川東南茅口組泥灰?guī)r復合酸壓技術

劉煒

（中國石化江漢油田分公司石油工程技術研究院,武漢 430035）

川東南地區(qū)茅口組巖性復雜、非均質性強、裂縫發(fā)育情況差異大。酸壓和加砂壓裂是目前灰?guī)r儲層改造的主要技術，酸蝕有效縫長和酸蝕裂縫導流能力的大小是影響酸壓效果的主要因素，對于泥灰?guī)r儲層，由于其巖性復雜，常規(guī)酸壓改造體積受限、酸蝕裂縫導流能力保持有效期短[1-8]，加砂壓裂可有效提高支撐導流能力，但壓裂液與儲層難以發(fā)生溶巖反應，很難溝通主裂縫周圍有利儲集體。目前，加砂酸壓技術日趨成熟[9-12]，主要通過交聯(lián)酸（凍膠酸）攜帶支撐劑實現(xiàn)酸攜砂，但由于交聯(lián)酸摩阻較高且破膠困難，無法滿足不同裂縫區(qū)域的有效支撐，存在儲層傷害及裂縫體積難以滿足縫控儲量的難題。復合酸壓技術是針對泥灰?guī)r儲層改造形成的新技術，既形成復雜網絡裂縫，又保證在不同尺度網絡裂縫內有效鋪置支撐劑，結合清潔酸有利于提升施工排量和降低儲層傷害的特點，對中場裂縫壁面形成的酸刻蝕通道，全面提高裂縫網絡的滲流能力。筆者開展復合酸壓工藝技術研究及低傷害清潔酸體系配方研選，并在FM1HF 井進行了現(xiàn)場試驗，探索了配套工藝技術，驗證了該項技術在泥灰?guī)r氣藏中的應用可行性，對國內類似儲層改造提供良好的借鑒。

1 川東南區(qū)塊茅口組儲層地質特征

川東南區(qū)塊主體位于四川盆地川東背斜褶皺帶，主要開發(fā)的層位為五峰—龍馬溪組，但在志留系天然氣勘探開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)多口井在茅口組鉆遇氣測異常。通過在茅口組部署探井（FM1HF井）并進行取心研究，獲取該區(qū)塊茅口組儲層地質特征。

1）巖石特征。茅口組儲層茅一段埋深淺，主體區(qū)底界深度在1000～2500 m 之間，劃分為5 個小層，基質滲透率平均0.25 mD，TOC 平均為0.74%，孔隙度平均為1.86%，裂縫不發(fā)育，實測含氣量平均為1.327 m3/t，含氣飽和度平均為58.2%，為低孔、低滲致密儲層；整體巖性為泥質灰?guī)r夾眼球狀灰?guī)r為主，其中眼球與眼皮交互出現(xiàn)，“眼球”以灰色灰?guī)r為主，眼皮主體以含泥灰?guī)r為主，含泥較重；礦物成分以方解石為主，其次是滑石、石英和黏土礦物，含少量黃鐵礦；通過巖心觀察、成像測井發(fā)現(xiàn)FM1HF 井儲層茅一下段構造縫不發(fā)育，局部層理縫相對較發(fā)育，鉆井過程中無漏失情況，表明裂縫不發(fā)育。

2）礦物特征。通過巖心全巖X 衍射測試分析表明，茅口組茅一下段脆性礦物含量較高，平均為85.0%，其中方解石平均為74.5%，白云石平均為5.4%，石英平均為5.0%，底板棲霞組為淺灰色泥質灰?guī)r，頂板為茅一上段塊狀灰?guī)r，巖心敏感性分析表明為極強水敏（水敏指數為0.96），但無酸敏（酸敏指數為-0.31）。

3）流體特征。茅口組儲層流體以甲烷為主。天然氣分析結果表明，甲烷含量高（96.46%～98.33%），干燥系數大，不含-微含H2S（0～0.011 g/m3）。

4）溫壓特征。茅口組儲層為常溫常壓氣藏。其中地溫梯度為2.09 ℃/100 m，計算地層溫度為42.25 ℃；地層壓力系數為1.28，計算地層壓力為15.8 MPa。

