珠江口盆地惠州凹陷火山巖酸化可行性

孫 林，鄒信波，李旭光，楊 淼，杜克拯，曹鵬飛

（1.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；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518067）

珠江口盆地是中國石油年產(chǎn)量大于1 000×104t的產(chǎn)區(qū)之一，而惠州凹陷是珠江口盆地勘探最為成熟的地區(qū)，目前勘探方向從淺層新近系向深層古近系及潛山轉(zhuǎn)移。2020 年中國海油首次在該地區(qū)的潛山火山巖內(nèi)幕獲得4 層共392 m 油氣顯示，拉開了珠江口盆地火山巖勘探開發(fā)的序幕。火山巖通常具有儲層致密、連通性差和開采困難等特點。為進一步連通火山巖的孔、縫，改善儲層物性，提高儲層的滲流能力，提升工業(yè)產(chǎn)能，對該地區(qū)火山巖進行酸化可行性研究。

世界上已發(fā)現(xiàn)的油氣儲量99%以上集中在沉積巖中，而巖石中占比約95%的火山巖，近年來也是勘探的熱點，常見的火山巖主要有花崗巖、安山巖和玄武巖等。目前火山巖儲層在美國、日本等國均有發(fā)現(xiàn)，中國有準(zhǔn)噶爾盆地玄武巖油氣藏、遼河盆地東部凹陷火山巖油藏、松遼盆地深層火山巖氣藏等［1-6］。目前火山巖主要增產(chǎn)技術(shù)手段為酸化、壓裂或酸化壓裂。二連盆地阿北油田，油井產(chǎn)能低，產(chǎn)量為1～20 t/d，需實施增產(chǎn)措施后才能投產(chǎn)，一般采用壓裂、酸化手段［1］。蘇北閔橋油田一半以上的油井在投產(chǎn)前都進行了酸化，油井酸化投產(chǎn)后產(chǎn)量均較高，一般大于20 t/d［7］。遼河油田黃沙坨火山巖油藏進行了59 井次壓裂、酸化作業(yè)，占措施增油總量的77.1%，被認(rèn)為是火山巖油田儲層改造的重要技術(shù)手段［8-9］。新疆油田采用酸化、壓裂或酸化壓裂，其中在石西油田石炭系實施酸化壓裂19 井次，有效期內(nèi)累積增油量超過4×104t［10］。

由于不同地區(qū)火山巖的儲層巖性、油藏特征等差別較大，且目前中國火山巖酸化技術(shù)研究相對偏少［11-14］，因此，筆者針對惠州凹陷火山巖的儲層和工藝條件進行酸化可行性研究，并優(yōu)化酸化配套技術(shù)，從而進一步提高措施作業(yè)效果。

1 油藏特征

惠州凹陷古新統(tǒng)火山巖巖性主要為安山巖，儲層埋深為3 600～5 200 m，厚度為400～500 m，為兩期、兩相層狀結(jié)構(gòu)，表層為爆發(fā)相安山質(zhì)晶屑、漿屑、角礫凝灰?guī)r，深部為噴溢相安山質(zhì)熔巖。

H-3 井火山巖壁心礦物種類及含量（表1）顯示，巖石礦物主要包括斜長石、石英、鉀長石、方解石、濁沸石和黏土礦物。與砂巖礦物種類成分上基本一致，但石英含量偏低，斜長石含量偏高。

表1 惠州凹陷H-3井火山巖壁心礦物種類及含量Table1 Types and contents of minerals in volcanic sidewall core of Well H-3 in Huizhou Sag

H-1 井火山巖壁心薄片鑒定結(jié)果（圖1）顯示，孔隙與孔隙之間的連通性差?？诐B測試結(jié)果顯示，孔隙度為2.6%～16.3%，平均為7.5%，滲透率為0.001～4.61 mD，平均為0.48 mD。探井測井解釋成果顯示，Ⅰ類孔洞-裂縫型有效儲層占比為17.0%，Ⅱ類孔洞型有效儲層占比為53.3%，Ⅲ類裂縫型有效儲層占比為29.7%。以Ⅱ類孔洞型有效儲層為主，其電阻率和裂縫密度均偏低。地溫梯度為3.1 ℃/hm，地層溫度為153～172 ℃。綜上所述，惠州凹陷火山巖儲層致密，孔隙連通性差，裂縫發(fā)育不理想，具有低孔、低滲透和高溫的特點。

