǎng)。

圖4 多氫螯合酸酸蝕裂縫導(dǎo)流能力曲線圖

3.3 氣濕反轉(zhuǎn)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(zhuǎn)劑。開展巖心滲透率實驗，用多氫螯合酸+氣濕反轉(zhuǎn)劑處理液驅(qū)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(zhuǎn)劑氣濕反轉(zhuǎn)性能較好，具備長效解除液相傷害的能力。

圖5 氣濕反轉(zhuǎn)劑協(xié)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(shù)優(yōu)化

工藝參數(shù)直接影響縫網(wǎng)酸壓效果。根據(jù)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(yōu)，通過模擬計算，優(yōu)化工藝參數(shù)。當總注入液量一定，改造段數(shù)增加，總改造體積先增加后減小（圖6-a），存在最優(yōu)改造段數(shù)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(shù)最多，優(yōu)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(yōu)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(shù)、總注入液量、排量優(yōu)化結(jié)果圖

5 現(xiàn)場應(yīng)用效果

H1井縫網(wǎng)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(xù)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(shù)曲線呈“壓力型”濾失特征，說明近井附近發(fā)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(xiàn)明顯破裂，實現(xiàn)了技術(shù)中的“擴”。階段4～6：在排量相對穩(wěn)定的情況下，圖7中出現(xiàn)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(xiàn)了技術(shù)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(wěn)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(fā)生破裂，實現(xiàn)暫堵轉(zhuǎn)向，階段7和8共同實現(xiàn)了技術(shù)中的“堵”“轉(zhuǎn)”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(xiàn)“溶”。同理分析后續(xù)階段，出現(xiàn)了4次明顯壓降（即圖7中⑩～?），實現(xiàn)了技術(shù)中的“擴、溶、堵、轉(zhuǎn)”思想。

圖7 H1井縫網(wǎng)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(wǎng)酸壓后自噴，酸壓后井口測試產(chǎn)氣量為6.59×104m3/d，較改造前提高48%，產(chǎn)凝析油為54.16 m3/d，相較措施前增產(chǎn)幅度11%。

6 結(jié)論

1）提出了海上A凝析油氣藏縫網(wǎng)酸壓技術(shù)實現(xiàn)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(wǎng)導(dǎo)流能力的目的；依靠過篩管液體暫堵劑，多次注入實現(xiàn)多次暫堵，從而提高縫口或縫內(nèi)壓力，強迫后續(xù)流體轉(zhuǎn)向，開啟并溝通更多的天然裂縫。

2）研制的納米氣濕反轉(zhuǎn)劑協(xié)同多氫螯合酸，具有氣濕反轉(zhuǎn)、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(xiàn)場試驗表明，改造后H1井日產(chǎn)氣量較改造前提高48%、日產(chǎn)凝析油較改造前提高11%，證明了技術(shù)的有效性，可為類似油氣藏增產(chǎn)改造提供借鑒。