根據上述綜合分析評價，茅口組泥灰?guī)r儲層埋藏較淺，低孔特低滲、敏感性礦物含量高、裂縫不發(fā)育，為溝通天然裂縫形成裂縫網絡，增大泄氣面積，提高單井產能，宜采用水平井分段酸壓+加砂改造工藝。

2 復合酸壓工藝關鍵技術

2.1 復合酸壓工藝參數優(yōu)化

針對川東南區(qū)塊茅口組不發(fā)育的基質儲層，考慮泥灰?guī)r巖性及礦物含量等影響，結合泥灰?guī)r儲層改造現(xiàn)狀情況，明確了“擴大儲層改造體積+刻蝕提升裂縫導流能力+降低儲層傷害程度”為目標，基于儲層敏感傷害及成縫機理分析，確定主體改造工藝為：多簇限流射孔+滑溜水加砂+清潔酸刻蝕復合改造工藝。結合儲層非均質性，優(yōu)化分段射孔位置，增加人工裂縫密度。初期通過滑溜水攜小粒徑支撐劑大規(guī)模加砂壓裂，溝通更多的天然裂縫并進行填充，擴大縫控儲量；再利用清潔酸刻蝕裂縫壁面，提升裂縫有效程度和導流能力，強化滲流通道；最后通過滑溜水攜大粒徑支撐劑對近井進行強化支撐，提高近井裂縫導流能力。

2.1.1 裂縫間距優(yōu)化

針對川東南區(qū)塊茅口組儲層裂縫不發(fā)育的特征，結合巖石力學參數結果，采用密切割射孔增加人工裂縫密度，實現(xiàn)水平井筒體積改造。通過模擬該區(qū)塊茅口組儲層水平應力差為4.6 MPa、楊氏模量為15.12 GPa、泊松比為0.13 時，得到在不同裂縫間距條件下的縫間誘導應力見表1?？芍?，隨著裂縫間距的減小，誘導應力呈增大趨勢，當裂縫間距小于15 m 時，可以實現(xiàn)裂縫之間的誘導應力大于水平應力差，利于裂縫發(fā)生轉向或使天然裂縫開啟，因此裂縫間距優(yōu)化為10～15 m。

表1 不同裂縫間距下縫間的誘導應力

2.1.2 施工規(guī)模優(yōu)化

為確保儲層充分改造，利用MEYER 軟件模擬了不同施工規(guī)模下的裂縫參數，結果如表2 所示。由表2 可以看出，縫長、縫高隨總液量的增大而增大，當總液量1400～2000 m3時，模擬半縫長為185～205 m，縫高為18.6～20.5 m，滿足裂縫幾何參數要求。結合復雜山地環(huán)境備水能力、井場條件等因素，優(yōu)化單段液量1600～1800 m3。

表2 不同施工規(guī)模下的裂縫參數對比

2.1.3 措施液配比優(yōu)化

結合復合酸壓施工工藝需求，通過模擬不同滑溜水和清潔酸配比下酸蝕距離和裂縫高度，優(yōu)化滑溜水和清潔酸的最佳配比，結果見表3?？芍?，隨著清潔酸占比的增加，酸蝕距離和縫高呈增大趨勢，結合酸蝕裂縫刻蝕及措施成本需求，優(yōu)化單段滑溜水與清潔酸配比為6∶4，酸蝕距離73.2 m，可實現(xiàn)裂縫壁面的刻蝕，提升裂縫導流能力，強化滲流通道。

表3 不同措施液配比下的酸蝕距離

2.2 清潔酸體系配方優(yōu)化

研究的復合酸壓工藝主要包括滑溜水和清潔酸2 種體系，其中滑溜水體系較為成熟，而清潔酸體系主要解決傳統(tǒng)交聯(lián)酸及膠凝酸摩阻較高、破膠困難和存在儲層傷害等問題。針對川東南區(qū)塊茅口組泥灰?guī)r巖性礦物特征，結合大排量復合酸壓工藝需求，以滿足低摩阻、高導流、低傷害為目標，開展核心主劑即清潔稠化劑研選及濃度優(yōu)化，研發(fā)出滿足酸蝕裂縫及酸性條件下降阻性能要求的清潔稠化劑，形成清潔酸體系配方。