2 酸化技術(shù)實施難點

考慮海上油田勘探開發(fā)的作業(yè)周期性和施工費用，優(yōu)選工藝簡單、適應(yīng)性廣且施工成本低的酸化技術(shù)作為重點研究對象?？紤]惠州凹陷火山巖的儲層和工藝條件，酸化技術(shù)實施主要面臨以下難點。

難點1，暫無適用于海上油田火山巖的酸液體系。酸化技術(shù)是中國海上油田最主要的增產(chǎn)技術(shù)手段，年施工達(dá)600余井次，但海上已開發(fā)的油田多數(shù)以砂巖和碳酸鹽巖儲層為主，其酸液體系的主要成分為鹽酸、乙酸、氟硼酸和多氫酸等［15-20］?；鹕綆r在中國海上油田屬于勘探新方向，尚未有效開發(fā)動用，該類儲層所適合的酸液體系需要研究。目前中國火山巖采用的酸液體系統(tǒng)計結(jié)果（表2）表明，火山巖主要包括安山巖、英安巖、流紋巖、凝灰?guī)r和花崗巖等［11-14］，其巖性組分存在一定差異，且采用的酸液體系目前研究相對偏少。現(xiàn)有的酸液體系主要包括有機酸、土酸、氟化氫銨及多氫酸等緩速土酸。土酸或緩速土酸針對目標(biāo)儲層的巖心溶蝕率可達(dá)35%～40%，而有機酸的巖心溶蝕率僅為4.2%～4.9%。為了取得更大的溶蝕造縫能力，在研究過程中，可借鑒采用巖心溶蝕率更高的土酸類體系，并通過室內(nèi)實驗進行優(yōu)選。

表2 中國火山巖采用的酸液體系統(tǒng)計結(jié)果Table2 Statistics of acid solution systems for volcanic rocks in China

難點2，高溫下酸液體系腐蝕性極強。目前儲層溫度高達(dá)153～172 ℃，該溫度下酸液體系具有極強的腐蝕性，易導(dǎo)致施工管柱腐蝕穿孔、強度減弱等安全隱患，現(xiàn)用的酸液體系通常較難達(dá)到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求［20］，即12%HCl+3%HF 在180 ℃下腐蝕速率不大于70 g/（m2·h）的控制指標(biāo)。

難點3，缺乏適合于海上平臺或鉆井船的酸化改造工藝。目標(biāo)儲層致密且裂縫不發(fā)育，除了追求酸液體系的高溶蝕性能以外，還需要促使酸液能夠大排量泵注進入儲層?；谝酝蜐B透油田致密儲層的酸化經(jīng)驗，基質(zhì)酸化的改造能力較弱，施工時通常表現(xiàn)為泵注壓力高且排量低的特征。而酸化壓裂又會導(dǎo)致酸液用量過大，作業(yè)及返排周期長，作業(yè)設(shè)備擺放空間要求大，十分不利于海上平臺或鉆井船施工作業(yè)，因此需要采用高效的酸化改造工藝。

3 耐高溫強溶蝕酸液體系研制

3.1 優(yōu)選思路

根據(jù)表1 可知，目標(biāo)儲層酸可溶礦物組分包括斜長石（含量為4%～65%）、鉀長石（含量為3%～29%）、方解石（含量為3%～15%）和黏土礦物（含量為1%～20%）等，酸可溶礦物組分幾乎占到整個礦物組分的50%以上，其溶蝕率應(yīng)比常規(guī)砂巖體系更高，因此可采用土酸類酸液體系。

但考慮到石英骨架（SiO2）仍在巖屑中占有一定比例，為6%～79%。對于低滲透儲層，為了防止酸液破壞骨架及產(chǎn)生二次沉淀傷害，因此應(yīng)避免直接采用氫氟酸，其反應(yīng)化學(xué)方程式為：