2.2.1 清潔稠化劑優(yōu)選

在大排量酸壓施工過程中，酸液體系摩阻對施工排量的提升尤為關鍵，要求酸液體系既具有緩速性能同時又具有降阻性能。在25 ℃下，考察了加量為0.1%的不同類型清潔稠化劑溶于20%HCl 中的性能，結果如表4 所示。

表4 0.1%加量下不同清潔稠化劑的性能對比

由表4 可知，不同清潔稠化劑性能有一定差異，部分樣品剪切黏度較低，酸巖反應速度較快，難以滿足酸蝕裂縫需求，YH5、JY2、VT302樣品在20%HCl 溶液中降阻率在60%以上，能夠滿足酸性條件下降阻性能要求。綜合剪切黏度、降阻率及酸巖反應速度需求，0.1%JY2 的剪切黏度為6.5 mPa·s，酸巖反應速度為3.522×10-6mol/（cm2·s），能在保證酸蝕裂縫壁面的同時，降低面容比，延緩酸液反應速率，提高酸蝕裂縫距離；降阻率為63.2%，保證了清潔酸體系的降阻性能，滿足大排量下酸壓施工需求，因此優(yōu)選JY2 作為清潔稠化劑。

2.2.2 清潔稠化劑濃度優(yōu)化

在20%HCl 中分別加入0.05%、0.10%、0.15%清潔稠化劑，其降阻率見圖1?？芍?，隨著排量的提升，不同濃度清潔稠化劑在20%HCl 中溶解后的溶液的降阻率先升高后趨于平穩(wěn)，穩(wěn)定降阻率分別為62.8%、70.4%、71.6%，結合現(xiàn)場酸壓施工要求，優(yōu)化清潔稠化劑使用濃度為0.10%。

圖1 不同濃度清潔稠化劑在不同排量下的降阻率

2.3 清潔酸體系性能評價

1）基本性能。在上述研選的清潔稠化劑中，加入鐵離子穩(wěn)定劑等其它添加劑，制備清潔酸體系樣品，靜置老化后評價其性能，見表5?？芍?，該清潔酸體系降阻率達63.5%，能夠有效降低酸壓施工摩阻，有利于大排量酸壓施工；在65 ℃下老化7 d后無分層、無絮凝、無沉淀，可減小對儲層的傷害。

表5 研制的清潔酸體系的基本性能

2）酸蝕裂縫導流能力。在65 ℃下，采用高溫高壓酸蝕裂縫導流能力儀，模擬清潔酸注入過程中對茅口組露頭的酸蝕程度，測試不同閉合壓力下的酸蝕裂縫導流能力。可知，閉合壓力為10、20和30 MPa 時，清潔酸酸蝕裂縫導流能力分別為388.56、170.40 和14.9 μm2·cm。當閉合壓力為30 MPa時，表明清潔酸在此條件下形成的酸蝕裂縫仍具有較高的導流能力，滿足酸刻蝕裂縫導流能力需求。

3）儲層傷害性能。室內通過掃描電鏡觀察茅口組巖心經過不同酸液酸蝕前后微觀變化，評價其對儲層的傷害情況，結果如圖2 所示。由圖2（b）可以看出，茅口組儲層巖心經15%HCl 溶蝕后形成少量孔洞、微裂縫；由圖2（c）、（d）可以看出，經清潔酸溶蝕后主要形成蜂窩狀結構的孔洞和微裂縫，且清潔酸與巖石反應4 h 與反應7 d 后形成的巖石表面結構特征基本一致，巖心酸蝕蚓孔及裂縫表面無附著物，表明清潔酸對儲層傷害較小，有利于儲層保護。