可采用有機氟硅酸和氟硼酸作為候選主體酸。其中有機氟硅酸可水解成氟硅酸（H2SiF6）和有機羧酸，它具有深部緩速的特點，而氟硅酸在H+參與下可以與長石和黏土繼續(xù)發(fā)生反應(yīng)，從而避免氫氟酸對石英骨架的不利影響［21］。其中鈉長石、鉀長石、高嶺石和蒙脫石與氟硅酸和H+的反應(yīng)方程式分別為：

氟硼酸可通過4 步水解再緩慢產(chǎn)生氫氟酸，從而減輕了氫氟酸的不利影響。考慮到巖屑中的方解石等碳酸鹽巖礦物，主體酸中加入鹽酸，另外采用乙酸作為有機酸代表來進行對比。結(jié)合室內(nèi)實驗優(yōu)化的配方濃度，優(yōu)選12%鹽酸+30%有機氟硅酸（代號G）、12%鹽酸+10%氟硼酸（代號F）和10%乙酸（代號Y）3 種主體酸液體系作為優(yōu)選對象。對于酸液體系的添加劑，需要優(yōu)選耐180 ℃的高溫緩蝕劑。

3.2 主體酸優(yōu)選實驗

3.2.1 實驗方法

實驗采用H-1 井火山巖壁心樣品，樣品參數(shù)如表3所示。對壁心進行洗油、洗鹽和烘干處理，將部分壁心研磨處理成巖屑備用，將80 mL 的酸液體系加入質(zhì)量為4 g 巖屑中，在90 ℃下反應(yīng)2 h，測試反應(yīng)前后巖屑質(zhì)量的變化，以溶蝕率的最大值來優(yōu)選主體酸。再按照1 g 巖樣對應(yīng)20 mL 酸液的比例量取主體酸，并將主體酸加入壁心中，測試主體酸溶蝕率同時觀察壁心外觀溶蝕情況。

表3 主體酸優(yōu)選實驗用惠州凹陷H-1井火山巖壁心基本巖性參數(shù)Table3 Basic lithology parameters of volcanic sidewall core of Well H-1 in Huizhou Sag for optimization experiment of main acid

3.2.2 溶蝕實驗結(jié)果

巖屑樣品與酸液體系溶蝕實驗結(jié)果（圖2）表明：巖屑與12%鹽酸+30%有機氟硅酸和12%鹽酸+10%氟硼酸反應(yīng)后，溶液由無色變?yōu)楹稚螯S色，巖屑由黑灰色變?yōu)榛野咨粠r屑與10%乙酸反應(yīng)后，溶液仍為無色，巖屑仍為黑灰色。說明12%鹽酸+30%有機氟硅酸和12%鹽酸+10%氟硼酸與巖屑發(fā)生劇烈反應(yīng)，而10%乙酸與巖屑幾乎沒有發(fā)生反應(yīng)。

由反應(yīng)前、后巖屑的質(zhì)量變化（表4）可以看出：與12%鹽酸+30%有機氟硅酸反應(yīng)后的溶蝕率最大，可達(dá)40.29%～61.29%；與12%鹽酸+10%氟硼酸反應(yīng)后溶蝕率次之，為35.63%～48.08%；與10%乙酸反應(yīng)后的溶蝕率最低，為2.26%～2.49%。因此，優(yōu)選溶蝕率最高的12%鹽酸+30%有機氟硅酸作為主體酸。其溶蝕率與巖屑中酸可溶礦物組分含量基本一致。

表4 巖屑樣品與酸液體系溶蝕實驗結(jié)果Table4 Corrosion test results of rock debris samples with acid solution systems

壁心樣品與酸液體系溶蝕實驗結(jié)果（圖3）表明：與12%鹽酸+30%有機氟硅酸反應(yīng)后，14號壁心頂端、底端和側(cè)面見明顯大洞，小孔數(shù)量不多，底端有三分之一溶蝕較為強烈；17 號壁心頂端、底端和側(cè)面見明顯大洞，小孔數(shù)量多，頂端、底端和側(cè)面均溶蝕較為強烈；18 號壁心頂端、底端和側(cè)面未見明顯大洞，小孔數(shù)量多，頂端和側(cè)面見明顯裂縫。

分析反應(yīng)前、后壁心的質(zhì)量變化（表5）可以看出：壁心樣品與12%鹽酸+30%有機氟硅酸的溶蝕率為13.46%～17.06%。雖然比巖屑樣品的溶蝕率降幅較大，但對于低滲透儲層，其值仍較為可觀。這與巖心和巖屑與酸液接觸面積不同有關(guān)，研磨后的巖屑與酸液接觸更充分，其溶蝕率更大。因此，還需要采用改造工藝，使儲層提前造縫，再泵注酸液通過裂縫進入儲層深部，以獲得更好的溶蝕效果。

表5 壁心樣品與12%鹽酸+30%有機氟硅酸溶蝕實驗結(jié)果Table5 Corrosion test results of sidewall core samples with 12%hydrochloric acid and 30%organic fluorosilicic acid

3.3 高溫高壓腐蝕實驗方法與結(jié)果

3.3.1 實驗方法

將配制好的12%HCl+3%HF的酸液樣品分成若干份，分別在每份樣品中加入一定濃度中國生產(chǎn)的10種高溫緩蝕劑產(chǎn)品，再分別置入50 mm×10 mm×3 mm 的N80 腐蝕掛片，使用GDF-Ⅱ型高溫高壓動態(tài)腐蝕評價系統(tǒng)，按照SY/T 5405—2019［20］進行高溫高壓腐蝕評價實驗?？紤]到高溫高壓實驗的復(fù)雜性，先通過90 ℃、常壓實驗進行初選，然后在溫度為160和180 ℃、壓力為16 MPa、轉(zhuǎn)速為60 r/min、時間為4 h 的條件下進行實驗。實驗后清理N80 腐蝕掛片，并計算腐蝕速率。

3.3.2 實驗結(jié)果

通過低溫實驗，共優(yōu)選了3種高溫緩蝕劑產(chǎn)品，經(jīng)過160 ℃高溫高壓腐蝕實驗，僅來自南京華洲新材料有限公司生產(chǎn)的2%HZ-1（液體）+0.5%HZ-2（固體）性能優(yōu)異，腐蝕速率為13.35～17.09 g/（m2·h），滿足腐蝕速率不大于45 g/（m2·h）的行業(yè)要求（表6）。為此，加大該緩蝕劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)，4%HZ-1+0.7%HZ-2 緩蝕劑在180 ℃下的腐蝕速率為59.33～63.86 g/（m2·h）（表6），也滿足了腐蝕速率不大于70 g/（m2·h）的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，該標(biāo)準(zhǔn)是緩蝕劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%時的指標(biāo)。160和180 ℃高溫高壓腐蝕實驗掛片照片（圖4）顯示，實驗后掛片整體完整，外面包裹著油狀物，防腐蝕現(xiàn)象明顯。

表6 高溫高壓腐蝕實驗結(jié)果Table6 Results of HTHP corrosion tests

4 酸化改造工藝優(yōu)選

針對目標(biāo)儲層基質(zhì)酸化改造弱，以及中國海上油田平臺或鉆井船下酸化壓裂難以實施的問題，采用爆燃壓裂與酸化聯(lián)作的工藝［22-31］。爆燃壓裂造縫后，酸液再順著裂縫泵注，進行溶蝕擴縫，使酸液達(dá)到更易泵注的效果，避免以往低滲透儲層基質(zhì)酸化易出現(xiàn)的泵注壓力高且排量低的問題。

4.1 基質(zhì)酸化效果預(yù)測

將惠州凹陷H-1 井火山巖參數(shù)分別代入基質(zhì)酸化理論中污染井和未污染井兩種酸化后增產(chǎn)倍比預(yù)測模型，計算酸化效果［32］。當(dāng)存在污染時，儲層污染后滲透率與原始滲透率比值（Xs）大于等于0.4 時，酸化后增產(chǎn)倍比為1.13～2.08，由于低滲透儲層污染后滲透率下降相對較小，這種情況將很普遍。當(dāng)不存在污染時，酸化后滲透率與原始滲透率比值（Xf）分別為1.3，1.7 和2.2 時，酸化后增產(chǎn)倍比為1.03～1.31。污染井與未污染井酸化后增產(chǎn)倍比普遍較低（圖5）。