圖2 茅口組巖心酸蝕前后掃描電鏡圖片

3 現(xiàn)場應用及效果分析

3.1 應用概況

FM1HF 井水平段位于川東高陡褶皺帶，構造平緩，水平段裂縫不發(fā)育，主要穿行二疊統(tǒng)茅口組茅一下段1b 小層，A 靶點斜深為1501 m，垂深為1301.78 m；B 靶點斜深為2502 m，垂深為1346.2 m。該井水平段長為1001 m，全井氣測全烴平均為2.1%；綜合解釋氣層為518.8 m，差氣層為418.8 m。采用套管完井，分14 段101 簇進行橋塞分段加砂酸壓施工。施工總液量為23 917.38 m3（其中清潔酸9170 m3，滑溜水14 747.38 m3），用液強度23.9 m3/m；總砂量879.1 m3，加砂強度1.36 t/m，第5 段施工曲線如圖3 所示。由圖3 可知，每段酸壓施工分5 個階段進行，其中在滑溜水前置液階段，施工曲線有明顯地層破裂形成人工縫特征；在粉砂加砂階段，施工壓力呈下降趨勢，表明儲層破裂之后粉砂有利于降低近井彎曲摩阻，促進了裂縫的順利延伸；在滑溜水攜中砂階段，砂比提升至10%～14%，表明在裂縫順利延伸的同時得到了有效支撐，為增大儲層泄氣面積提供保障；在清潔酸施工階段，施工壓力較加砂階段有所降低，表明清潔酸能有限降低施工摩阻，滿足大排量酸壓施工，且對人工裂縫壁面具有刻蝕效果，能提升裂縫有效程度和導流能力；最后滑溜水攜粗砂強化近井支撐階段，粗砂砂比達14%～16%，實現(xiàn)了強化近井高導流的工藝目的。

圖3 FM1HF 井第5 段復合酸壓施工曲線

3.2 效果分析評價

FM1HF 井經過復合酸壓改造后，采用Φ6～Φ12 mm 油嘴控制放噴排液，放噴測試曲線如圖4 所示。可知，在Φ12 mm 油嘴、測試壓力為7.14 MPa，測試產氣量為4.12×104m3/d，且井底流壓穩(wěn)定，產量波動小。從測試效果來看，復合酸壓工藝針對茅口組泥灰?guī)r基質性儲層具有較好的適用性，首次在該地區(qū)茅口組獲得穩(wěn)定工業(yè)氣流，提交控制儲量236×108m3。

圖4 FM1HF 井放噴測試曲線

4 結論

1.川東南區(qū)塊茅口組基質儲層埋藏淺，碳酸鹽巖含量高，敏感性礦物含量高且儲層低孔低滲，多簇限流射孔+滑溜水加砂+清潔酸復合酸壓工藝能有效擴大儲層改造體積，提升裂縫導流能力，實現(xiàn)儲層有效動用。

2.針對川東南區(qū)塊茅口組儲層裂縫不發(fā)育的特征，結合巖石力學參數分析結果，優(yōu)化裂縫間距為10～15 m，單段液量為1600～1800 m3，滑溜水與清潔酸配比為6∶4，可實現(xiàn)裂縫壁面的刻蝕，提升裂縫導流能力，強化滲流通道。

3.研選了耐酸、高降阻率的清潔稠化劑，形成的清潔酸體系降阻率達63.5%，有效降低酸壓施工摩阻，有利于大排量酸壓施工，在閉合壓力為30 MPa 下的酸蝕裂縫導流能力達14.9 μm2·cm，且清潔酸與巖石反應后的巖石表面結構特征基本一致，酸蝕蚓孔及裂縫表面無附著物，對儲層傷害較小。

4.FM1HF 井經過復合酸壓改造，在Φ12 mm油嘴、測試壓力為7.14 MPa 下，測試產氣量為4.12×104m3/d，且井底流壓穩(wěn)定，首次在該地區(qū)茅口組獲得穩(wěn)定工業(yè)氣流，表明復合酸壓工藝針對茅口組泥灰?guī)r基質性儲層具有較好的適用性。