4.2 爆燃壓裂與酸化聯(lián)作效果預(yù)測

爆燃壓裂增產(chǎn)倍比預(yù)測公式為：

由（7）式可知，裂縫長度、裂縫高度、裂縫條數(shù)和表皮系數(shù)會對增產(chǎn)倍比產(chǎn)生影響。爆燃壓裂與酸化聯(lián)作后，會通過物理和化學(xué)的雙重作用效果進一步降低表皮系數(shù)，并產(chǎn)生造縫效果，從而達(dá)到理想增產(chǎn)效果。

根據(jù)（7）式進行效果預(yù)測，結(jié)果（圖6）表明：當(dāng)表皮系數(shù)為0 時，增產(chǎn)倍比為1.4～3.1；當(dāng)表皮系數(shù)為1時，增產(chǎn)倍比為1.6～3.5；當(dāng)表皮系數(shù)為3 時，增產(chǎn)倍比為1.9～4.3。通常爆燃壓裂會產(chǎn)生至少3 條、單條裂縫長度超過5 m的裂縫，此時，增產(chǎn)倍比大于2.0。

4.3 應(yīng)用效果對比

統(tǒng)計中國海上油田低滲透儲層典型井酸化作業(yè)效果（表7）發(fā)現(xiàn)，其中LF13-1-24H1，KL10-4-A10S1和HZ19-2-7Sa井實施了酸化，均表現(xiàn)為泵注壓力高且排量低，酸化后日增液量為0。而實施爆燃壓裂與酸化聯(lián)作后，無論試注效果，還是漏失速度，在分別進行爆燃壓裂與酸化后，均不斷增大。例如，與LF13-1-24H1 同層的臨井LF13-1-6、曾實施酸化后不見效的HZ19-2-7Sa 和HZ26-1-20Sb 井實施爆燃壓裂與酸化后，增產(chǎn)效果均十分顯著，說明爆燃壓裂與酸化聯(lián)作有效改善酸化改造效果。因此，建議采用爆燃壓裂與酸化聯(lián)作改造工藝。

表7 中國海上油田低滲透儲層典型井酸化作業(yè)效果統(tǒng)計結(jié)果Table7 Statistics of acidizing operation results of typical wells in low permeability reservoirs in China’s offshore oilfields

5 結(jié)論

惠州凹陷火山巖儲量大，巖性主要為安山巖，儲層具有巖心致密、低孔、低滲透和高溫等特點，常規(guī)酸化難度較大。從酸液體系選擇、高溫酸液腐蝕性和酸化改造工藝優(yōu)選三方面進行儲層酸化可行性研究。

基于目標(biāo)儲層巖屑組成，優(yōu)選了鹽酸+有機氟硅酸、鹽酸+氟硼酸和乙酸作為候選主體酸，并采用酸化溶蝕實驗，優(yōu)選了巖屑溶蝕率可達(dá)40.29%～61.29%的酸液體系，其主劑為12%鹽酸+30%有機氟硅酸，其巖心溶蝕率為13.46%～17.06%。優(yōu)選了耐溫180 ℃的高溫緩蝕劑，4%HZ-1+0.7%HZ-2 緩蝕劑的腐蝕速率為59.33～63.86 g/（m2·h），滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)指標(biāo)。

針對目前基質(zhì)酸化改造能力弱，以及中國海上油田平臺或鉆井船下酸化壓裂難以實施的問題，建議采用爆燃壓裂與酸化聯(lián)作的工藝。目標(biāo)儲層采用基質(zhì)酸化后增產(chǎn)倍比為1.03～2.08，其值普遍較低。而采用爆燃壓裂與酸化聯(lián)作工藝，當(dāng)表皮系數(shù)為0～3 時，增產(chǎn)倍比為1.4～4.3。通過中國海上油田低滲透儲層部分典型井應(yīng)用對比，爆燃壓裂與酸化聯(lián)作后的井無論試注效果，還是井漏失速度，均不斷增大，增產(chǎn)效果十分顯著。

符號解釋

F——裂縫指數(shù)，41/n；

h——裂縫高度，m；

L——單條裂縫長度，m；

n——裂縫條數(shù)；

re——供給邊界半徑，m；

rw——井眼半徑，m；

S——表皮系數(shù)，無量綱；

Xs——污染后滲透率與原始滲透率比值，f；

Xf——酸化后滲透率與原始滲透率比值，f；

η——增產(chǎn)倍比，無量綱。